Эффективность применения технологий с использованием виброволнового воздействия для нагнетательных скважин нгду "Елховнефть" ао "Татнефть"

Год прове­дения ГТМ	Ярус, горизонт, метод	Число обрабо­танных скважин	Число сква­жин спро-долже-нием эффекта на 1.01.2000 г.	Суммарная дополни­тельная закачка воды, м^	Суммарная дополни­тельная добыча нефти, т	Средняя дополни­тельная добыча нефти на 1 скважину, т
1997	Бобриков-ский гори­зонт, ВДХВ Кыновский и пашийский горизонты, ВДХВ	12 8	6 7	123 338 131 708	9 834 2 147	820 268
1998	Бобриков-ский гори­зонт, ВДХВ Кыновский и пашийский горизонты, ВДХВ	1 15	1 8	4 002 220 381	172 17 767	172 1 184
1999	Бобриков-ский гори­зонт, ВДХВ Кыновский и пашийский горизонты, ВДХВ	2 13	2 12	5 752 28 437	48 1633	24 126

притока воды или газа, ликвидация или временная блокировка поглощений.

Коллекторы:

тип - терригенные, карбонатные;

состав - песчаники, песчано-алевролитовые, заглинизиро-ванные песчаники с начальной нефтенасыщенностью не менее 45 %, пористостью не менее 14-15 % и проница- емостью 0,01-0,2 мкм² и выше; порово-трещиноватые, порово-кавернозные, порово-кавернозно-трещиноватые с начальной нефтенасыщенностью не менее 45 %, пористостью не менее 5— 7 % и проницаемостью 0,005-0,5 мкм² и выше.

Пластовые флюиды:

нефть вязкостью до 40-60 мПа-с;

вода пресная и минерализованная.

Колъматант:

286

органический - асфальтены, смолы, парафин, продукты жизнедеятельности бактерий;

неорганический - глинистый, отложение солей, продукты кор­розии, фильтрат бурового раствора, тампонажный цемент;

другой - продукты реакции после проведения обработок химреагентами, структурированные системы техногенного и биогенного характера.

К скважинам, планируемым для обработки по технологиям ВДХВ и ВПВ, предъявляют определенные типовые требования (табл. 10.5).

Таблица 10.5

1

2

3

Глубина залегания продуктивных пластов не более 6000 м при пласто­вом давлении не ниже 50-60 % гидростатического для технологии ВПВ и 20-30 % для ВДХВ. Для залежей, залегающих на глубинах до 2000 м, пластовое давление может быть и меньшим, и для конкретных площа­дей должно устанавливаться опытным путем

Продуктивный пласт должен быть представлен породами, не склонны­ми к разрушению при снижении забойного давления на 10 МПа меньше значения пластового давления

Пористость и проницаемость продуктивных отложений должны быть не ниже критических значений для данного месторождения и должна су­ществовать гидродинамическая связь по пласту с окружающими сква­жинами

У скважин должны быть качественное цементное кольцо в интервале перфорации и залегания непродуктивных пород и герметичная обсадная колонна при отсутствии заколонных перетоков. Уровень подъема це­мента за обсадной колонной должен быть выше башмака технической колонны, а за технической колонной — до устья

Внутренний диаметр обсадной колонны должен быть не менее 89 мм. Искривление ствола скважины не должно превышать 2° на 10 м глуби­ны при применении технологии ВДХВ

Температура на глубине установки пакера не должна превышать 100 °С Вскрытый перфорацией интервал пласта должен иметь эффективную толщину не менее 2 м, а ниже его в обсадной колонне должно оставать­ся свободное пространство (зумпф) не менее 5 м для обеспечения воз­можности проведения геофизических исследований При выборе добывающих скважин предпочтение отдается тем, которые находятся в зоне влияния нагнетательной скважины, и в процессе экс­плуатации продуктивность снизилась в 3 раза и более, а эффект от об­работки не достигался или был кратковременным

Обводненность продукции должна быть не больше 60 %. Но при эксплуа­ тации пластов, сложенных из нескольких пропластков и разделенных плотными породами, обводненность может быть и выше 60 %, если досто­ верно установлено, что отсутствует приток хотя бы из одного из них по причине неудачного вызова притока после бурения или его загрязнения в течение безводного периода добычи нефти

287

Продолжение табл. 10.5

10

11

12

13

14

Для добывающих скважин, вскрывающих пласты с подстилающей (по­дошвенной) водой, где уже произошло обводнение продукции, опреде­ляющими условиями являются:

наличие рентабельных запасов на участках расположения скважин; наблюдающаяся тенденция снижения обводненности при уменьше­нии объемов отбора жидкости;

монотонное снижение продуктивности, вызванное загрязнением при-забойной зоны скважин При выборе нагнетательных скважин предпочтение отдается тем, у ко­торых коэффициент приемистости имел тенденцию к монотонному снижению при уменьшении толщины поглощения (профиля приемисто­сти), а для многопластовых — с имеющимися, не подключенными под закачку интервалами

При выборе скважин, запланированных для перевода из добывающих в фонд нагнетательных, предпочтение отдается тем, на которых продук­тивность монотонно снижалась и по опыту работ перевода под закачку воды на этом участке или в районе этой скважины имелись определен­ные трудности

Не рекомендуется проводить обработку скважин, на которых произво­дились работы по герметизации, ремонту обсадной колонны и дли­тельное фрезерование торцевым фрезом в одной точке, особенно на глубинах, приближенных к интервалу перфорации При выборе скважин необходимо иметь в виду основанное на большом опыте промысловых испытаний важное обстоятельство, а именно то, что эффективность применения технологий оказывается выше, если ранее на скважине еще не производились реагентные обработки, осо­бенно связанные с закачкой смеси фтористоводородной (HF) и соляной (НС1) кислот