Александр Гавриленко, БелНИПИнефть
«В рамках доклада предлагаются к рассмотрению технологии направленного кислотного воздействия с использованием эмульсионных и газированных составов, самоотклоняющихся кислотных систем и селективных водоизолирующих составов.
Более 90% всех залежей Республики Беларусь приурочены к карбонатным коллекторам, которые характеризуются высокой послойной неоднородностью, наличием как высокопроницаемых, так и низкопроницаемых прослоев. Применяемые до 90-х годов прошлого века технологии освоения и интенсификации притока заключались в химическом воздействии раствором на основе соляной кислоты и ПАВ. Проводимый анализ данных работ показывал, что при проведении повторного кислотного воздействия одних и тех же вскрытых интервалов успешность работ снижается и при проведении 3-4–й обработок уже составляет 30-40 %. Воздействующий на пласт кислотный раствор поступает преимущественно в высокопроницаемые участки, делая пласт еще более неоднородным.
С 90-х годов с целью повышения эффективности работ по интенсификации притока на месторождениях РБ стали применять направленные кислотные обработки, сущность которых заключается в последовательном проведении работ по ограничению приемистости высокопроницаемых интервалов путем закачки в них НКЭ и увеличении продуктивности низкопроницаемых толщин путем обработки их кислотным составом. Эмульсионные составы, применяемые в технологии, обладают достаточной вязкостью и стабильностью в термобарических условиях пласта. НКЭ проникают преимущественно в наиболее трещиноватые интервалы и временно блокируют их. Это приводит к перераспределению фильтрационных потоков кислотных растворов и способствует их направленному воздействию на низкопроницаемые разности коллектора. НКЭ, после выполнения блокирующей функции, постепенно разлагаются в пласте и высвобождают кислотный компонент, который вступает в химическую реакцию с породой в зонах, удаленных от забоя. В результате происходит выравнивание профиля притока, подключаются в работу ранее не дренируемые каналы и происходит более полная выработка запасов.
Серией лабораторных, модельных и опытно-промысловых испытаний нами была разработана и предложена наиболее оптимальная для условий месторождений РБ рецептура НКЭ: 50% - 2% углеводородный раствор ПАВ – Гидрофобизатор Нефтенол АБР 50% - 15% раствор HCl. Для качественного приготовления эмульсий в промысловых условиях нами был разработан смеситель гидродинамический кавитационный, с помощью которого одновременной подачей 2-х насосных агрегатов в пропорции 1:1 с расходом 1,5-2 л/с каждый осуществляется процесс приготовления. Лабораторные исследования приготовленных НКЭ в промысловых условиях показали их преимущества перед НКЭ, приготовленными в лабораторных условиях (с использованием лопастной мешалки).
В связи с использованием в качестве эмульгатора ПАВ-Гидрофобизатора был проведен анализ работы скважин до и после проведения работ с целью определения влияния на обводненность продукции (поскольку обычные СКО зачастую провоцируют рост обводненности). Анализ интенсифицирующих работ не показал роста обводненности после проведения работ, что предположительно связано с использованием гидрофобизирующего состава.
Следующая технология была разработана преимущественно для выравнивания профиля приемистости нагнетательных и профиля притока добывающих скважин. Сущность ее заключается в закачке в пласт кислотного раствора с пенообразователем в виде ПАВ и газовой фазы (азот) со степенью аэрации от 20 до 300. Для качественной реализации технологии нами был разработан аэратор А350 для получения мелкодисперсной пены.
Анализ эффективности после проведения обработок ГАКС на нагнетательных скважинах показал достижение проектных показателей по приемистости, снижение давления нагнетания и выравнивание профиля.
Следующая представленная технология заключается в обработке пласта самоотклоняющимся кислотным составом (СКС), в основе действия которого лежит его способность преобразовывать несущую кислоту в вязкоупругий гель в ходе реакции с карбонатной породой. Образованный гель создает эффективное локальное отклонение новых порций КС в ранее необработанные участки пласта. В результате достигается более равномерная его обработка.
На слайде представлены результаты модельных исследований состава на керновом материале в сравнении с обычным КС (вид кернового материала и график изменения вязкости кислотного состава в зависимости от его истощения).
На следующем слайде приведены результаты ПГИ до и после выполненных обработок СКС на 2-х скважинах. Анализ результатов показал изменение профиля притока с подключением в работу ранее не работавшей верхней части вскрытого интервала.
Следующая технология была разработана в рамках НИР и была названа Интенсификация с предварительной изоляцией. Сущность метода заключается в комплексном воздействии на неоднородный высокообводненный пласт с целью снижения обводненности и увеличения нефтеотдачи поочередной обработкой водоизолирующей и интенсифицирующей композициям.
Применение технологии позволяет либо снизить объем добываемой воды и увеличить продуктивность по нефти, либо увеличить объем добываемой жидкости с сохранением текущей обводненности.
Основным компонентом технологии является водоизолирующая композиция. После серии испытаний нами были предложены реагенты селективного действия (ОВП-2 и ВПРГ Гипан), а также механического действия (РИНГО-ЭМ). Первые 2 композиции предназначены для создания изолирующего материала в пласте, насыщенном пластовыми водами с содержанием катионов поливалентных металлов (Са2+, Mg2+). Состав на основе РИНГО-ЭМ обладает достаточно высокой регулируемой вязкостью и предназначен для механической кольматации высокопроницаемых предположительно обводненных) каналов. Кислотные композиции, закачиваемые после выдержки на формировании гидроэкрана, поступают в низкопроницаемые, предположительно нефтенасыщенные, интервалы.
Анализ эффективности работ по технологиям НКО показывает, что применение описанных технологий в период с 2011 года позволило повысить успешность и эффективность работ в условиях ухудшения структуры запасов (снижения пластовых давлений, рост обводненности, увеличение доли ТРИЗ).
На следующем слайде представлена еще одна опробованная в рамках НИР технология выравнивания профиля притока в скважинах, не обсаженных ЭК. Она заключается в проведении струйной гидрокислотной обработки (СГКО) в интервалах с ухудшенными коллекторскими свойствами (которые выбираются по ГИС) перед проведением кислотной обработки. Технология реализуется спуском и установкой на заданной глубине ГПП и проведение намыва каверны последовательной закачкой воды с ПАВ и кислотного раствора. Далее ГПП устанавливается на следующей глубине и операция повторяется. Таким образом, формируются каналы, позволяющие получить гидродинамическую связь между продуктивным пластом и стволом скважины и в дальнейшем служащие направлением проникновения кислоты вглубь пласта при последующей кислотной обработке. При этом существенно увеличивается площадь эффективного воздействия на продуктивную зону интервала освоения. Стоит отметить, что в связи с отсутствием ЭК и цементного камня вся энергия при реализации СГКО направлена на образование канала.
На следующем слайде представлена эффективность работ на 6-ти объектах (2015-2017 гг). Данная технология оценена как успешная и эффективная.
