УДК 504.05

Опыт применения гидроразрыва пласта и солянокислотной обработки на месторождении Тенгиз

Магистрант Д.Д.Кабылбаев

Научный руководитель, к.т.н. Н.Б. Баймбетов

Казахский Национальный Технический Университет им.К.И.Сатпаева, г. Алматы, Казахстан.

В настоящей работе принимается, что по скважинам, вскрывшим перфорацией пласты I и II объекта, вся добыча нефти условно относится к I объекту ввиду крайне низких коллекторских свойств пород, составляющих пласты II объекта [5].

Два процента от общей накопленной добычи нефти, что составляет 1,223 млн.т, извлечено скважиной № 10, которая закончена в III девонском объекте.

Если говорить о зональном распределении накопленных отборов нефти, то можно отметить, что 37,5 % отобрано из 20 скважин, расположенных на северной части платформы, 38,1 % - из 17 скважин северного борта, 8,2 % - из 9 скважин на северном склоне. Таким образом, 83,8 % накопленной добычи нефти отобрано из скважин, пробуренных в северной части месторождения.

Начиная с 1995 года происходило ежегодное наращивание годовых отборов нефти, как за счет увеличения фонда скважин, так и за счет разработки сети выходов на мировые рынки сбыта сырой нефти. [7]

Максимальный отбор нефти достигнут в 2001 году – 12350,2 тыс.т, при этом темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,1 %. Степень выработки начальных извлекаемых запасов достигла 5,5 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 2,8 %.

В целях интенсификации притока на месторождении проводятся два вида мероприятий: соляно-кислотная обработка (СКО) призабойных зон скважин и кислотный гидроразрыв пласта (КГРП), поскольку пласты-коллекторы месторождения Тенгиз представлены известняками, на которые благоприятно воздействует соляная кислота [6].

Кислотная обработка предусматривает использование кислоты для проникновения в загрязненную приствольную зону пласта при давлении меньшем, чем давление гидроразрыва. Целью этой операции является удаление последствий загрязняющих воздействий на приствольную зону, имевших место в процессе бурения, освоения и капремонта скважины.

Дополнительные загрязнения возникают в процессе эксплуатации скважины в результате осаждения налета на перфорационных отверстиях и на стальных трубных элементах. Осаждение кальцита (СаСО3) может происходить в присутствии небольшого количества воды в скважине, а сульфиды железа возникают как побочные продукты коррозийной активности сероводорода (Н2S).

Для того, чтобы устранить повреждения прискважинной зоны коллектора, может использоваться кислотная обработка через гибкие НКТ. Гибкие НКТ спускаются в скважину и производится закачка кислоты с интенсивностью приблизительно 0,16 куб.м в минуту (1 баррель в минуту) при забойном давлении ниже давления гидроразрыва. Гибкие НКТ ведут закачку кислоты и перемещаются вниз и вверх по всей продуктивной зоне. Перемещение гибких НКТ помогает эффективной обработке всего интервала коллектора и, таким образом, работает как механический диверсикатор. Для обработки скважины обычно используется 15 % раствор соляной кислоты (НСl). Для кислотной обработки скважины обычно используется от 50 до 100 куб.м (315-630 баррелей) кислоты.

Соляно-кислотные обработки на месторождении проводились в период 1988-1993 гг., т.е. в период освоения скважин и начальной эксплуатации и с 2000 по 2001 г.г.

Всего на месторождении в период 1988-1993 гг. СКО проведено в 24 скважинах (36 скважино-операций) и с 2000 по 2001 г.г. – в 4 скважинах (220, 463, 5056 и 7252). Работы для каждой скважины проводились по индивидуальной программе оптимизации притока. Результаты проведенных СКО приведены в таблице 1.13.

Как видно из таблицы, в результате проведенных работ положительный эффект получен в 24 скважине (37 скважино-операций) в виде увеличении дебитов нефти в 1,1 (скв.104 ) – 2,04 раза (скв.113). По данным исследований коэффициенты продуктивности увеличились в 1,7 – 3 раза. По отдельным скважинам наблюдалось постепенное снижение дебитов, что привело к необходимости повторного воздействия СКО. При этом дебиты скважин увеличились до уровня дебитов, полученных после проведения первых СКО (№№6, 12, 16, 26, 419). По трем скважинам (скв.3 - интервал перфорации 4600-4798 м; скв.12 - интервал перфорации 4889-4914 м; скв.25 - интервал перфорации 4152-4197 м) эффект не получен из-за низкой продуктивности пластов. Кислотный гидроразрыв – это процесс интенсификации продуктивности скважин, при котором кислота нагнетается в пласт при давлении, достаточном для разрыва пласта. По мере движения кислоты вдоль образующейся трещины часть поверхности трещины растворяется, образуя проводной канал. Основная цель кислотного гидроразрыва – образовать проводные каналы достаточной длины, позволяющие более эффективно дренировать коллектор. При кислотном гидроразрыве возможно получение значения скин-фактора от –4 до –6.

Кислотный гидроразрыв производится в скважинах с низкой проницаемостью и низкой продуктивностью. Кислотные гидроразрывы были произведены как в платформенных скважинах, так и в скважинах краевой зоны. Использовалась соляная кислота 15-20 % концентрации. Обычно обработка производилась при интенсивности закачки 2300-3500 л/мин (20-30 баррель/мин) в объеме от 250 до 500 м3 кислоты.

В период с 1993 года по март 2002 года интенсификации притока методом КГРП подверглись 17 скважин (№№21, 112, 113, 111, 320, 72, 116, 40, 11, 42, 3-К, 419, 1101, 5050, 43, 119, 15). Оценка эффективности проведенных работ по интенсификации сделана по изменению уровня добычи нефти, а также на основании результатов гидродинамических исследований. Эффективность обработки скважин методом КГРП и результаты гидродинамических исследований до и после проведения обработок приведены в таблице 1.14.

В октябре 1995 года был проведен кислотный гидроразрыв в скв. 21 (обработанный интервал – 63 м). Дебит до интенсификации притока – 720 т/сут, после – 1039 т/сут. Прирост добычи составил 319 т/сут (44 %).

В 1996 году интенсификации добычи методом КГРП подверглись 4 скважины (№№112, 113, 111, 320). Результаты исследований показывают, что в скважине №111(hобр=99м), проницаемость после КГРП увеличилась в 12 раз, гидропроводность – в 44 раза, скин-эффект снизился с 1,1 до 0,242, дебит скважины увеличился на 69 %.

В скважине №112 (hобр= 99м) за 6 месяцев (декабрь 1995 г. – июнь 1996 г.) снижение дебита нефти составило 170-200 т/сут. После стимуляции дебит увеличился на 205 %. В скважине №113 (hобр=237м) увеличение дебита составило 12 %.[4]

В скважине №320 (hобр=272м) кислотный гидроразрыв был проведен при освоении. По результатам исследований, проведенным до обработки, были получены небольшие значения проницаемости (3,4×10-3×мкм2), гидропроводности (1,67×10-3мкм2×м/м Па×с), а также высокий скин-эффект (36,2). В настоящее время скважина относится к высокоде-битному фонду, с дебитом, превышающим 1000 т/сут. Так как после обработки гидродинамические исследования в скважине не проводились, однозначная оценка эффективности проведенной стимуляции затруднительна.

В 1997 году кислотный гидроразрыв пласта провели в 3 скважинах (№72, 116, 40). В скважине №72 (hобр=257м) наблюдался незначительный эффект от КГРП: дебит на одном и том же режиме увеличился на 8 %. В скважине №116 (hобр=32м) дебит нефти увеличился более чем в два раза, соответственно отмечается повышение давления на устье с 16 МПа до 21 МПа (Dш=19мм). Максимальный эффект от проведения КГРП отмечается в скважине №40 – расчетная продуктивность возросла в 39 раз.[6]

Список литературы

1. Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Тенгиз. Отчёт Д. ОК 24921, ОАО Гипровостокнефть. Руководители: Пономарёв А.Г., Немков А.С., Ковалёва Г.А., Самара, 2002

2. Подсчёт запасов нефти, растворённого газа и попутных компонентов месторождения Тенгиз. Отчёт ТШО, Каспиймунайгаз, КазНИГРИ. Атырау, 2002

3. Анализ текущего состояния разработки месторождения Тенгиз (по состоянию на 01.01.05). Отчёт по дог №ОК42417, АО НИПИнефтегаз. Руководитель Дружинина О.Н., Актау, 2005

4. Авторский надзор за реализацией Техсхемы разработки м. Тенгиз по состоянию на 01.01.07. Отчёт по дог. №ОК 200712 АО НИПИнефтегаз. Руководитель Дружинина О.Н., Актау, 2007

5. Анализ текущего состояния разработки месторождения Тенгиз (по состоянию на 01.01.08). Отчёт по дог №595836, АО НИПИнефтегаз. Руководитель Дружинина О.Н., Актау, 2008

6. Перевод запасов нефти и растворённого газа из категории С2 в категорию С1

месторождения Тенгиз (Атырауская область Республики Казахстан) по состоянию на 01.09.2008 г,. ТШО, АО НИПИнефтегаз, 2008

7. Месторождение Тенгиз. Отчет по моделированию коллектора 2002−Аспекты первичной добычи. ТШО. Июнь 2002