Эффективность применения кислотных обработок в карбонатных породах Оренбургской области на примере месторождения Х

Кислотная обработка – это стимуляция притока за счёт очистки призабойной зоны (в большей мере характерно для терригенных коллекторов) и создание высокопроводящих каналов в пласте (более применимо для пластов с высокой долей карбонатов). На месторождениях большинства нефтяных компаний проводится огромное число кислотных обработок. Это объясняется тем, что процедура технологически достаточно простая, не требует больших финансовых затрат, притом зачастую даёт значительный прирост по добыче, а значит экономически обоснована.

В данной работе рассматривается эффективность кислотной обработки на месторождении Х в Оренбургский области, в частности СКО, который является наиболее эффективным для карбонатных пород.

Месторождение Х в тектоническом отношении приурочено к зоне сочленения двух крупных структур Русской платформы: Волго-Уральской антеклизы и Прикаспийской синеклизы, и приурочено к южной, наиболее погруженной части Бузулукской впадины. В пределах месторождения промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях филипповского горизонта (пласт P1fl), башкирского яруса (пласт А4), окского надгоризонта (пласты О4, О5), турнейского яруса (пласт Т), фаменского яруса (пласт Дф).

По состоянию на начало 2021 г в разработке находятся два объекта разработки: Фаменский Дф и Башкирский А4+О4-О5 на которых рассмотрим эффективность СКО. Пробная эксплуатация объектов месторождения осуществляется пока преимущественно скважинами с вертикальным вскрытием пласта. Всего в пределах месторождения пробурено десять скважин, пять из которых – действующие скважины добывающего фонда на объектах фаменского и башкирского ярусов.

Анализ эффективности применения соляно-кислотной обработки на пласте фаменского яруса. На месторождении, помимо испытания новых методов нефтеизвлечения требующих инвестиционных затрат, выполнено фактически четыре ГТМ с целью ОПЗ методом комплексной соляно-кислотной обработки (СКО) с применением гелевого отклонителя на пласте фаменского яруса.

В связи с недостаточным (для обоснования базового уровня добычи) периодом эксплуатации скважины до первой соляно-кислотной обработки (СКО1) оценке технологической эффективности подлежит только вторая СКО (СКО2).

На рисунке представлен параметры использованной технологии и результаты оценки технологической эффективности.

Рис. Оценка динамики технологической эффективности от СКО2

Анализ показал, что эффект от второй СКО был. Накопленная дополнительная добыча нефти от СКО на скважине №1 составила больше 8 тысяч тонн нефти.

Приращение продуктивности, дебита и уровней добычи нефти на скважине № 1 произошло от гидродинамических эффектов в эксплуатационном забое и призабойной зоне пласта при закачке рабочих жидкостей в процессе СКО.

Таким образом, мероприятия по обработке призабойной зоны пласта выполнены пока в объеме двух ГТМ на одной скважине, с общей накопленной дополнительной добычей нефти больше 8 тысяч тонн.

Анализ эффективности применения кислотных составов на пласте турнейского яруса. Далее рассмотрим скважины № 2 и 3 месторождения Х. Данные скважины расположены и пробурили пласты турнейского яруса Т. Отложения турнейского яруса сложены известняками. Коллекторами служат пористые известняки и их доломитизированные разности. Покрышкой служат алевролиты и аргиллиты пласта C₁bb визейского яруса.

По скважине № 2 по результатам СКО нижняя часть интервалов обработки не приняла кислотный состав (КС) (4110–4124 м). Вышележащие интервалы (4099–4107м, 4087–4089м) успешно приняли КС. Было закачено 21,4 м³ кислоты (концентрация HCl 15%). Удельный объём кислотного состава, приходящийся на 1 м коллектора, составила 0.8 м³/м

По скважине №3 – 3 операции (25 м³ кислотного состава) были проведены при ВНР после бурения. Все интервалы успешно приняли КС. В общем по скважине было закачено 37 м³ кислотного состава (HCl 15%). Удельный объём КС, приходящийся на 1 м коллектора по данной, скважина 1 м³/м.

По результатам СКО по скважине № 3 удельный объём кислотного состава (1 м³/м), по скважине № 2 (удельный объём 0,8 м³/м). Исходя из проведенных СКО, наиболее эффективно кислоту принимала скважина № 3, при этом дебит был выше у скважины №2.

Основываясь на геолога–гидродинамической модели, есть предположение, что более низкий дебит на скважине № 3 по сравнению с № 2 при условии больших толщин, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности может быть обусловлен наличием высокопроницаемых каналов в районе скважины № 2. По результатам переобработки КВД на скважине № 2, в данном районе наблюдаются большие по абсолютному значению отрицательные скин–факторы – признак наличия вторичной пустотности (значение скин равно -4,2). В ГДМ средняя проницаемость в скважины № 3 на 40% ниже, чем в скважине № 2 ввиду того, что при адаптации скважины № 2 на куб, построенный по зависимости от Кп, были наложены интерполяционные множители в районе скважины № 2.

Таким образом, согласно ГДМ, скважина №2 попала в зону с более высокой проницаемостью за счет наличия трещинной составляющей, что и обусловило более высокий дебит по сравнению со скважиной №3. Карбонатные коллекторы в отличие от терригенных имеют значительно меньшую нефтеотдачу.

Анализ результатов, выполненных геолого-технических мероприятий показывает на перспективы применения технологий на основе модернизированных СКО для карбонатных отложений нефтяных залежей.