Ключевые слова: нефтеотдача, дебит, коллектор, продуктивность, Северо-Брагунское месторождение, приемистость, скин-фактор, соляно-кислотная обработка, призабойная зона.
Северо-Брагунское месторождение расположено на территории Грозненского района Чеченской Республики на примерном расстоянии около 30 км восточнее г. Грозного. Вскрытый геолого-геофизический разрез представлен продуктивными кайнозойскими и мезозойскими залежами. Литологический состав мезозойских и кайнозойских отложений представляет собой отложения рыхлых песков, суглинок, с чередованием глинистых, известковистых, серых, голубовато-серых песчаников, а также серых, темно-серых известковистых глин, с включениями пестроокрашенных мергелей и крепких песчаников.
Эоцен-палеоценовый отдел представлен продуктивными карбонатными породами, которые представляют собой отложения серых и светло-серых известняков, светло-серых и белых известняков, с хорошо развитыми стилолитовыми швами, местами черными, известковистыми, алевритистыми, с прослоями алевролитов. Также присутствуют следы известняков с зеленоватым оттенком, тонкозернистые, крепкие, с черными и светло-черными глинами, с толщиной карбонатных пород около 400 м.
Основным разрабатываемым объектом является Верхнемеловая залежь, с наличием неоднородного по своему строению, сложно построенного каверново-трещинного коллектора. Действующий добывающий фонд представлен тремя скважинами, в этих скважинах наблюдается рост обводненности продукции. Динамика изменения показателей разработки показана на рисунке 1.Рисунок 1. Динамика изменения показателей разработки Северо-Брагунского месторождения Чеченской Республики
Динамика работы добывающих скважин приводится в таблице 1.
Таблица 1. Динамика изменения показателей работы добывающих скважин Северо-Брагунского месторождения
Закачка воды ведется через четыре нагнетательные скважины. Для поддержания пластового давления применяется технология законтурного заводнения. Скважины эксплуатируются преимущественно механизированным способом, с помощью установок электроцентробежных насосов. Добывающие скважины характеризуются высокой обводненностью продукции, которая в целом по скважинам составляет около 80 %. Причиной роста обводненности является наличие некачественного цементирования обсадных и эксплуатационных колонн, что служит индикатором возникновения заколонных перетоков, применения кумулятивной и пулевой перфорации в качестве технологии дополнительной перфорации пластов, загрязнения призабойных зон техническими жидкостями в процессе ремонта скважин и т.д. Разработка ведется с применением замкнутого упруговодонапорного режима.
Технологии увеличения нефтеотдачи сложно построенного карбонатного коллектора
Рассматривая способы воздействия на карбонатные пласты, стоит отметить, что наиболее используемой методикой является соляно-кислотная обработка. Это универсальный способ увеличения нефтеотдачи карбонатного коллектора [1]. Суть метода заключается в растворении карбонатных минералов резервуара закачкой в пласт соляной кислоты для увеличения работы скважин и интенсификации добычи. В условиях карбонатного коллектора с наличием зон трещиноватости или повышенной кавернозности, свое применение находят различные технологии кислотного воздействия на пласт, а именно: пенокислотная обработка, кислотный ГРП, поинтервальная обработка, соляно-кислотная ванна (СКВ), термокислотная обработка и т.д. Подробнее основные виды кислотных обработок карбонатных коллекторов приведены в таблице 2.
Таблица 2. Виды кислотных обработок ПЗП эксплуатационных скважин [2]
Также, помимо перечисленных, для карбонатных пластов применяются другие технологии увеличения нефтеотдачи: физико-химические (с применением ПАВ и растворителей), термические, комбинированные (термогазохимическое воздействие, термоакустическое) и гидродинамические. Мероприятия по гидродинамическому воздействию на пласты преследуют цель повышения интенсивности воздействия на слабо дренируемые запасы нефти и вовлечение в разработку выявленных в процессе разбуривания и эксплуатации недренируемых балансовых запасов нефти в объекте разработки [3]. Далее автором приводится математический расчет применения гидродинамических МУН верхнемеловой карбонатной залежи Северо-Брагунского месторождения. Данные для расчетов приведены в таблице 3.
Таблица 3. Данные для расчетов по Верхнемеловой залежи Северо-Брагунского месторождения
Одним из параметров при расчете гидродинамического воздействия на пласт является пьезопроводность пласта, определяемая по материалам гидродинамических исследований скважин. Она рассчитывается применением следующего выражения:
где: μ – динамическая вязкость нефти, МПа * с; С – коэффициент упругости породы и жидкости, ПА-1; m – коэффициент пористости, д. ед.; k – коэффициент преобладающей проницаемости по результатам применения трассерных исследований, м2 [7].
Изменение расхода нагнетаемой воды является критерием нестационарных процессов и рассчитывается следующим образом [4]:
где: ω – относительная частота циклов; ωр – рабочая абсолютная частота колебаний расхода; С – коэффициент упругости породы и жидкости; μ – вязкость флюида, МПа * с; m – пористость, д. ед.; l – длина пласта, м; k – проницаемость пласта, мкм2.
Для обоснования режима циклической закачки воды в пласты, необходимо определить рабочую частоту смены циклов:
где: t – длительность полуцикла нестационарного воздействия.
Относительная амплитуда колебаний расхода нагнетаемой воды, являющаяся отношением превышения уровня нагнетания воды при циклическом заводнении над средним объемом нагнетания к уровню закачки при обычном заводнении, рассчитывается с применением следующего выражения:
где: Qi3– максимальный (или минимальный) уровень закачки (в зависимости от фазы цикла) при циклическом заводнении; Qoз – средний уровень закачки при обычном заводнении; i – номер фазы цикла.
Относительное время начала циклического заводнения, рассчитывается с применением выражения [5–6]:
где: t* – длительность эксплуатации объекта при обычном заводнении; tпр – длительность эксплуатации объекта от начала заводнения до момента прорыва воды; Ki - безразмерная величина.
Дебит после гидродинамического воздействия определяется по формуле Дюпои [8–9]:
где: k – проницаемость, мкм2; h – эффективная нефтегазонасыщенная толщина; μ – вязкость флюида, МПа * с; Pк – давление пластовое, МПа; Рс – давление на забое скважины, МПа; rk – радиус зоны дренирования, м; rc – радиус скважины м.
Скин-эффект после применения воздействия оценивается применением выражения:
где: ΔРs – изменение величин пластового и забойного давления, МПа; q – дебит добывающей скважины, м3/сут; μ – вязкость флюида, МПа * с; k – проницаемость, мкм2; h – эффективная нефтегазонасыщенная толщина, м.
Коэффициент проводимости определяется с применением следующего выражения:
где: k – проницаемость, мкм2; h – эффективная нефтегазонасыщенная толщина, м; В – объемный коэффициент нефти, д. ед.; μ – вязкость пластового флюида, МПа * с.
Коэффициент продуктивности после гидродинамического воздействия, рассчитывается следующим образом:
где: k – проницаемость, мкм2; h – эффективная нефтегазонасыщенная толщина, м; В – объемный коэффициент нефти, д. ед.; μ – вязкость пластового флюида, МПа * с; Rk – радиус зоны дренирования, м; rc – радиус скважины, м; S – скин-фактор.
Данные по дебиту и получаемым показателям разработки приведены в таблице 4.
Таблица 4. Показатели разработки до и после гидродинамического воздействия
Заключение
В представленной работе рассмотрен метод гидродинамического воздействия как способ интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи на примере месторождения Чеченской Республики. Установлено, что воздействие может использоваться как в условиях поздней стадии разработки, так и в малодебитных скважинах для повышения работы и оценки итоговой продукции. Способ не только позволяет восстанавливать исходные величины фильтрационных свойств призабойной зоны, но и является универсальным средством повышения производительности скважин.
Литература
1. Азиз Х. Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Москва, Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2004, с. 416.
2. Управление продуктивностью нефтяных и газовых скважин и методы увеличения нефтеотдачи пластов: учебник / А.К. Битнер, Р.Ш. Аюпов, Н.Г. Квеско, Е.В. Безверхая. – Красноярск: Сиб. федер. ун-т, 2025. – 344.
3. Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов. Часть I: Методические указания к практическим занятиям / Санкт-Петербургский горный университет; Сост.: Л.А. Сайченко. СПб, 2022. 50 с.
4. Алиев З.С. Мараков Д.А. Факторы, влияющие на производительность газовых и газоконденсатных скважин и их учет при проектировании разработки. – Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2020. – С. 256.
5. Щелкачев В.Н. Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2001, 736 с.
6. Фанчи Д.Р. Интегрированный подход к моделированию фильтрационных потоков. – М. – Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2010. – С. 256.
7. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. – Москва – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2005. – 688 с.
8. Справочник инженера-нефтяника. Том V (A). Инжиниринг резервуаров. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2017. С. 1232.
9. Мирзаджанзаде А.Х. Кузнецов О.Л Басниев К.С. Алиев З.С. Основы технологии добычи нефти и газа. – М. ОАО «Издательство» Недра 2003. – С. 880.
