Ахметов Р.Р., Тепляков Е.А. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)
Лицкий В.П. (Департамент по нефти, газу и минеральным ресурсам ХМАО)

С 1996 года и 9 месяцев 2000 года по Территориальной программе ГРР в эксплуатационной колонне испытано 460 объектов, проведено 211 операций по интенсификации притоков (табл.1), в том числе:

• повторные перфорации (ПП) – 45 операций;
• метод переменных давлений (МПД) – 55 операций;
• воздействие пороховыми генераторами давлений (ПГД) – 3 операции;
• струйные насосы (СН) – 16 операций;
• кислотные обработки (соляно-кислотные (СКО) и глинокислотные (ГКО)) – 24 операции;
• воздействие газоокислительной смесью (ГОС) – 4 операции;
• воздействие зарядами по гидроразрыву пласта (ЗГРП) – 2 операции;
• комбинированные методы (например: ПП с последующим ПГД и СН) – 68 операций.

 

Таблица 1.

Следует отметить, что все применявшиеся методы интенсификации притоков традиционные и относительно дешевы. «Тяжелые» технологии по стимуляции притоков из пластов типа ГРП не применялись.

Работы по интенсификации притоков (РИП) производились за редкими исключениями в соответствии с «Практическими указаниями по испытанию поисковых и разведочных скважин на нефть и газ. Часть II. Освоение скважин, интенсификация притоков из поровых коллекторов» (Федорцов В.К., Ягафаров А.К. и др.).

Необходимо различать как технологическую, так и геологическую эффективность РИП (табл.1-3) в геологоразведочном производстве в отличие от нефтяного. Разница между ними состоит в том, что в первом случае наблюдается некоторое повышение дебита скважины после воздействия (иногда кратное), а во втором – дебит увеличивается до значений промышленного (5 м³/сут и более), т.е. влияет на прирост запасов, принимаемых на баланс. С этой точки зрения нами и рассмотрена эффективность всех применявшихся методов интенсификации притоков.

Эффективность указанных методов в целом по всем перспективным на нефть и газ геологическим объектам следующая (общая эффективность равна сумме технологической и геологической эффективностей), %:

• ПП – технологическая эффективность – 46,7 и геологическая – 24,4;
• МПД (здесь и далее соответственно) –36,4 и 7,2;
• СН – 25 и 43,8;
• СКО и ГКО – 16,7 и 16,7;
• ГОС – 100 и 0;
• ЗГРП – 0 и 100.

Эффективность наиболее часто применявшихся комбинированных методов %:

• ПП + ПГД – 60 и 15;
• ПП + СН – 44,4 и 22,2;
• ПП + ПГД + СН – 50 и 0.

Эффективность других комбинированных методов составляет, соответственно, 41,9 и 19,4%.

Эффективность РИП по нефтегазовым комплексам и пластам приведена в табл. 2 и (независимо от метода) в пластах группы «А» составляет, %:

• технологическая – 55,2;
• геологическая – 31.

Соответственно:

• в пластах группы «Б»: 33,3 и 33,3;
• в ачимовской толще: 75,0 и 12,5;
• в баженовской свите: 45,8 и 12,5;
• в абалакской свите: 14,3 и 7,1;
• в пласте Ю₁: 53,8 и 23,1;
• в пласте «П»: 66,7 и 33,3;
• в средней юре: 34,7 и 18,7;
• в нижней юре: 50 и 50;
• в доюрском комплексе: 38,5 и 7,7.

 

Таблица 2.

Рассмотрим эффективность каждого метода РИП по нефтеносным комплексам и пластам (табл.3).

В пластах группы «А» успешность методов РИП следующая, %:

ПП — технологическая эффективность (ТЭ) — 43,0, геологическая (ГЭ) — 57,1;

ЗГРП – 0 и 100;

ПП + ПГД – 40 и 40;

МПД + СН – 0 и 100;

ПП + МПД + СН – 0 и 100.

Всего в пластах группы «А» проведено 29 операций по стимулированию притоков. Почти каждая третья операция (31%) позволила получить промышленные притоки нефти.

В пластах группы «Б» проведено всего три операции, %:

МПД – 0 и 100;

ПП + ПГД – 100 и 0;

ПП + СН – 0 и 0.

В ачимовской толще проведено 8 операций, но промышленный приток нефти был получен только в одном объекте (после ПП). Другие методы РИП были эффективными только в технологическом плане.

При испытании объектов в баженовской свите было проведено 24 операции, в том числе, %:

ПП – ТЭ -37,5, ГЭ – 12,5;

МПД – 50,0 и 16,7;

СКО – 50 и 50;

ПГД, ПП + ПГД и ПП + МПД + СКО – были эффективными только технологически;

СН и ПП + ПГД + МПД – оказались неэффективными.

В абалакской свите проведено 28 РИП, геологически эффективными были только две операции по ГКО (успешность 14,3%), технологически эффективными были две операции (ПП+СКО+ГКО и МПД+ ПП +шнуровая торпеда (ШТ)). Такие методы, как ПП, МПД, СН, СКО и другие, оказались неэффективными.

РИП в пласте Ю₁ проведены в объеме 26 операций. Наиболее успешные методы РИП ,%:

СН – ТЭ – 20, ГЭ – 60;

ПП – 66,7 и 33,3;

ПП+СН – 66,7 и 33,3;

ПП+МПД+СН – 50 и 50.

Увеличение дебитов нефти наблюдалось после проведения МПД, ПГД, ПП+ПГД, СН+СКО.

В пласте «П» проведено всего 3 операции по увеличению притоков. После освоения пласта СН в одном объекте был получен промышленный приток нефти, а после проведения ПП (1 операция) и ГОС (1 операция) дебиты нефти увеличивались, но не до промышленных значений.

В отложениях средней юры (пласты Ю₂-Ю₉) проведено более трети всех объемов РИП – 75 операций.

Наиболее успешными были следующие методы РИП,%:

ПП+ШТ+МПД – 100;

СН – ТЭ-25, ГЭ-75;

СКО+СН – 50 и 50;

ПП+СН – 33,3;

СН+МПД – 33,3 и 33,3;

ПП – 46,2 и 23,1;

ПП+МПД – 20 и 20;

ПП+ПГД – 57,1 и 14,3;

МПД – 27,6 и 6,9.

Такие методы, как ГКО, ПП+ГКО, ПП+ШТ, оказались только технологически эффективными, а методы СКО+МПД, ГКО+СН и ПП+ПГД+СН — низко эффективными.

В отложениях нижней юры было проведено две ПП. Одна операция была технологически эффективной, а при второй был получен промышленный приток нефти.

В доюрских отложениях проведено 13 РИП, в том числе 5 операций оказались технологически эффективными (ПП и МПД) и в одном случае после СКО был получен промышленный приток нефти.

Таблица 3.

Таблица 3 (продолжение).

Таблица 3 (окончание).

Необходимо отметить, что оценка успешности тех или иных методов воздействия на ПЗП не может претендовать на истину, т.к. объемы проведенных РИП незначительны, а качество данных работ подрядными организациями оставляет желать лучшего (по объективным и субъективным причинам). Но тем не менее по данному обзору РИП можно сделать следующий вывод: традиционные методы интенсификации притоков малоэффективны, особенно в отложениях ачимовской толщи и более раннего возраста.

Низкая эффективность РИП при поисковых работах обусловлена следующими причинами:

• низкое качество бурения и крепления ствола скважин (несоблюдение параметров промывочной жидкости и применение промывочных жидкостей с твердыми фазами приводит к закупорке прискважинной зоны пласта, а плохое качество цементажа – к заколонным перетокам пластовых флюидов);
• устаревшая техническая и технологическая оснащенность производителей работ;
• исчерпавшая себя идеология ведения РИП в процессе ГРР.

В связи с этим следует привести примеры из опыта работ ОАО «СургутНГ» на Айпимском месторождении.

Пласт АС₁², представленный тонким чередованием (по 3-4 см) песчаников нефтенасыщенных и аргиллитов. Применение традиционных методов стимуляции притока (ПП, СКО, МПД и т.п.) к существенному увеличению дебита не привело.

В скв.4022 после ПП получен приток нефти дебитом 5 т/сут на динамическом уровне 759 м, после ГРП – Q⁶н=30 т/сут. После традиционных РИП был получен приток нефти Q=1,3/824, после ГРП – Q⁶н=22,4 т/сут.

По нашему мнению, для повышения эффективности РИП, а в конечном итоге и эффективности ГРР необходима новая финансовая стратегия ведения ГРР, т.е. отход от устоявшейся психологии тюменских геологов – открытие месторождений «малой кровью». Понятно, что усовершенствование технологий первичного и вторичного вскрытия пластов, методов освоения и ведения РИП значительно удорожат стоимость ГРР, но, по всей видимости, необходимость таких решений уже назрела.

На начальном этапе модернизации технологий освоения и РИП представляется необходимым:

1. Проведение научно-тематических работ с обзором и анализом методов РИП, эффективно применяющихся на практике, с последующими рекомендациями применительно к нашему региону.
2. Обновление технического парка подрядных организаций в соответствии с предложенными рекомендациями.
3. В проектно-сметной документации строительства скважин предусматривать проведение рекомендованных видов работ.
4. Создание полноценных служб по испытанию скважин в Департаменте по НГ и МР (служба супервайзеров) и НАЦ РН, укомплектованных квалифицированными специалистами, способными своевременно и качественно решать все вопросы, связанные с данным циклом строительства скважин (контроль качества ведения работ, анализ, рекомендации и т.п.).