CC BY
30
ёМ.К.Рогачев, В.В.Мухаметшин
Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия..
УДК 622.276
КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА СОЛЯНОКИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ
М.К.РОГАЧЕВ1, В. В. МУХАМЕ ТШИН2
1 Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия
2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Республика Башкортостан, Россия
Приводятся результаты анализа эффективности солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по залежам высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах турнейского яруса. На основании использования непараметрического критерия Кульбака выявлены наиболее информативные геолого-технологические параметры, оказывающие превалирующее влияние на успешность солянокислотных обработок, оцениваемую по критериям увеличения дебита нефти и снижения обводненности продукции. Проведенное обобщение опыта солянокислотных обработок в условиях залежей высоковязкой нефти турнейского яруса позволяет эффективно проводить прогноз, выбор скважин, контроль и регулирование процесса воздействия с целью сокращения количества неэффективных операций и повышения технико-экономических показателей предприятий топливно-энергетического комплекса на исследованных объектах и аналогичных им по геолого-промысловой характеристике.
Ключевые слова: нефть, карбонатный коллектор, призабойная зона скважины, солянокислотное воздействие, геолого-промысловые данные
Как цитировать эту статью: Рогачев М.К. Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным / М.К.Рогачев, В.В.Мухаметшин // Записки Горного института. 2018. Т. 231. С. 275-280. DOI: 10.25515/РЖ2018.3.275
Введение. Воздействие на призабойную зону пласта с использованием солянокислотных растворов было и остается основным при разработке залежей нефти с карбонатными коллекторами. Однако многочисленные исследования, проведенные как в нашей стране, так и за рубежом, показывают, что эффективность этого метода воздействия не всегда достаточно высока, а иногда характеризуется отрицательными значениями показателей [1, 8, 15, 18, 20]. Причинами этого являются: особенности геологического строения залежей, несоответствие применяемой технологии воздействия конкретным геологическим условиям объекта, отсутствие научно обоснованных методик подбора скважин и технологий обработок с учетом технологических особенностей работы скважин и залежей [5, 6, 9, 16, 19].
Необходимо отметить, что эффективность проведения воздействия на призабойную зону разные исследователи отражают с помощью различных показателей. Это не позволяет сравнить результаты между собой и дать всестороннюю и комплексную оценку эффективности [3, 7, 12-14, 19]. Кроме того, установлено, что на сегодняшний день практически отсутствуют исследования, посвященные обобщению опыта проведения солянокислотных обработок (СКО) по залежам в карбонатных коллекторах турнейского яруса, содержащим высоковязкую нефть (более 20 мПас) и трудноизвлекае-мые запасы. Использование моделей и методик, полученных ранее [10, 11, 17] для условий других залежей (с иными геолого-физическими и физико-химическими свойствами пластов и насыщающих их флюидов), может привести к получению не только больших погрешностей, но и противоречивых результатов.
Постановка проблемы. В связи с этим обобщение опыта проведения СКО по залежам в карбонатных коллекторах турнейского яруса, содержащих высоковязкую нефть, с целью получения комплекса методик, позволяющих проводить контроль и регулирование процесса воздействия, а также научно обоснованный выбор скважин и технологических параметров воздействия, является весьма актуальным.
Методология. Для решения поставленных задач использовался геолого-промысловый материал нефтегазодобывающих предприятий по турнейским залежам нефти, которые находятся в пределах юго-восточного склона Русской платформы и Бирской седловины и являются пластово-сводовыми.
Породы-коллекторы - трещинно-поровые и порово-каверновые. Режим работы залежей - упру-говодонапорный со слабым подбором краевых и подошвенных вод из-за запечатанности залежей вблизи поверхности водонефтяного контакта ввиду отложений вторичного кальцита и вязкого битума в трещиновато-пористой среде.
Залежи характеризуются следующими средними значениями геологических параметров: пластовое давление 13,3 МПа; глубина залегания 1350 м; эффективная нефтенасыщенная толщина 5,0 м;
ёМ.К.Рогачев, В.В.Мухаметшин
Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия..
пористость 12,0 %; нефтенасыщенность 79 %; коэффициент проницаемости 5 10-3 мкм2; вязкость пластовой нефти 25 мПас.
Разбуривание залежей начато в шестидесятых годах ХХ в. Плотность сетки скважин на момент анализа изменяется по различным участкам от 16 до 200 га/скв. Добыча нефти в основном осуществляется с использованием естественной энергии пласта за счет как упругих сил, так и слабого подпора законтурных и подошвенных вод. Текущая нефтеотдача в этих условиях изменяется от 3 до 20 %, прогнозная конечная нефтеотдача составит в среднем 15 %. Закачка в пласт воды редко дает положительные результаты в виде увеличения текущей добычи нефти. Повышение эффективности разработки связывается с уплотнением сетки скважин и организацией очагового заводнения на отдельных высокопродуктивных участках с высокой плотностью сетки скважин.
При проведении исследований учитывался промысловый материал более чем по 300 скважинам, на которых были проведены обычные СКО и СКО под давлением.
В качестве критериев эффективности использовались абсолютный и относительный прирост дебита нефти, абсолютное и относительное снижение обводненности продукции, общий прирост добычи нефти за время эффекта, относительное увеличение продуктивности скважин. В качестве независимых переменных, влияющих на успешность и эффективность СКО, рассматривались эффективная нефтенасыщенная толщина, средняя толщина нефтенасыщенных пропластков и их количество, коэффициент пористости пласта в скважине, доля пород коллекторов в общей толщине пласта, время с начала эксплуатации скважины до момента проведения СКО, максимальный дебит скважины до проведения СКО; дебит, обводненность, накопленная добыча нефти скважины на момент проведения СКО, объем и максимальное давление закачки кислоты в пласт.
Обсуждение. На первом этапе изучалось влияние геолого-технологических параметров на успешность воздействия с применением одного из диагностических методов распознавания образа -последовательной процедуры Вальда. В качестве критерия эффективности использовался прирост дебита нефти. Значимость рассчитывалась по критерию Кульбака [2, 4]. Полученные зависимости позволили установить условия наиболее успешного применения СКО, а также требуемые объемы и давления закачки кислоты в пласт. Зависимости носят вероятностный характер.
Для получения однозначного ответа на вопрос об успешности по каждой скважине рассчитаны значения суммарных диагностических коэффициентов в трех вариантах:
1) с использованием всех значимых по критерию Кульбака параметров;
2) с использованием наиболее значимых параметров, отражающих геолого-физические свойства пласта в точке вскрытия его скважиной и технологию воздействия;
3) с использованием наиболее значимых параметров, отражающих технологические особенности работы скважин и залежей, а также технологию воздействия.
Полученные распределения позволяют:
• получить однозначный ответ на вопрос об успешности;
• проводить на качественном уровне выбор скважин для проведения СКО;
• путем изменения технологических параметров воздействия переводить скважины из зон с отрицательным эффектом и зон неопределенности в зону с положительным эффектом;
• проводить диагностирование и выбор скважин при различных объемах промысловой информации и на разных стадиях разработки (после пуска скважины в эксплуатацию, когда отсутствуют надежные данные о технологических параметрах работы скважины, может использоваться вариант 2; при отсутствии надежных данных о геолого-физических свойствах пласта - вариант 3).
Аналогичный круг задач был решен для случая, где в качестве критерия эффективности рассматривалось снижение обводненности продукции скважин.
Сравнение интервалов значений значимых параметров, в которых успешность применения воздействия превышала 50 % по критериям прироста дебитов и снижения обводненности, показало наличие общих интервалов. Именно общие интервалы объясняют тот факт, что в некоторых скважинах наряду с увеличением дебита нефти произошло снижение обводненности продукции. Одновременное увеличение дебита и обводненности скважин объясняется отсутствием общих интервалов по отдельным параметрам, т.е. в погоне за дополнительной добычей нефти за счет увеличения объемов закачиваемой кислоты можно получить существенный рост обводненности продукции.
С целью упрощения расчетов, снижения их трудоемкости, проведения контроля полученных результатов и более четкого разделения скважин по успешности по обоим критериям был использован метод канонических дискриминантных функций. Расчеты также велись по трем вариантам. Было выделено четыре группы скважин со следующими характеристиками:
М.К.Рогачев, В.В.Мухаметшин
Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия...
1) прирост дебита нефти и снижение обводненности;
2) снижение дебита нефти и обводненности;
3 снижение дебита нефти и увеличение обводненности; 4) увеличение дебита нефти и обводненности.
В осях канонических дискриминантных функций (см. рисунок) скважины четко разбились и заняли строго определенную область. Ни одна из скважин не оказалась в границах другой группы.
Вариант 1
Вариант 2
к
к
&
о К
р
к к о к
й «
к
к
&
о к
ч 3
к
о
к «
-10 0 10 20 Каноническая дискриминантная функция у{
-10 0 10 20 30
Каноническая дискриминантная функция у/
Вариант 3
к
к
к к
5!
к &
о к
ч
к
о
к «
-20 -10 0 10 20 Каноническая дискриминантная функция у/
<Г> 1 V1 2
Распределение центроидов и зон сосредоточения групп скважин в осях канонических дискриминантных функций
по вариантам
1 - центроид, номер и зона сосредоточения скважин группы; 2 - границы областей для определения принадлежности
скважин к какой-либо группе
Ж М.К.Рогачев, В.В.Мухаметшин 001: 10.25515РМ1.2018.3.275
Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия...
Уравнения канонических дискриминантных функций имеют следующий вид: по варианту 1
у' = -4,52 - 0,36*-0,10бнтах + 0,13бн1 - 65,46/1 + 0,00^ак + 1,45Кк + 0,20г V +
+ 1,05бНтах /V - 1,67<2н1 V + 0,99ЯЭ + 18,34^ IЯэ; (1)
у 2 = -1,18 - 0,13* - 0,03бнтах + 0,04бн1 - 21,06/ + 0,0004<2нак + 0,41Кк + 0,07* I V, +
+ 0,34бнтах V -0,57бн! V + 0,32Н + 6,34^ IЯэ; (2)
по варианту 2
у,' = 15,34 - 12,19Нэ + 6,44Нп - 0,16Мг +1,02« + 14,14К - 105,09К IНэ +
1 ■ ~ э 7 п" г ~ "к 7 к э
+17,75А"п + 31,70Нэ IV - 20,52Нп IV; (3)
у' = -1,27 - 0,44Нэ - 3,00Нп + 0,09МГ -1,01« +1,84V - 8,12 V I Нэ + 6,94 Ап +
2 7 7 э 7 п 7 Г 7 7 к 7 к э 7 п
+ 1,95Нэ IVк + 4,01Нп IVк; (4)
по варианту 3
у1 =-7,48 + 0,37* + 0,07бнтах -0,07^н1 + 56,13/ -0,0001^ -2,73VK -0,36*IV, -
- 0^нтах1^ + 1,25Qнl I Vк; (5)
у2 = 8,36-0,22* + 0,007Qнmax -0,024Qнl -2,52/ + 0,000^ + 0,93^ + 0,57*IV, -
- 0,06QнmaxIVк + 0,^н1^к, (6)
где * - время с начала эксплуатации скважины до момента проведения СКО, мес.; Qн тах - максимальный дебит нефти скважины до проведения СКО, т!мес.; Qн1 - дебит скважины на момент проведения СКО, т!мес.; / - обводненность продукции скважины на момент проведения СКО, %; Qнак - накопленная добыча нефти на момент проведения СКО, т; Vк - объем закачанной кислоты, м3; Яэ - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине, м; Яп - средняя толщина нефтенасыщенных пропластков в скважине, м; МГ - средневзвешенное значение коэффициента пористости пласта в скважине по данным геофизических исследований, %; « - количество нефтенасыщенных пропластков в скважине; Кп - доля пород-коллекторов в общей толщине пласта, доли ед.
Полученные распределения и зависимости (1)-(6) позволяют оперативно решать вопрос оценки успешности воздействия по какому-либо критерию, а также выбирать скважины для проведения СКО в зависимости от желания пользователя.
При проведении контроля и регулировании солянокислотного воздействия важно знать не только успешность проведения этого мероприятия, но и его эффективность, выраженную через различные критерии эффективности. Эта задача была решена путем обобщения опыта проведения СКО с построением геолого-статистических моделей при различных объемах промысловой информации. Моделирование проводилось с использованием шагового регрессионного анализа. Значительное количество вариантов и критериев эффективности при различных объемах информации обусловлено необходимостью решения поставленных задач на разных стадиях разработки и в условиях ограниченного объема информации о залежах. Последнее объясняется недостаточными объемами промысловых исследований вследствие причин организационного и финансового характера, а также при изменении тактики и стратегии предприятия в рыночных условиях. Геолого-статистические модели дают возможность гибко реагировать на изменения внутренних и внешних условий функционирования.
ёМ.К.Рогачев, В.В.Мухаметшин
Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия..
Погрешности полученных моделей позволяют рассматривать их в большей мере как количественно-качественные, хотя при расчетах по 7-10 скважинам прогноз получается достаточно удовлетворительным.
Анализ полученных результатов показал, что необходимо создать комплексный технологический критерий эффективности, который отражал бы критерии эффективности и различные стороны процесса солянокислотного воздействия, а также был компромиссным решением между приростом коэффициента продуктивности, приростом дебита и добычи нефти и увеличением обводненности добываемой продукции. Этот критерий значительно упрощает процедуру диагностирования, выбора скважин и оптимальных технологических параметров СКО.
В качестве такого комплексного критерия эффективности предложено использовать комбинацию параметров в виде
э = A т, (7)
Qhi f
где Qh2, Qhi - среднемесячный дебит скважины соответственно после и до обработки, т; f2, f -обводненность добываемой продукции после и до проведения воздействия, %; т - продолжительность эффекта, мес.
С физической точки зрения данный критерий эффективности характеризует ресурс добыв-ных возможностей скважины по нефти.
Заключение. Проведенное исследование позволило получить следующие результаты:
• На основании использования непараметрического критерия Кульбака выявлены наиболее информативные геолого-технологические параметры, оказывающие превалирующее влияние на успешность СКО, оцениваемую по критериям увеличения дебита нефти и снижения обводненности продукции. Установлены условия наиболее успешного проведения воздействия. Дана физическая интерпретация полученных результатов. Установлено, что при использовании тех или иных критериев эффективности наибольшие значения успешности находятся в различных интервалах изменения геолого-технологических параметров, что необходимо учитывать при выборе скважин для проведения воздействия и определении технологических параметров СКО.
• Установлены общие интервалы изменения значений значимых геолого-технологических параметров, в которых успешность воздействия и по критерию - дебит нефти и по критерию -обводненность продукции больше 50 %. Показано отсутствие общего интервала изменения объемов и удельных объемов закачиваемой кислоты. Это указывает на то, что в погоне за дополнительной добычей нефти за счет увеличения объемов закачиваемой кислоты можно получить существенный рост обводненности продукции. В этом случае выбор скважин и технологии воздействия рекомендуется проводить после проведения технико-экономических расчетов.
• На основании использования уравнений канонических дискриминантных функций получена методика, позволяющая по значениям геолого-технологических параметров устанавливать, к какой группе относится скважина:
- к группе, где получен прирост дебита нефти и снижение обводненности;
- к группе, где получено снижение дебита нефти и обводненности;
- к группе, где получено снижение дебита нефти и увеличение обводненности;
- к группе, где получено увеличение дебита нефти и обводненности.
• Методика позволяет при использовании различных объемов информации оперативно принимать управляющее решение, использовать опыт проведения обработок той группы, к которой относится конкретная скважина, проводить адаптацию технологии воздействия к конкретным геологическим условиям, адресное воздействие на призабойную зону скважин. Для эффективного решения этих задач в осях двух канонических дискриминантных функций установлены центроиды и зоны сосредоточения групп скважин, а также границы областей для определения принадлежности скважин к какой-либо группе.
• Предложен комплексный критерий эффективности, позволяющий решать проблемы прогноза и выбора скважин по единому критерию. Критерий характеризует неиспользованный ресурс добыв-ных возможностей скважин по нефти и позволяет устранить противоречие между приростом деби-тов и увеличением обводненности, а также факты прогрессирующего обводнения при использовании больших объемов кислоты для получения существенного прироста добычи нефти.
ёМ.К.Рогачев, В.В.Мухаметшин
Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия..
• Обобщение опыта солянокислотных обработок в условиях залежей высоковязкой нефти турнейского яруса и полученные результаты позволяют эффективно проводить прогноз, выбор скважин, контроль и регулирование процесса воздействия с целью сокращения количества неэффективных операций и повышения технико-экономических показателей предприятий топливно-энергетического комплекса на исследованных объектах и аналогичных им по геолого-промысловой характеристике.
ЛИТЕРАТУРА
1. Аширов К.Б. Оценка эффективности солянокислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах / К.Б.Аши-ров, Г.Б.Выжигин // Нефтяное хозяйство. 1977. № 7. С. 28-31.
2. Земцов Ю.В. Многофакторный анализ эффективности ограничения водопритоков в различных геолого-физических условиях скважин и пластов / Ю.В.Земцов, А.С.Устюгов // Нефтепромысловое дело. 2016. № 5. С. 20-26.
3. Ибрагимов Н.Г. Эффективность комплекса технологий стимуляции скважин в ОАО «Татнефть» / Н.Г.Ибрагимов, М.Х.Мусабиров, А.Ф.Яртиев // Нефтяное хозяйство. 2014. № 7. С. 44-47.
4. Мухаметшин В.В. Влияние нанодобавок на механические и водоизолирующие свойства составов на основе цемента /
B.В.Мухаметшин, Р.Р.Кадыров // Нанотехнологии в строительстве. 2017. Т. 9. № 6. С. 18-36. DOI: 10.15828/2075-85452017-9-6-18-36
5. Мухаметшин В.Ш. Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей // Нефтяное хозяйство. 1989. № 12. С. 26-29.
6. Мухаметшин В.В. Оценка эффективности использования нанотехнологий после завершения строительства скважин, направленных на ускорение ввода месторождений нефти в разработку // Нанотехнологии в строительстве. 2018. Т. 10. № 1.
C. 113-131. DOI: 10.15828/2075-8545-2018-10-1-113-131
7. Мухаметшин В. В. Устранение неопределенностей при решении задач воздействия на призабойную зону скважин // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2017. Т. 328. № 7. С. 40-50.
8. Повышение продуктивности карбонатных коллекторов / Р.Х.Муслимов, Р.Г.Рамазанов, Р.Г.Абдулмазитов, Р.Т.Фазлыев // Нефтяное хозяйство. 1987. № 10. С. 27-31.
9. Результаты опытно-промышленных работ в области обработки призабойной зоны и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть» / Н.Г.Ибрагимов, Ф.З.Исмагилов, М.Х.Мусабиров, Э.М.Абусалимов // Нефтяное хозяйство. 2014. № 7. С. 40-43.
10. Сучков БМ. Причины снижения производительности скважин // Нефтяное хозяйство. 1988. № 5. С. 52-54.
11. Физические свойства эмульсионных систем с содержанием наночастиц SiO2 / В.В.Сергеев, Н.Г.Беленкова, Ю.В.Зейгман, В.Ш.Мухаметшин // Нанотехнологии в строительстве. 2017. Т. 9. № 6. С. 37-64. DOI: 10.15828/2075-85452017-9-6-37-64
12. Andreev A.V. Deposit Productivity Forecast in Carbonate Reservoirs with Hard to Recover Reserves / A.V.Andreev, V.Sh.Mukhametshin, Yu.A.Kotenev // SOCAR Procеedings. 2016. N 3. P. 40-45. DOI: 10.5510/0GP20160300287
13. Fjelde I. Sulfate in Rock Samples from Carbonate Reservoirs // International Symposium of the Society of Core Analysts. Abu Dhabi, UAE. 2008. P. 1-12 (SCA2008-19).
14. Gomari K.A.R. Mechanistic study of interaction between water and carbonate rocks for enhancing oil recovery / K.A.R.Gomari, O.Karoussi, A.A.Hamouda // SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition, 12-15 June, Vienna, Austria. 2006. 8 p. DOI: 10.2118/99628-MS
15. Hognesen E.J. Waterflooding of preferential oil-wet carbonates: Oil recovery related to reservoir temperature and brine composition / E.J.Hognesen, S.Strand, T.Austad // SPE Europec/EAGE Annual Conference, 13-16 June, Madrid, Spain. 2005. 9 p. DOI: 10.2118/94166-MS
16. Manchanda R. Impact of Completion Design on Fracture Complexity in Horizontal Shale Wells / R.Manchanda, M.M.Sharma // SPE Drilling & Completion. 2014. Vol. 29. Iss. 1. 10 p. DOI: 10.2118/159899-PA
17. Optimization of Surfactant-Based Fluids for Acid Diversion / H.A.Nasr-El-Din, M.S.Van Domelen, L.Sierra, T.D.Welton // European Formation Damage Conference, 30 May - 1 June 2007, Scheveningen, The Netherlands. 2007. 11 p. DOI: 10.2118/107687-MS
18. Prospects of Application of Multi-Functional Well Killing Fluids in Carbonate Reservoirs / Yu.V.Zeigman, V. Sh.Mukhametshin, A.R.Khafizov, S.B.Kharina // SOCAR Procеedings. 2016. N 3. P. 33-39. DOI: 10.5510/OGP20160300286
19. Some Testing Results of Productive Strata Wettability Index Forecasting Technique / R.T.Akhmetov, V.V.Mukhametshin, A.V.Andreev, Sh.Kh.Sultanov // SOCAR Procеedings. 2017. N 4. P. 83-87. DOI: 10.5510/OGP20170400334
20. The Usage of Principles of System Geological-Technological Forecasting in the Justification of the Recovery Methods / V.V.Mukhametshin, V.E.Andreev, G.S.Dubinsky, Sh.Kh.Sultanov, R.T.Akhmetov // SOCAR Proceedings. 2016. N 3. P. 46-51. DOI: 10.5510/OGP20160300288
Авторы: М.К.Рогачев, д-р техн. наук, профессор, [email protected] (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия), В.В.Мухаметшин, канд. техн. наук, доцент, [email protected] (Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Республика Башкортостан, Россия). Статья поступила в редакцию 06.07.2017. Статья принята к публикации 22.02.2018.
