Технологии гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта, применяемые в НГДУ "Октябрьскнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Проблема повышения нефтеотдачи пластов на заключительных этапах разработки месторождений становится крайне актуальной, так как вследствие естественного снижения извлекаемых запасов для большинства залежей и месторождений коэффициент нефтеотдачи довольно низок.

Это обуславливает необходимость широкого использования разнообразных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), чему в НГДУ «Октябрьскнефть» уделяется довольно большое внимание. Достаточно сказать, что в результате применения МУН дополнительная добыча нефти по НГДУ из года в год растет и в 1999 году составила 133,9 тыс. т. (с учетом переходящего эффекта от обработок предыдущих лет) или 14,6% от общей добычи по НГДУ.

Если учитывать только мероприятия по интенсификации добычи нефти, связанные с обработкой ПЗП (призабойная зона пласта) - кислотные обработки, гипано - кислотные обработки (ГКО), термогазохимическое воздействие (ТГХВ), обработка пеной, ПАВ, очистка ПЗП пластоиспытателями (ИП), гидроударами, термоимплозия, которые входят составной частью в МУН (дополнительная добыча при этом рассчитывается за один скользящий год), то эта составляющая также растет из года в год и в 1999 году составила 37,6 тыс. т. или 4,1% от общей добычи по НГДУ.

За 1999 год с дебитом до 1,0 т/сут эксплуатировалось 54,5% от действующих скважин. В течение 11 - 15 лет отработало 21,7% от эксплуатационного фонда, свыше 15 лет - 57,6%. На долю карбонатных пластов приходится 58,9% от эксплуатационного фонда скважин. В диапазоне обводненности добываемой продукции от 40 до 100% - 54,3% карбонатного фонда скважин. При этом из карбонатных отложений в 1999 году отобрано более половины от годовой добычи нефти по НГДУ - 53,8%. Доля карбонатного фонда с каждым годом растет за счет возвратных объектов.

В данной работе была поставлена следующая задача:

а) определить зависимости эффективности методов воздействия на пласт от геолого-физических характеристик пласта, параметров обработок и других факторов);

б) проанализировав полученные данные, определить какие виды обработок и при каких условиях наиболее эффективны на различных эксплуатационных объектах Копей - Кубовского месторождения НГДУ «Октябрьскнефть».

Чтобы определить влияние параметров обработок на их эффективность по каждой, обрабатываемой в этот период скважине, была создана база данных, в которую включены все воздействия на пласт за всю историю работы данных скважин.

Анализ проводился по методам воздействия на призабойную зону турнейского яруса, для увеличения производительности скважин.

1. Геолого-физическая характеристика Копей-Кубовского месторождения в НГДУ «Октябрьскнефть»

1.1 Общие сведения о районе работ

геологический обработка месторождение пласт

Копей-Кубовское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Туймазинского района Башкортостана, в 10 километрах к северо-востоку от железнодорожной станции Кандры и в 35 километрах поселка Серафимовский (рисунок 1).

Природно-климатические условия района сравнительно благоприятны. Большая часть территории покрыта лесами, которые преимущественно располагаются на северных и северо-восточных склонах водоразделов.

Район относится к области умеренно - континентального климата. Средняя температура зимой минус 9,7С, летом плюс 20,6С. Среднее годовое количество осадков около 372 мм. Преобладающее направление ветров: юго-западное.

Вблизи месторождения протекают притоки реки Усень - реки Кидаш, Карай и Б. Нугуш. Свое начало они берут из родников, вытекающих из отложений конкиферового и спириферового подъярусов.

В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой плато размыва. Рельеф отличается резкой асимметричностью строения водораздельных участков. Крутые склоны, обращенные на юг, образуют мысообразные выступы, изрезанные сетью глубоких долин и оврагов. Амплитуда колебаний рельефа - 198 м. Наиболее возвышенные участки расположены в центральной части месторождения. Абсолютные отметки рельефа в пределах возвышенности изменяются от 300 до 325 м. К западу и востоку от центрального возвышенного участка происходит постепенное понижение рельефа до 200 - 180 м. Особенностью рельефа является наличие впадин карстового происхождения. К подобному типу впадин относится и озеро Кандры - Куль, расположенное в 10 км юго-западнее станции Кандры.

Открыто месторождение в 1947 году. Объектами разработки являются песчаные пласты бобриковского горизонта, известняки кизеловского и заволжского горизонтов турнейского яруса. Карбонаты верхнефаменского подъяруса и песчаный пласт Д - 1 пашийского горизонта.

Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Октябрьскнефть», расположенное в поселке Серафимовский, а бурение скважин производит Кандринское УБР, находящееся в поселке Кандры.

Месторождение находится в районе с развитой сетью дорог. С городом Октябрьский и поселком Серафимовский месторождение связано асфальтированной дорогой Уфа - Октябрьский. По территории района проходит Куйбышевская железная дорога с ближайшей к месторождению станцией Кандры и две шоссейные. Одна из шоссейных дорог связывает станцию Буздяк с поселком Кандры через деревни Тюпкильды и Сайраново. Другая шоссейная дорога идет на станцию Буздяк через деревню Казаклар - Кубово. Остальные населенные пункты связаны между собой грунтовыми дорогами.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Копей - Кубовское нефтяное месторождение открыто в 1948 году, промышленное освоение его начато в 1953 году.

На Копей - Кубовском месторождении скважинами вскрыты пермские, каменноугольные, девонские, бавлинские отложения и породы кристаллического фундамента.

Месторождение приурочено к группе поднятий Копей - Кубовского вала, расположенного в краевой части Татарского свода, имеющего общее северо-западное простирание. Обособленно расположено Кандринское поднятие, относящееся к другому валу.

Объектами разработки являются песчаные пласты бобриковского горизонта, известняки кизеловского и заволжского горизонтов турнейского яруса, карбонаты верхнефаменского подъяруса и песчаный пласт Д-1 пашийского горизонта. Средняя глубина залегания бобриковского горизонта 1370 м, турнейского яруса 1450 м, верхнефаменского подъяруса 1500 м, пласта Д-1 1870 м.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчано-алевролитового пласта: С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3.

Песчаники кварцевые, мелкозернистые, часто алевритистые и глинистые, сцементированные глинистым цементом. Коллекторы пласта С6-1 развиты только в северо-западной части месторождения, на остальной площади верхние слои терригенной толщи, в том числе и пласт С6-1, размыты. Песчаники пластов С6-2 и С6-3 залегают полосами разной ширины, реже линзами. По пласту С6-2 отмечается общая субмеридиональная направленность полос, а по пласту С6-3 полосы ориентированы с северо-запада на юго-восток.

К песчаникам пласта С6-1 приурочена одна залежь в районе скважин №№35 ккб и 928. Залежь структурно - литологического типа, имеет размеры 0,9х0,3 км при высоте 7,5 м. Водо-нефтяной контакт (ВНК) принят подошве нефтеносного прослоя в скважине 35 ккб, оценена запасами категории С1.

Скважинами №№2056 и 2058, 2080 и 2081, 2087, 2092, 2105 вскрыты небольшие литологические залежи (от 0,8х0,4 0,3х0,2 км), которые запасами не оценены.

В песчаниках пласта С6 - 2 выявлено 9 залежей нефти.

Залежь 1 сруктурно-литологического типа, имеет размер 2,4 х 2,0 - 0,9 км при высоте 17,7 м., ВНК установлен на отметках 1072,6 - 1073,3 м по подошвам нефтеносных прослоев скважин №№933, 921 и кровлям водоносных прослоев скважин №№934, 31к, 951, 931. Залежь разрабатывается скважинами №№32 ккб, 35 ккб, 945 и 2085, оценена запасами категории А.

Залежь 2 структурно - литологического типа, разделена на два участка. Участок в районе эксплуатационной скважины №11 ккб имеет размер 0,8 х 0,6 км при высоте 3,2 м. ВНК принят на отметке 1078,1 м по подошве нефтеносного прослоя в скважине №11 ккб. Участок в районе внутриконтурной нагнетательной скважины №920 имеет размер 1,5 х 0,8 км при высоте 23,4 м. ВНК принят на отметке 1079,5 м по кровле водоносного пласта в скважине №14 ккб. В целом залежь 2 оценена запасами категории А.

Залежь 3 вскрыта скважинами №№915, 43, 2125. Залежь структурно-литологического типа. ВНК принят на отметке - 1079,5 м по аналогии с залежью 2. Размеры залежи 1,6 х 0,3 км при высоте 6,9 м. Залежь оценена запасами категории С1. Структурно-литологическая залежь в районе скважины №2136, имеет размеры 0,4 х 0,3 км при высоте 1,6 м. ВНК принят на отметке 1080,5 м по подошве нефтеносных коллекторов в скважине №2136. Залежь запасами не оценена.

Залежь 4 структурно-литологического типа, имеет сложную конфигурацию: в районе скважин №№87, 2142, 2143 вклинивается полосой шириной 0,3-0,2 км в зону отсутствия коллекторов и примыкает к этой зоне с юга и востока полосообразной формой шириной 0,6-0,2 км. ВНК принят на отметке 1092,0 м по подошве нефтеносного прослоя в скважине №29. Высота залежи 5,7 м. Залежь оценена запасами категории А, разрабатывается скважинами №№29, 91.

Залежи 5 и 6 структурного типа объединены в общую залежь. Размеры западной части (залежь 5) 1,0 х 0,9 км при высоте 3,5 м, восточной части (залежь 6) 1,7 х 1,5 км при высоте 35 м. Протяженность общей залежи с юго-запада на северо-восток 2,7 км. ВНК изменяется от 1103,2 до 1108,6 м, принят по подошвам нефтеносных прослоев в скважинах №№115 и 103. Залежь в целом разрабатывается 10-тью скважинами и оценена запасами категории А.

Залежь 7 структурно-литологического типа, размер ее 1,3 х 1,1 км при высоте 19,7 м. ВНК проходит на отметке 1108 м по данным скважины №901. Залежь разрабатывается скважинами №№25, 114, 901, 2154, оценена запасами категории А.

Залежь 8 небольшая (0,6 х 0,5 км), литологического типа, оценена запасами категории А.

Залежь 9 вскрыта скважинами №№2107, 2109. Залежь литологического типа, размер ее 0,8 х 0,3 км, запасами не оценена.

В песчаниках пласта С6 - 3 выявлено 10 залежей нефти.

Залежь 1 разделена на четыре участка. Участок 1 (район скважин №№108, 936, 2088) - структурно - литологического типа размером 0,9 х 0,2 км, высотой 1,4 м. ВНК принят на отметке 1076 м по данным скважин №№936, 2088. Участок 2 (район скважины №923) - литологического типа размером 0,3 х 0,3 км, высотой 1,6 м. Участок 3 (район скважин №№11к, 2108) - структурно-литологического типа размером 1,1 х 0,4 км, высотой 5 м. ВНК принят на отметке 1087 м по подошве нефтеносного прослоя в скважине №2108. Участок эксплуатируется скважинами №№11к, 2108. Участок 4 основной в залежи 1. Это структурно-литологическая залежь сложной конфигурации. Размеры 2,8 - 0,8 х 2,1 - 0,4 км при высоте 35,8 м. ВНК проходит на отметке 1089,7 м по данным скважины №40у. Участок эксплуатируется скважинами №№14 ккб, 41, 44, 107, 911, 912. Внутриконтурное заводнение ведется скважиной №920. В целом залежь 1 оценена запасами категории А.

Залежь 2 полосообразной формы, имеет размер 3,4 х 1,0 км при высоте 22,3 м, структурно - литологического типа. ВНК установлен на отметке -1093,8 м по данным скважины №116. Залежь эксплуатируется скважинами №№33, 91, 94, 116. Законтурное заводнение идет скважинами №№96, 32. Залежь оценена запасами категории А.

Залежь 3 сруктурно-литологического типа, имеет размер 0,9 х 0,6 км при высоте 16,0 м. ВНК установлен на отметке 1100,4 м по подошве нефтеносного прослоя скважины №100. Эксплуатируется скважинами №№38, 100, оценена запасами категории А.

Залежь 4 сруктурно-литологического типа, имеет размер 2,0 х 0,6 км при высоте 6,6 м. Скважинами №№25 и 901 вскрыты ВНК на отметках 1103,2 и 1107,0 м соответственно. Эксплуатационные скважины №№25, 114, 111, 901, нагнетательные бобриковского горизонта №№106, 2156. Залежь оценена запасами категории А.

Залежь 5 структурно-литологического типа, эксплуатируется скважинами №№2 и 2154, имеет размер 1,4 х 0,4 км при высоте 8,6 м. ВНК принят на отметке -1112,0 м по подошве нефтеносного пласта в скважине №2. Залежь оценена запасами категории А.

Залежи 6 и 7 приурочены к линзам небольшого размера (0,6 х 0,5 - 0,4 х 0,2 км). Залежи оценены запасами категории С2.

Залежь 8 структурно - литологического типа, имеет размер 0,8 х 0,8 км при высоте 7,5 м. ВНК принят на отметке -1067,9 м по подошве нефтеносного пласта в скважине №928. Залежь оценена запасами категории С1.

Залежь 9 структурно - литологического типа, имеет размер 3 х 2 км. ВНК установлен на отметках 1100,2 - 1101,2 м по данным скважин №№955, 51к-у, 962, 49к-у. Высота залежи 7,2 м. Залежь эксплуатируется скважиной №51к-у, оценена запасами категории С1.

На карте суммарной нефтенасыщенной толщины пласта С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3, построенной в сводном контуре нефтеносности, только залежь в районе Кандринского поднятия представлена одним пластом С6 - 3. Залежи, расположенные вдоль Копей-Кубовского вала имеют общее северо-западное простирание. Суммарная нефтенасыщенная толщина пластов С6 - 1, С6 - 2, С6 - 33, равная 6,0 м вскрыта скважиной №928 на северо-западе месторождения. В других скважинах в контуре нефтеносности нефтенасыщенная толщина состоит из толщин С6-2 и С6-3, или показана толщина одного из этих пластов.

В отложениях турнейского яруса выделяются три продуктивные пачки: одна в кизеловском горизонте и две в заволжском горизонте.

Известняки кизеловского горизонта представлены органогенно-обломочными, участками перекристаллизованные, местами трещиноватые, прослоями плотные, неравномерно-глинистые, с тонкими пропластками темно - серых аргиллитов и с включениями голубовато - серого ангидрита.

В известняках кизеловской продуктивной пачки установлено три залежи нефти. Залежи массивные, очертания их обусловлены особенностями структурного плана.

Залежь 1 имеет размер 3,8 х 2,0 км при высоте 19,8 м. ВНК проходит на отметках 1090-1095 м. В контуре нефтеносности пробурено 74 скважины, в 28-ми продуктивная пачка кизеловского горизонта опробована, безводная нефть получена в одной №35к дебитом 8,6 т / сут. Залежь оценена запасами категории С1.

Залежь 2 сложной полосообразной формы, приурочена к цепочке поднятий. Залежь вытянута в длину до 7 км при ширине от 2,4 до 0,6 км. ВНК в пределах залежи прослеживается на отметках 1090-1097 м. В контуре нефтеносности пробурено 73 скважины, в 51 - ой продуктивная пачка кизеловского горизонта опробована, безводная нефть получена в скважине №9к. Залежь оценена запасами категорий В и С1.

Залежь 3 приурочена к двум изолированным поднятиям, имеющим ВНК на отметке 1117 м. Общая протяженность всей залежи 2,4 км, размеры изолированных куполов 1,0 х 0,8 км и 1,5 х 1,0 км, высотой соответственно 11,4 и 18,3 м. В пределах залежи пробурено 10 скважин, опробованы 6, в четырех получены безводные притоки нефти.

Отложения заволжского горизонта представлены известняками серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, органогенно-сгустковыми, пелитоморфными, неравномерно глинистыми и перекисталлизованными, прослоями доломитизированными. Иногда в известняках встречаются редкие, тонкие трещины, выполненные кальцитом или открытые.

Наблюдается ритмичное переслаивание известняков пористых и плотных, глинистых. Пористые прослои сгруппированы в две пачки. В разрезе пачки 1 выделяются два прослоя коллекторов. Наиболее развит по площади и имеет лучшие коллекторские свойства нижний прослой. В разрезе пачки 2 выделяется три прослоя коллекторов. В кровле каждой пачки залегают сильно глинистые известняки с пропластками аргиллитов, общей толщиной 3 - 5 м. Эти пласты хорошо выдержаны по площади и являются покрышками для пачек 1 и 2. Толщина заволжского горизонта изменяется от 37 до 50 м, уменьшение характерно в юго-восточном направлении.

Промышленно нефтеносны известняки первой и второй продуктивных пачек заволжского горизонта. Нефтеносность их устанавливалась по результатам опробования и промыслово-геофизическим данным. По некоторым залежам положение ВНК, определенное по геофизическим данным, не подтверждено опробованием. В связи с тем, что уверенно оценить характер насыщенности известняков по промыслово-геофизическим материалам затруднено, положение ВНК принималось двояко: а) по низу интервала опробования (промышленные категории запасов) и б) по промыслово-геофизическим данным.

В пачке 1 заволжского горизонта выявлено 4 залежи нефти. Залежи пластовые сводовые.

Залежь 1 наиболее крупная. Протяженность ее с севера на юг 5,3 км. Залежь разделена на два изолированных купола: северный и южный. В целом по залежи ВНК изменяется в интервале от 1173 до 1178 м. Понижение уровня отметок ВНК происходит в направлении с севера на юг. Северный купол разрабатывается 17-тью скважинами, имеет размеры 3,8 х 2,1 км при высоте 27,5 м, оценен запасами категории В. Размеры южного купола 1,8 х 1,4 км при высоте 8,7 м, оценен запасами категории С2.

Залежь 2 (эксплуатационные скважины №№10к, 919, 2119) рассматривается в работе в общем контуре нефтеносности категорий С1+С2 с куполами 3а (скважина №908) и 3б (скважина №906). Только купол 3г третьей залежи (скважины №№95, 39) обособлен. ВНК по промыслово-геофизическим материалам изменяется от 1170 до 1167 м, понижаясь в юго-восточном направлении.

Контуры нефтеносности промышленной категории С1, установленные по нижним отверстиям перфорации имеют следующие отметки: 1146,7 м (залежь 2, скважина №12к); -1148 м (залежь 3, купол 3а, скважина №908); 1148,7 м (залежь 3, купол 3б, скважина №906); -1160,8 м (залежь 3, купол 3 г, скважины №№95, 39).

Исходя из вышеизложенного можно сказать следующее:

размеры залежи 2:

а) промышленных категорий 1,8 х 0,9 км при высоте 15,6 м;

б) всех категорий 3,0 х 2,4 км при высоте 39,3 м;

размеры залежи 3:

1) купол 3а:

а) промышленных категорий 1,2 х 0,6 км при высоте 9,8 м;

б) всех категорий 2,0 х 1,3 км при высоте 28,8 м;

2) купол 3б:

а) промышленных категорий 1,0 х 0,9 км при высоте 3,4 м;

б) всех категорий 1,3 х 1,3 км при высоте 21,7 м;

3) купол 3 г:

а) промышленных категорий 0,6 х 0,4 км при высоте 2,2 м (скважина

№95), 1,1 х 0,4 км при высоте 8,4 м (скважина №39);

б) всех категорий 1,8 х 0,6 км при высоте 17,8 м.

Общая протяженность залежи 3 - 5,3 км.

Залежь 4 небольшого размера (0,4 х 0,8 км) установлена по промыслово-геофизическим материалам. Контур нефтеносности установлен на отметке 1172 м. этаж нефтеносности 9,3 м. Залежь оценена запасами категории С2.

В пачке 2 заволжского горизонта выявлено 7 залежей нефти структурного типа.

Залежь 1 имеет размер 3,7 х 2,0 км при высоте 19,1 м. На всей площади залежи пачка 2 в нижней части водоносна, однако в связи с высокой расчлененностью широко распространены бесконтактные зоны. По промыслово-геофизическим данным ВНК в северо-западной и средней частях отбивается на отметках 1180-1182 м (скважины №№35к, 2056, 926 и другие). В юго-восточной части залежи ВНК понижается до отметок 1183-1185 м (скважины №№25к, 15к, 2093, 2079). Залежь разрабатывается 16-тью скважинами. При опробовании безводная нефть получена в 2-х скважинах №№32 к, 922. Залежь оценена запасами категории В.

Залежь 2 пластовая сводовая, имеет размеры:

а) в контуре всех категорий (С1 + С2) 2,0 х 1,2 км при высоте 31,5 м, ВНК по геофизическим данным установлен на отметках 1175-1179 м;

б) в контуре промышленных категорий (С1) 1,8 х 1,0 км при высоте 23,6 м ВНК отбит по самой низкой отметке нижнего отверстия перфорации (1169,1 м), с которой получен приток безводной нефти в скважине №12 к. Залежь разрабатывается скважинами №№10 к, 919, 2119.

Залежь 3 пластовая сводовая, имеет размер 2,0 х 1,0 км при высоте 21,6 м. По промыслово-геофизическим данным ВНК залежи 1173-1175 м. Залежь оценена запасами категории С1, разрабатывается скважиной №908.

Залежь 4 пластовая сводовая, имеет размеры:

а) по промыслово-геофизическим данным в контуре всех категорий (В + С2) 1,0 х 1,0 км при высоте 23,3 м, ВНК - 1174 м;

б) по результатам опробования в контуре промышленных категорий (В) 0,9 х 0,9 км при высоте 17,3 м (приток безводной нефти в скважину №906 получен при отметке нижнего отверстия перфорации 1169,7 м). Залежь оценена запасами В+С2, разрабатывается скважиной №906.

Залежь 5 имеет размер 2,0 х 0,9 км, на всей площади подстилается подошвенной водой. По промыслово-геофизическим данным ВНК находится на отметках 1180-1182 м. Этаж нефтеносности 17,7 м. Оценена запасами категории С1.

Залежи 6, 7 имеют размеры 1,2 х 0,6 км и 1,6 х 1,1 км высотой соответственно 18,9 и 6,6 м. ВНК по промыслово-геофизическим данным проходит на отметках 1193-1196,6 м (залежь 6), а по залежи 7 на отметках 1202-1207 м. Залежь 6 оценена запасами категории С2, 7 - категории С1. Залежи не разрабатываются.

В кровле верхнефаменского подъяруса залегает пачка сильно глинистых известняков с прослоями в средней части аргиллитов.

Эта пачка плотных пород толщиной 8-10 м, соответствующая «фаменскому» реперу, является покрышкой для залежей верхнефаменского подъяруса.

По данным изучения керна и шлифов известняки массивные, сгустко-комковатые, со сферами и с редкими остракодами, участками неравномерно перекристаллизованные, которые составляют 10-12%. К ним приурочены редкие вторичные поры выщелачивания размером 0,15-0,5 мм и микрокаверны размером до 1,5-2 мм. Вторичные пустоты соединяются между собой микротрещинами шириной 10-20 м.

В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено 9 залежей нефти, приуроченных к обособленным поднятием, из них две (7 и 9) - категории С2. Все залежи массивного типа.

Залежь 1 имеет размер 4,4 х 2,7 км при высоте 16,5 м. В пределах залежи пробурено 16 скважин, в 15-ти из них пачка Д опробована. В 12-ти скважинах получена безводная нефть. ВНК по залежи изменяется от 1244,6 до 1248,5 м. Залежь оценена запасами категории В.

Залежи 2 и 3 рассматриваются в работе в общем контуре нефтеносности. В целом размер залежи 4,0х4,3 км, южная (залежь 2) и северная (залежь 3) части залежи разделены условно и имеют размеры соответственно 2,3х1,8 км и 4,0х2,3 км. ВНК изменяется от 1217,2 до 1226,5 м. Пониженное положение ВНК отмечается в юго-западной и южной частях залежи. Высота залежи изменяется с юга на север залежи от 9,7 до 28,4 м.

Южная часть залежи не разбуривалась, в ее пределах пробурено шесть скважин, в пяти из них получена безводная нефть, в скважине №7к получен приток воды удельного веса 1,18 г./см і.

Залежи 4, 5, и 6, оцененные запасами по категории В (4 и 5) и С1 (6) объединены в общую залежь протяженностью с северо-запада на юго-восток на 4,8 км. Размеры северного участка залежи 1,6 х 2,1 км при высоте 23,5 м, центрального 23 х 10 км при высоте 19,9 м, южного 1,1 х 1,1 км при высоте 18,9 м. В целом по залежи ВНК изменяется от 1196,0 до 1203,3 м. Пониженное положение ВНК отмечается в центральной части залежи.

Залежи 7 и 8 небольших размеров (соответственно 0,6 х 0,5 км и 0,8 х 0,5 км). Этаж нефтеносности по ним 6,6 и 8 м. Контуры нефтеносности залежей - 1198,3 и 1199,2 м. Залежи оценены по категориям С2 и С1, пачка Д верхнефаменского подъяруса не разрабатывается.

Залежь 9 оценена запасами категории С2. Имеет размеры 1,4 х 1,0 км при высоте 20 м.

Пласт Д1 относится к пашийскому горизонту нижнефранского подъяруса. Породы - коллекторы сложены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент глинистый или карбонатный, контактового типа, пленочного или неполнопорового типов. В песчаниках пласта Д1 выявлено 3 залежи нефти. Залежь 1 - основная по запасам, сложной формы, структурного типа. На большей части площади подстилается подошвенной водой. Чисто нефтяная зона занимает 4% площади залежи. Залежь оценена запасами категории В. В залежи 2 (район скважины №910) к промышленной категории С1 отнесена часть в круге радиусом 250 м. Наличие зоны отсутствия коллекторов между залежами в районе скважины №107, большая разница в отметках ВНК (по 1 - ой залежи ВНК изменяется от -1572,0 до -1573,4 м, по 2-ой - ВНК на отметке 1574,6 м) создает условность соединения залежей 1 и 2 в общем контуре нефтеносности, где в целом ВНК принят на отметке 1572 м. Размеры залежи 5,1 х 1,8 - 1,0 - 1,5 км при высоте 10,7 м. Залежь 3 структурно - литологического типа, размером 1,8 х 1,0 км при высоте 3,6 м оценена запасами категории С2.

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов

Характеристика толщин пластов, статистические показатели характеристик неоднородности, характеристика коллекторских свойств и нефтеносности продуктивных пластов (горизонтов) приведены в таблице 1.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчано-алевролитовых пласта: С6-1, С6-2, С6-3, общая толщина которых изменяется от 6,8 до 13 м, составляя в среднем 10,5 м.

Средние общие толщины по пластам С6-1, С6-2, С6- 3 соответственно равны 1,5; 2,3; 2,3 м. Коллекторы пласта С6 - 1 развиты только в северо-западной части месторождения, песчаники С6 - 2 и С6 - 3 залегают полосами разной ширины, реже линзами. Коэффициенты распространения коллекторов по пластам С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3 соответственно равны 0,04; 0,59; 0,57, составляя в целом 0,82 доли единицы. Средние нефтенасыщенные толщины пластов С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3 соответственно равны 1,2; 1,9; 1,7 м. В сводном контуре нефтеносности средняя нефтенасыщенная толщина в целом по горизонту равна 2,1 м.

Коэффициенты вариации нефтенасыщенных толщин по пластам и по горизонту в целом близки между собой и изменяются от 0,53 до 0,65 доли единицы. Средние эффективные толщины пластов С6 - 1, С6 - 2, С6 - 3 соответственно равны 1,7; 2,3; 2,2; м, в целом по горизонту 3,0 м (приблизительно 0,28 доли единицы от общей толщины). Толщина перемычек между пластами С6 - 1, С6 - 2 изменяется от 2,0 (скважина №928) до 2,8 м (скважина №2056), между пластами С6 - 2, С6 - 3 от 0,8 (скважина №936) до 5,0 м (скважина №937). Коэффициент литологической связанности пластов С6 - 2, С6 - 3 равен 0,04 доли единицы, степень гидродинамической связи коллекторов по вертикали низкая. Коэффициенты песчанистости в среднем по горизонту 0,88 доли единицы, расчлененности 1,6.

В кровельной части кизеловского горизонта залегают плотные, глинистые известняки, толщиной 2 - 4 м. Ниже залегают известняки органогенные, органогенно-обломочные, прослоями пористые. Количество пористых прослоев и их положение в разрезе горизонта значительно изменяются по скважинам.

Общая толщина кизеловской продуктивной пачки равна в среднем 16,6 м, а эффективная толщина - 9 м. Средняя доля коллекторов в целом по пачке составляет 0,55, среднее значение расчлененности 3,18. Нефтенасыщенная толщина 5,1 м.

При проектировании приняты: средняя пористость по керну и по геофизическим исследованиям скважин 0,12, нефтенасыщенность - 0,81, насыщенность связанной водой по геофизическим исследованиям - 0,19, проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин равна 0,066 мкмІ.

Пористые прослои сгруппированы в заволжском горизонте в две пачки: верхнюю и нижнюю. В кровле каждой пачки залегают сильно глинистые известняки с пропластками аргиллитов, общей толщиной 3-5 м.

В разрезе пачки 1 выделяются два прослоя коллекторов. Наиболее развит по площади и имеет лучшие коллекторские свойства нижний прослой. Общая толщина первой пачки изменяется от 2,4 до 17,6 м, в среднем составляет 9,4 м.

В разрезе пачки 2 выделяются три прослоя коллекторов. Общая толщина пачки изменяется от 10,4 до 26,2 м, в среднем равна 19,9 м.

По горизонту в целом толщина изменяется от 17,6 до 46,6 м. Характерно уменьшение толщины в юго-восточном направлении.

Нефтенасыщенная толщина в целом по заволжскому горизонту изменяется от 0,6 до 23,4 м, в среднем 5,3 м. Средние нефтенасыщенные толщины пачек 1 и 2 соответственно равны 2,9 и 3,9 м.

Доля коллекторов в разрезе первой пачки составляет 0,49, а в разрезе второй пачки 0,53, в целом по заволжскому горизонту 0,42.

Коллекторские свойства известняков заволжского горизонта несколько ниже, чем известняков кизеловского горизонта. Пористость коллекторов по обеим пачкам близка и составляет 0,092 - 0,095, а проницаемость 0,0015 - 0,0041 мкмІ. По данным гидродинамических исследований скважин проницаемость заволжского горизонта равна 0,062 мкмІ.

Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, определенные по промыслово-геофизическим данным, равны, соответственно 0,093 и 0,767.

По геофизическим данным разрез пачки Д представлен плотными непроницаемыми по данным микрозондов породами, среди которых встречаются тонкие прослои, имеющие характеристику поровых терригенных пород. На основании указанных данных коллекторы пачки Д отнесены к порово-трещинному и поровому типам. В подошвенной части пачки прослои известняков с повышенной глинистостью отнесены к не коллекторам.

Общая толщина коллекторов пачки Д составляет 28 - 35 м, максимальная нефтенасыщенная толщина равна 25,4 м.

По данным лабораторных исследований среднеарифметическое значение пористости составляет 0,024 доли единицы. Принятая величина пористости по геофизическим данным равна 0,028, величина нефтенасыщенности - 0,8.

Большинство образцов по керну непроницаемые или имеют проницаемость менее 0,005 мкмІ. По промыслово-геофизическим данным проницаемость пачки Д составляет 0,093 мкмІ.

Породы - коллекторы пласта Д1 сложены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент глинистый или карбонатный, контактового, пленочного или неполнопорового типов. Коэффициент распространения коллекторов 0,97. Выделяются полосообразные зоны повышенной толщины, ориентированные с северо-запада на юго-восток.

Эффективная толщина пласта изменяется от 0,8 м до 13,4 м, в среднем составляет 5,5 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 3,1 м.

По керну пористость песчано-алевролитовых пород достигает 0,23 доли единицы, а проницаемость - 0,854 мкмІ.

1.4 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и жидкости

Изучение свойств нефтей Копей - Кубовского месторождения в пластовых условиях проводились в лаборатории пластовых нефтей БашНИПИнефть.

Газовый фактор не высок и колеблется по различным объектам от 26,8 (заволжский горизонт) до 19,5 м і/т (кизеловский горизонт).

Величина давления насыщения по горизонтам колеблется от 5,2 (заволжский горизонт) до 5,7 МПа (верхнефаменский подъярус, пачка Д). Только по пласту Д1 давление насыщения равно 8,1 МПа.

Плотность нефти в пластовых условиях колеблется от 849 (заволжский горизонт) до 870 кг/м і (бобриковский горизонт). Соответственно объемный коэффициент нефти заволжского горизонта выше, чем по другим пластам и равен 1,077.

Вязкость в пластовых условиях изменяется от 6 (заволжский горизонт) до 12,6 мПа*с.

Исследование свойств поверхностных нефтей проводилось в лаборатории Туймазинской ГПК и в ЦНИПР НГДУ «Октябрьскнефть».

Плотность нефтей по поверхностным пробам выше, чем по глубинным пробам, приведенным в поверхностные условия, за счет содержания воды, и изменяется от 876 до 889 кг/м і (заволжский горизонт и пласт Д1). Нефть заволжского горизонта наиболее легкая, менее вязкая. Она имеет пониженную температуру начала кипения (53°С) и наибольший выход бензиновых фракций. Содержание асфальтенов в ней по сравнению с нефтями других пластов низкое (13,7%).

Все нефти Копей - Кубовского месторождения относятся к тяжелым, высоковязким и сернистым нефтям. Нефти имеют повышенное содержание асфальтенов (14 - 18%). Содержание серы находится в пределах 1,5-3,9%. Во всех пробах, кроме бобриковского горизонта и пласта Д1 пашийского горизонта, присутствует сероводород. В компонентном составе нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти продуктивных горизонтов присутствуют углеводороды от метана до пентана с преобладанием метана и азота.

Пластовая вода представляет собой метаморфизированный рассол хлоркальциевого типа. Общая минерализация изменяется в пределах от 160,1 г/л до 314,8 г/л. Плотность в среднем варьирует от 1157 до 1172 кг/м і. Вязкость воды продуктивных горизонтов в пластовых условиях составляет 1,5-1,6 мПа*с.

2. Динамика и состояние разработки Копей-Кубовского месторождения

2.1 Анализ показателей разработки

На 01.01.1999 года на месторождении зафиксированы следующие показатели разработки.

Добыча нефти с начала разработки составила 4392483 т, в том числе за последний год (1998) 81319 т (среднесуточный дебит 224,7 т/сут). Добыча воды с начала разработки составила 13961312 т или 12014073 мі, в том числе за последний год 579207 т или 497537 мі (среднесуточный дебит 1767,5 т/сут или 1518,0 мі). Соответственно, количество добытой жидкости: в поверхностных условиях - с начала разработки 18353795 т или 16991847 мі, за 2000 год 660526 т или 589544 мі (среднесуточный дебит 1992,1 т/сут или 1772,5 мі), в пластовых условиях - с начала разработки 17366390 мі, за 2000-ый год 594615 мі (среднесуточный дебит 1786,1 мі). Количество добытого попутного газа выражается следующими цифрами: за весь период разработки месторождения добыто 96332,0 тыс. м³ попутного газа, за последний год - 1528,1 тыс. мі (средний газовый фактор составил 16,7 мі/т).

Конечная обводненность на начало 1999 года составила: весовая - 76,07%, объемная поверхностная - 70,70%, объемная пластовая - 69,18%. При чем обводнен весь добывающий фонд скважин (153 скважины). Они распределяются по проценту обводненности продукции следующим образом: с обводненностью от 20% до 50% работают 35 скважин, от 50% до 90% - 104 скважины, от 90% до 98% - 14 скважин, свыше 98% - 1 скважина. Водный фактор составил 2,2 мі/м і или 3,2 т/т за весь период разработки (за последний год - 5,1 мі/мі или 7,1 т/т).

Системой поддержания пластового давления закачано: с начала разработки закачено 21438920 мі воды, за 1998 год 844710 мі (среднесуточная закачка 2355,5 мі/сут). В том числе внутриконтурная закачка составила 5506455 мі за весь период разработки. При этом пресной воды было закачано 2147992 мі, сточной - 18509607 м і, пластовой - 781321 м і. Компенсация отбора закачкой - 123,45% за весь период разработки. Средняя приемистость одной скважины составляет 80 мі/сут.

Средний дебит в целом по добывающим скважинам равен: по нефти - 1,6 т/сут, по жидкости - 13,9 т/сут или 12,4 мі/сут. Его величина в зависимости от способа эксплуатации скважин составляет: при эксплуатации ЭЦН: по нефти - 4.3 т/сут, по жидкости - 113,4 т/сут или 98,7 мі/сут; при эксплуатации ШГНУ: по нефти - 1,3 т/сут, по жидкости - 5.3 т/сут или 4,9 мі/сут.

Динамика показателей разработки Копей - Кубовского нефтяного месторождения (с начала разработки) приведена на рисунке 2, а анализ показателей разработки за 1995-1999 года приведен в таблице 2.

Таблица 2. Анализ показателей разработки за 1995-1999 годы

Параметры	Годы
	1995	1996	1997	1998	1999
Количество скважин	149	141	143	153	153
Добыча нефти, т / сут	224	175	197	205	225
Добыча жидкости, мі / сут	1644	1276	1551	1415	1772
Добыча нефти, т	4083	4159	4231	4311	4393
Добыча жидкости, т	15627	15627	16210	16772	16991
Обводненность, %	88	88	89	87	76
Закачка воды, тыс. мі	17961	18911	19777	20594	21439

2.2 Характеристика фонда скважин

В настоящее время Копей-Кубовское месторождение разрабатывается в соответствии с «Проектом разработки Копей-Кубовского месторождения», составленным в БашНИПИнефть в 1984 году.

Проектным документом выделялось пять объектов разработки (сверху вниз):

- залежи нефти в песчаниках бобриковского горизонта;

- залежи нефти в карбонатах кизеловского горизонта;

- залежи нефти в карбонатах заволжского горизонта;

- карбонатные залежи нефти верхнефаменского подъяруса;

- залежи нефти песчаного пласта Д1 пашийского горизонта.

Всего было рассмотрено два варианта разработки, рекомендовался к внедрению и был утвержден второй вариант. В соответствии с утвержденным вариантом предполагалось завершить разбуривание залежей нефти пласта С6, усовершенствовать действующую систему поддержания пластового давления (ППД). Кроме того, предусматривался большой объем работ по переводу скважин с нижележащих объектов. Всего было запроектировано бурение 92 добывающих, 32 нагнетательных скважин и осуществление возврата 52 скважин. ППД рекомендовалось осуществлять закачкой сточных вод.

По состоянию на 01.01.1999 год на залежи нефти пробурено 206 скважин из них 34 нагнетательные. Эксплуатационный фонд составляет 160 добывающих (в том числе 11 многообъектных) и 34 нагнетательных скважин. Дающих продукцию - 145 добывающих (11 скважин оборудованы электроцентробежными насосами (ЭЦН) и 134 оборудованы штанговыми глубинно-насосными установками (ШСНУ)) и 30 нагнетательных скважин. Действующий фонд - 153 добывающих и 31 нагнетательных скважин. Бездействующий фонд - семь добывающих и три нагнетательных скважин. Водозаборные - три скважины. Во временной консервации - шесть действующих скважин и одна нагнетательная. Пьезометрические - девять скважин. Ликвидированные - 27 скважин (11 - после эксплуатации, 16 - после бурения). По месторождениям скважины распределяются следующим образом:

а) бобриковский горизонт: 24 добывающих и десять нагнетательных скважин действующего фонда, две добывающих скважины бездействующего фонда (шесть скважин оборудовано ЭЦН, 18 - ШСНУ), две скважины пьезометрические, семь скважин ликвидировано после эксплуатации, две скважины ликвидированы после бурения;

б) кизеловский горизонт: 63 добывающих и 14 нагнетательных скважин действующего фонда, две добывающие скважины бездействующего фонда (62 скважины оборудованы ШСНУ и одна скважина оборудована ЭЦН), шесть скважин пьезометрических и три скважины во временной консервации;

в) заволжский горизонт: 17 добывающих скважин действующего фонда, одна добывающая скважина бездействующего фонда (17 скважин оборудовано ШСНУ), одна скважина находится во временной консервации;

г) верхнефаменский подъярус: 29 добывающих и три нагнетательных скважин действующего фонда, пять добывающих и одна нагнетательная скважины бездействующего фонда (одна скважина оборудована ЭЦН, 28 - ШСНУ), одна скважина пьезометрическая, две скважины ликвидированы после эксплуатации, семь скважин ликвидировано после бурения, одна нагнетательная скважина во временной консервации;

д) пашийский горизонт, пласт Д1: 12 добывающих и три нагнетательных скважин действующего фонда (одна скважина оборудована ЭЦН, 11 - ШСНУ), одна скважина ликвидирована после эксплуатации, пять скважин ликвидированы после бурения.

В НГДУ «Октябрьскнефть» в качестве способов эксплуатации скважин используются следующие:

а) эксплуатация погружными центробежными электронасосами (ПЭЦН);

б) эксплуатация штанговыми глубинно-насосными установками (ШСН);

в) эксплуатация диафрагменными насосами (УДН).

На Копей-Кубовском месторождении, которое рассматривается в этой работе, применяются только два первых способа эксплуатации (ПЭЦН и ШСНУ).

Большинство скважин в НГДУ и, в частности, на Копей - Кубовском эксплуатируются штанговыми глубинно - насосными установками, но так как ШСНУ отличаются малыми дебитами, то большая часть добытой жидкости приходится на электроцентробежные насосы. На Копей - Кубовском месторождении 142 скважины оборудованы установками ШСНУ и только десять скважин оборудованы ПЭЦН.

В штанговых глубинно - насосных установках применяются следующие типы насосов:

а) вставные, например, НВ1Б-29-12-15, НВ1Б-32-18-15, НВ1Б-57-60-12, НВ1Б-44-18-15. Первые две буквы и цифра в марке обозначают тип насоса (НВ - насос вставной), третья буква - исполнение по цилиндру, следующие две цифры - размер насоса, диаметр в миллиметрах (для НВ1Б диаметр может варьироваться в пределах от 29 мм до 57 мм), следующие две цифры - ход плунжера в миллиметрах, уменьшенный в 100 раз (ход плунжера может быть от 1200 мм до 6000 мм), следующие две цифры - напор, уменьшенный в 100 раз. Идеальная подача (при 10 двойных ходах в минуту) у насосов типа НВ1Б варьируется от 11,4 м³/сут до 220,4 м³/сут;

б) невставные, например, НН2Б-32-12-12, НН2Б-44-35-15, НН2Б-57-45-12, НН2Б-95-30-08 (НН - насос не вставной). Диапазон изменения хода плунжера - от 1200 мм до 4500 мм, диаметра насоса - от 32 мм до 95 мм, идеальной подачи - от 14 м³/сут до 459,2 м³/сут.

3. Классификация кислотных обработок, условия их эффективного применения в НГДУ «Октябрьскнефть»

Проблема повышения нефтеотдачи пластов в условиях естественного снижения извлекаемых запасов нефти, длительно разрабатываемых месторождений стала крайне актуальной, так как для большинства залежей и месторождений коэффициент нефтеотдачи редко достигает 0,4 - 0,55.

К весьма сложным и специфическим особенностям строения коллекторов и свойств насыщающих их флюидов, несовершенству первичного вскрытия коллекторов в процессе бурения и освоения в период эксплуатации добавляются свои осложнения, обусловленные изменением термодинамических условий вблизи призабойной зоны пласта (ПЗП) в процессе выноса продукции скважин, а также при ремонте скважин, когда ПЗП загрязняется в результате проникновения соответствующих рабочих жидкостей и физико-химических, механических изменений. Изменения во времени продуктивности скважин - одна из причин нарушения режимов отбора, что приводит к неравномерному обводнению и образованию целиков нефти, резкому ухудшению технико-экономических показателей эксплуатации месторождения. Заданная характеристика ПЗП может обеспечиваться при своевременном воздействии на породу для изменения их параметров. Все это обуславливает необходимость широкого использования на малоэффективных залежах разнообразных методов обработок призабойной зоны (ОПЗ) и методов интенсификации добычи нефти (МИДН), чему в НГДУ «Октябрьскнефть» уделяется большое внимание. Достаточно сказать, что в результате применения МИДН дополнительная добыча нефти по НГДУ из года в год растет (таблица 3 и рисунок 3) и в 1998 году составила 118,1 тыс. т. (c учетом переходящего эффекта от обработок предыдущих лет) или 12,5% от общей добычи по НГДУ. Если учитывать только мероприятия по интенсификации добычи нефти, связанные с обработкой ПЗП - кислотные обработки, гипано - кислотные обработки (ГКО), термогазохимическое воздействие (ТГХВ), обработкой пеной, ПАВ, очистка ПЗП пластоиспытателями (ИП), гидроударами, и т.д., которые входят составной частью в МУН (дополнительная добыча при этом рассчитывается за один скользящий год), то эта составляющая также растет из года в год и в 1998 году составила 36,1 т.т. или 4,0% от общей добычи по НГДУ.

Многообразие всех пород, слагающих нефтеносные коллекторы, может быть охарактеризовано тремя наиболее представительными горными породами: известняком, доломитом и песчаниками. Наиболее распространенными сочетаниями указанных пород являются глины, аргиллиты и алевролиты. Метод и эффективность воздействия на горные породы определяются, как правило, их типом и литологической характеристикой.

В этих условиях в НГДУ «Октябрьскнефть» большое значение приобретает работа с карбонатным фондом скважин, применением кислотных обработок и их различных модификаций с учетом ухудшения условий эксплуатации, роста обводненности продукции, ухудшения структуры фонда.

Эффективность данного вида обработок зависит от того насколько глубоко кислота прошла в пласт, так как при этом возрастает вероятность вовлечения в работу ранее не вскрытых целиков нефти, создается больше путей для притока нефти в призабойную зону пласта (ПЗП). При реакции с HCl с известняками образуется СО₂. Углекислый газ, способствует увеличению скорости реакции, так как при его выделении в виде пузырьков происходит перемешивание раствора и продуктов реакции, вовлечение в процесс реакции новых порций неотработанного кислотного раствора.

Из справочных источников известно, что при температуре взаимодействия плюс 20°С, при давлении более 5,65 МПа реакция происходит без выделения углекислого газа, то есть СО2 остается в растворенном состоянии. Отсюда следует, что при повышении давления реакция кислоты с породой замедляется, появляется возможность продавить раствор дальше в пласт.

Из практики кислотных воздействий известно, что с увеличением кратности обработок, давления закачки падают, скорость реакции возрастает. Тем самым действие кислоты ограничивается к растворению карбонатов в непосредственной близости от ствола скважины.

Используя созданную базу в качестве исходной рабочей, полученный материал был отсортирован по основным зависимостям в целом по всем видам обработок: кратность - эффективность, давление закачки - эффективность, дебит обработки, обводненность режимная до обработки, накопленная добыча воды на момент обработки, статический уровень. После сопоставления этих данных со средними значениями по простым кислотным обработкам в зависимости от кратности и обводненности можно сделать выводы в применимости к данным условиям.

3.1 Солянокислотные обработки

Анализ большого числа простых солянокислотных обработок (197) на нефтяных залежах НГДУ «Октябрьскнефть» показал, что высокая успешность этих обработок (по дополнительно добытой нефти на одну обработку от 494,8 т до 373,3 т) соответствует безводному периоду разработки или периоду начального обводнения залежей (до 20%).

При обводненности свыше 30 - 40% средняя эффективность резко падает (в пять раз).

При давлении свыше 5,65 МПа и t = 20°C (средняя температура против призабойной зоны пластов скважин НГДУ «Октябрьскнефть» 24°С) скорость взаимодействия кислоты с породой при дальнейшем повышении давления практически не изменяется. Значит, при этих давлениях основную роль играет линейная скорость закачки кислоты, которая позволяет сократить время контакта кислоты с породой, что способствует продвижению кислоты в активном состоянии вглубь пласта, увеличению степени охвата пород пласта за счет высоких перепадов давления и вовлечению в работу малопроницаемых участков.

Из опыта гидроразрыва пласта на скважинах НГДУ «Октябрьскнефть» установлено, что развитие трещин, приводящих к гидроразрыву происходит при давлениях 18-25 МПа. Поэтому при первичных солянокислотных обработках не следует создавать давление свыше 12-15 МПа. При достижении этих давлений должна выдерживаться кислотная ванна в течении определенного времени (30-120-240 мин), достаточного для снижения давления и разъедания наибольшего числа каналов, по которым в последствии пойдет закачиваемая кислота вглубь пласта, что дает возможность повторных эффективных обработок в дальнейшем, когда кислота пойдет по уже раздренированной сети каналов разъедания.

В обратном случае существует вероятность создания преимущественной трещины, по которой в последующем при повторных обработках будет проникать кислота. При этом эффективность обработки резко падает.

3.2 Пенокислотные обработки

При снижении давления закачки ниже критического необходимо дополнительное торможение химического взаимодействия между кислотой и породой и в первую очередь путем повышения давления в области реагирования. Применение кислотных пен решает эту задачу.

При пластовых давлениях в залежах ниже гидростатических и в особенности с низкой проницаемостью предпочтительнее применение кислотных составов с повышенной проникающей способностью - газированные кислотные растворы с добавками ПАВ.

Применение кислотных пен позволяет создать повышенные давления на устье скважины в связи с тем, что пены являются двухфазными структурированными упругими системами, что создает дополнительные сопротивления при фильтрации через пористую среду и создает условия для большого охвата кислотой продуктивной толщины пласта. Эффект может быть получен как за счет расширения интервала притока жидкости из пласта, так и за счет обработки удаленных от ствола скважины участков пласта вследствие меньшей скорости растворения известняков в кислотной пене.

Однако эффективность пенокислотных обработок скважин зависит от многих случайных технических и технологических причин, а также от геолого-физических условий. Именно поэтому приросты добычи нефти от обработок различных скважин неодинаковы и колеблются в широких пределах.

Наибольшие приросты добычи нефти от пенокислотных обработок получены при значениях средневзвешенной пористости 4 - 7%. Высокая эффективность обработок скважин с такой пористостью объясняется большими остаточными запасами нефти в участках с невысокой пористостью, т.е. малой текущей нефтеотдачей, вызванной низкой проницаемостью этих пород.

Небольшая эффективность обработок скважин, расположенных на участках пласта с пористостью менее 4%, связана с небольшими запасами в них нефти, а также с усилением отрицательного влияния продуктов реакции на фазовую проницаемость для нефти. Участки же пласта с большими значениями пористости и проницаемости, в основном, дренированы, и нефть в них находится в пленочном состоянии. В этих условиях увеличение проницаемости за счет пенокислотных обработок не приводит к значительному усилению притока нефти.

В результате исследований в ЦНИПР «Ишимбайнефть» установлено, что наибольшее замедление скорости реакции кислотной пеной с карбонатной породой соответствует степени аэрации единица для всех скоростей закачки кислотного раствора ПАВ.

С увеличением степени аэрации глубина проникновения активной кислоты в пласт уменьшается. При давлении ниже 0,60 МПа оптимального значения степени аэрации кислотной пены не наблюдается в связи с выделением одного из продуктов реакции в форме СО₂, что способствует увеличению скорости реакции за счет интенсивного перемешивания раствора кислоты пузырьками свободного СО₂. Ряд исследователей рекомендует в качестве поправки к обычной технологии закачки проводить пенокислотную обработку на максимально возможной скорости агрегата с соблюдением степени аэрации единица и в середине обработки уменьшить подачу воздуха в два раза.