В рамках работ по отбору технологий для повышения производительности добывающих нефтяных скважин Сектором по химизации Департамента ТиТ ДНГ НТЦ НИС-Нафтагас д.о.о. совместно с ООО НИИЦ «Недра-тест» был проведен анализ данных по 4-ем месторождениям Сербии. Особенность работы заключалась в том, что в малодебитных скважинах длительное время разрабатываемых месторождений геофизические и гидродинамические исследования проводятся крайне редко, либо вообще не проводятся по экономическим соображениям. В условиях ограниченности информации задачу решали, обрабатывая архивные данные и текущие показатели добычи. Авторы рассчитывают, что приведенные ниже расчеты и логические построения будут полезны специалистам, работающим с истощенными месторождениями, а также и более широкому кругу разработчиков для проведения обзоров. Конкретные наименования месторождений и скважин заменены римскими цифрами из соображений защиты информации.
Рассмотрим на примере месторождений I-W (залежи E, F, G) и I-S критерии, выбранные для оценки применимости технологий интенсификации.
1. Пластовая температура. Пластовые температуры месторождений I-W и I-S довольно высокие и составляют ≈107–116⁰С. Значение температуры важно знать особенно при подборе селективных технологий химической кольматации.
2. Пластовое давление. Критерий важен для оценки ресурса депрессии при вызове притока после проведения интенсификации. Пластовое давление на I-W не превышает 16,5 МПа. Пластовое давление на месторождении I-S преимущественно выше гидростатического. Глубины продуктивного пласта колеблются в пределах 1950 – 2500м. Таким образом, залежь I-W характеризуется аномально низким пластовым давлением.
3. Вязкость нефти в пластовых условиях. Критерий характеризует степень подвижности нефти в пластовых условиях. На месторождениях I-W и I-S все нефти являются незначительно вязкими (< 1 мПа•с).
4. Характеристика состава пластовой воды по минерализации и жесткости. Критерий важен для оценки совместимости химических реагентов и проведения расчетов индексов насыщения. Пластовые воды месторождений I характеризуются средней минерализацией (5 – 15 г/л). Однако общее количество растворенных солей не дает информацию о потенциальных проблемах несовместимости, поэтому необходимы данные о содержании ионов кальция и магния (о жесткости). По классификации [1], пластовая вода месторождения I-W залежи Е имеет среднюю жесткость (2 — 10°Ж), вода I-W залежи G и F – мягкая (< 2°Ж), а на месторождении I-S воды очень жесткие.
5. Проницаемость пласта. Пласты обоих месторождений характеризуются низкой проницаемостью (<100 мД).
6. Глинистость и карбонатность пласта. Месторождение I-W, залежь Е характеризуется, в основном, песчаниками, которые преимущественно однородны по составу и имеют высокое содержание слюды, органического вещества и углефицированной органики. Содержание карбонатов варьируется от 0,16 до 0,26 д.е. Залежь F чередуется слоями мергелистого песчаника и песчаными алевролитами. Содержание карбоната варьируется от 0,06 до 0,49д.е. Залежь G представлена слюдистыми песчаниками, песчаными мергелями, глинистыми алевролитами и глинистыми песчаниками. Содержание карбоната варьируется от 0,19 до 0,30 д.е. Месторождение I-S сложено конгломератным песчаником с тонкими прослойками карбонатных аркозовых песчаников с содержанием карбонатов от 0,13 до 0,15д.е. Таким образом, коллекторы I-W (залежь Е и F) и I-S можно классифицировать как малоглинистые с высокой карбонатностью, а коллекторы I-W (залежьG), имеющие в составе пласта глинистые песчаники и алевролиты, как глинистые с высоким содержанием карбонатов.
Результаты такого, казалось бы, несложного скрининга месторождения заносили в табл., которую использовали для отбора технологий интенсификации. Например, исходя из данных о низкой проницаемости, высокой подвижности пластовой нефти, средней минерализации пластовых вод и высокой температуре была предложена селективная технология водоизоляции с использованием жидкого стекла и карбамида (селективная химическая кольматация при температурах более 100 °С). С другой стороны, с учетом низких пластовых давлений сразу были отброшены любые эмульсионные составы и неселективные способы. Отобранные технологии расположены в табл. в порядке привлекательности по совокупным технико-экономическим издержкам.
По результатам проведенного в 2018 г. подобного анализа еще трех месторождений оператором были приняты решения о выборе технологий соляно-кислотной обработки (СКО) и изменения фазовых проницаемостей в прискважинной зоне пласта (ПЗП) для проведения ОПР и последующего тиражирования.
Первичный отбор скважин-кандидатов для проведения опытных работ был проведен на основании общих рекомендаций о наибольшем обводнении продукции, существенном снижении дебитов по сравнению с аналогичными скважинами фонда и т.п. [2, 3] Кроме того, при выборе скважин под проведение СКО был проведен аудит:
– конструкции скважин (обсадная колонна, насосно-компрессорные трубы (НКТ), пакеры, насосы, колонные головки);
– состояния металла в скважинах (герметичность, наличие разломов и смятий труб, наличие коррозии);
– возможности установки пакерного и иного внутрискважинного оборудования (возможные типы внутрискважинного оборудования, которые потенциально можно спустить в рассматриваемые скважины и которое есть в наличии);
– доступности наземного технологического оборудования (насосы, смесители, упредительные и мерные емкости).
К сожалению, исследования в низкодебитных скважинах проводятся крайне редко, поэтому набор исходных данных о работе скважин не позволял оценить продуктивность. Для анализа был доступен лишь ограниченный набор сведений о температурах, пластовом давлении, дебитам по жидкости и нефти, обводненности продукции. Тем не менее авторы статьи провели дополнительный анализ, а именно были рассчитаны коэффициенты аномальности пластового давления для каждой скважины по формуле ka = Pпл/(1000•Hк•g), где ka – коэффициент аномальности, безразм.; Pпл – пластовое давление, Па; 1000 – переводной коэффициент, равный плотности воды,
кг/м3; Нк – верхняя отметка по вертикали перфорированного интервала, м; g – ускорение свободного падения, м/с2.
При отсутствии информации о продуктивности вычисление коэффициента аномальности дает косвенные данные о запасенной или остаточной пластовой энергии в относительных единицах, удобных для сравнения работы скважин в пределах одного пласта. В зависимости от рассчитанных ka строили зависимости дебита по жидкости (рис. 1) и нефти для каждого месторождения. По сути, построенные графики аналогичны зависимостям продуктивности скважин от давления и позволяют определить наименее продуктивные скважины, с которых и следовало бы начать опытные работы [4]. Такой подход позволяет отобрать скважины, соответствующие следующим критериям:
1) с одной стороны, минимальная продуктивность (дебит) из выборки;
2) с другой стороны, максимальный запас пластовой энергии (максимальные коэффициенты аномальности) – необходимый фактор для обеспечения вызова притока после проведения опытных работ.
Таким образом, руководствуясь двумя описанными выше критериями, можно сократить число скважин-кандидатов – т.е. определить первые опытные скважины для каждого месторождения.
Так, для месторождения I наименьшими дебитами и наибольшим запасом пластовой энергии обладают скважины I-а и I-с, с которых и следовало бы начать опытные работы. На рис. 1 положение скважин на диаграмме отмечено цветным фоном.
Для оперативного отбора скважин из большой выборки было предложено использовать критерий, вычисляемый как отношение коэффициента аномальности пластового давления к дебиту по нефти. В пределах одного пласта максимальное значение критерия говорит одновременно о высоком запасе пластового давления и минимальном дебите. В качестве примера на рис. 2 показана диаграмма ka/Qн для 21 скважины 4 месторождений (названия месторождений заменены на римские цифры). Для каждого из четырех месторождений зелеными столбиками показаны отобранные для проведения ОПР скважины.
Таким образом, показан алгоритм поиска технологий интенсификации притока и отбора скважин-кандидатов на месторождениях с низким пластовым давлением в условиях отсутствия информации о результатах гидродинамических исследований.
