CC BY
35
УДК 622.279.5
Планирование интенсификаций притока газа к скважинам в карбонатных коллекторах
В.Н. Чельцов1*, Т.В. Чельцова1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: V_Cheltsov@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова:
интенсификация притока,
солянокислотная обработка, карбонатные низкопроницаемые резко
неоднородные коллекторы, георыхление, призабойная зона.
Тезисы. Интенсификация притока газа к скважинам в карбонатных коллекторах может быть достигнута обработкой призабойной зоны скважины кислотным раствором или механическими способами. В первом случае проницаемость обработанных коллекторов возрастает в результате растворения части породы и удаления ее из пласта, во втором - за счет увеличения проводящих каналов (дополнительная перфорация), удаления части породы (бурение боковых стволов, кислотоструйное бурение), наведения искусственной трещиноватости (направленная разгрузка пласта - георыхление, в том числе в сочетании с применением вибрационных технологий). При этом требуется оптимизация параметров указанных мероприятий: при солянокислотных обработках (СКО) - объемов закачки кислотного раствора, повторяемости обработок, удаленности проникновения раствора, скорости и давления закачки; при механических способах - плотности дополнительной перфорации, числа и длины боковых отводов и др.
Следует признать, что в настоящее время теоретические основы планирования СКО или других мероприятий по повышению продуктивности скважин в карбонатных низкопроницаемых резко неоднородных коллекторах отсутствуют. Порядок проведения указанных мероприятий основывается на ранее принятых критериях, не соответствующих условиям конкретного месторождения или некорректных, либо на современных необоснованных допущениях.
В данной работе предлагается рассмотреть ряд критериев планирования СКО, вытекающих из расчета эффективности СКО по разработанной упрощенной формуле.
Солянокислотные обработки (СКО) призабойных зон скважин в карбонатных коллекторах проводятся с целью растворения породы, в результате чего возрастает проницаемость пород призабойных зон и увеличивается продуктивность скважин. При работе скважины основные потери давления в пласте от контура дренирования до входа газа в ствол скважины происходят вблизи этого ствола. С удалением от ствола градиенты давления резко снижаются. В связи с этим наиболее эффективно в первую очередь растворять породу вблизи стенок скважины. Однако нужно иметь в виду, что, во-первых, эффективность таких интенсификаций будет снижаться с проведением каждой следующей интенсификации и, во вторых, с какого-то момента их положительное воздействие может блокироваться следующим участком пласта, который не подвергался обработке. Следовательно, на втором этапе проведения интенсифика-ций в таких случаях следует предусмотреть несколько более глубокое проникновение кислоты по пласту и т. д.
Снижение потерь давления в призабойной зоне может быть достигнуто механическими способами: дополнительной перфорацией ствола скважины в интервале газонасыщенных коллекторов, в том числе не обсаженного эксплуатационной колонной, бурением боковых стволов, применением вибрационных технологий и др. При этом требуется оптимизировать максимальную плотность перфорации и длину ствола.
Перспективным способом увеличения продуктивности скважины является провоцирование растрескивания карбонатной породы вблизи ствола скважины. С этой целью удаляется часть породы вблизи стенки ствола скважины (с применением фрезерного и расширяющего инструмента и т.п.) с последующей максимальной разгрузкой пласта в призабойной зоне.
Проведение СКО и бурение боковых стволов (туннелирование) также могут рассматриваться как нарушение целостности пород вблизи ствола скважины. Применение
в этих случаях технологии «георыхления» (направленной разгрузки пласта) способно существенно увеличить эффективность СКО и тун-нелирования призабойной зоны, особенно в сочетании с вибрационными технологиями.
Для инициирования процесса растрескивания пород объем выемки породы должен соответствовать максимальной разгрузке пласта, которую можно создать на данной скважине. Необходимый объем выемки породы резко увеличивается с удалением от стенки ствола скважины, во-первых, в связи с ростом общего объема породы (пропорционально квадрату расстояния от стенки ствола), во-вторых, в связи с резким снижением возможной степени разгрузки пласта в этой области. Исходя из этого вряд ли целесообразно загонять кислоту подальше в пласт или бурить более длинные стволы. Вероятнее всего, более эффективный способ - сделать на скважине, например, несколько коротких боковых отводов вместо одного, равного по протяженности суммарной длине коротких отводов.
Следует признать, что в настоящее время теоретические основы планирования СКО или других мероприятий повышения продуктивности скважин в карбонатных низкопроницаемых резко неоднородных коллекторах отсутствуют. Планирование проведения таких геолого-технических мероприятий (ГТМ) основывается либо на ранее принятых критериях, не соответствующих условиям конкретного месторождения или некорректных, либо на современных необоснованных допущениях.
Далее для рассмотрения предлагается ряд критериев планирования СКО, вытекающих из расчетов с использованием предлагаемой базовой (упрощенной) формулы, позволяющей качественно сравнивать эффективности СКО:
А + Х1УРК, а" " А + Х Г УРК,' (1)
где 1 - количество СКО, проведенных на скважине; ап - эффективность 1-й СКО (отношение дебитов скважины после и до СКО); УРК = QкJhЭф - удельный расход кислотного раствора - объем кислотного раствора, Иэф - эффективная толщина газонасыщенного разреза в пределах интервала перфорации или открытого ствола); А - коэффициент, пропорциональный удельному объему порового
пространства пород, подвергшихся воздействию кислотного раствора, и приведенный в соответствие с объемом кислоты.
Соответствующие работы выполнены по данным проведения СКО на Астраханском газоконденсатном месторождении. По результатам расчета (см. формулу (1)) проанализирована закономерность изменения среднестатистических эффективностей СКО в зависимости от их порядковых номеров и значений УРК. Эффективности рассчитаны для пяти СКО по шести вариантам задания значений УРК при суммарном УРК = 10 м3/м (табл. 1-3). Проведено сравнение среднестатистических эффективностей СКО, определенных по фактическим данным (табл. 4), с рассчитанными по формуле (1). Для наглядности сравниваются приросты дебита Даи = (аи - 1)100 % (см. табл. 1-3).
Коэффициент А определяется по зависимости от УРК, полученной исходя из фактической средней эффективности первичной интенсификации по формуле (1) в диапазоне УРК = 0,294...1,391 м3/м по шести значениям. Значения фактических эффективностей первичных интенсификаций рассчитаны по рекомендованной ранее методике [1]. Зависимости фактической эффективности первичной интенсификации и коэффициента А от УРК показаны в табл. 5 и на рисунке. Как видно, зависимость А от УРК практически линейна. Она хорошо аппроксимируется уравнением
А = 0,31407 + 0,32748 УРК.
(2)
Различия фактических и расчетных значений А колеблются в диапазоне +1,46.-1,09 % при УРК = 0,29.0,43 м3/м (см. табл. 5). При более высоких УРК эта разница составляет от +0,5 до -0,65 %.
С использованием уравнения (2) для расчета А по формуле (1) определены эффективности первичных СКО в диапазоне УРК = 0.3,6 м3/м (табл. 6, см. рисунок). Отклонения от фактической эффективности в рассматриваемых шести случаях колеблются от +0,53 до -0,60 %.
В ходе определения эффективности повторных СКО по ранее показанным шести вариантам распределения УРК коэффициент А рассчитывался по уравнению (2). Для подстановки в формулу (1) значение А определялось
Таблица 1
Зависимость эффективности СКО от их порядковых номеров и значений УРК,
если А принимается по УРК]
Вариант УРКп, м3/м Дап, % Погрешность расчета ап, %
задания УРК А п расчет по формуле (1) среднее фактическое значение
1 0,60 117,53 117,53 0
2 211,62 49,0* +109,14*
1 0,5105 3 2,35 67,91 36,53 +22,98
4 40,44 25,33 +12,06
5 28,80 15,46 +11,55
Е 10,00 466,30 243,85" +64,69"
1 1,00 155,87 155,87 0
2 137,06 47,0 +61,26
2 0,6415 3 2,25 57,82 35,35 +16,60
4 36,63 24,58 +9,67
5 26,81 14,93 +10,34
Е 10,00 414,19 277,73 +36,13
1 1,40 181,23 181,23 0
2 73,65 34,00 +29,58
3 0,7725 3 1,60 42,41 26,00 +13,02
4 29,78 16,10 +11,78
5 3,80 54,50 20,98 +27,71
Е 10,00 381,57 278,31 +27,30
1 206,40 206,40 0
2 67,36 42,00 +17,86
4 0,9690 3 2,00 40,25 32,40 +5,93
4 28,70 22,70 +4,89
5 22,30 13,60 +7,66
Е 10,00 365,01 317,10 +11,49
1 3,00 231,39 231,39 0
2 46,55 42,00 +3,20
5 1,2965 3 2,00 31,76 32,40 -0,48
4 24,11 22,70 +1,15
5 1,00 9,71 5,20 +4,29
Е 10,00 343,52 333,69 +2,27
1 4,00 246,31 246,31 0
2 26,67 31,40 -3,60
6 1,6240 3 1,50 21,06 24,00 -2,37
4 17,39 14,30 +2,70
5 14,82 9,15 +5,19
Е 10,00 326,25 325,16 +0,26
Примечание. Если вторую СКО тивность Да примет значение * составит * +32,53 (** +31,70) %.
деляется по формуле 5 =
считать «первой СКО после солянокислотной ванны (СКВ)», то фактическая эффек-135,13 (** 329,98) %, относительное различие расчетного и фактического значений ап Здесь и далее в табл. 2, 3 погрешность расчетных значений ап (см. 7-й столбец) опре-
1 1-100%. Например: ап
3,1162, ап.ф,„. = 1,49, 5 = [(3,1162/1,49) - 1]100 %
^ [2,0914 - 1]100 % = 109,14 %.
тремя возможными способами (с целью выявления наилучшего из них):
1) для всех интенсификаций по УРК первой интенсификации (см. табл. 1);
2) последовательно для каждой следующей интенсификации при росте УРК,
но по максимальному предыдущему значению в случае снижения УРК (см. табл. 2);
3) по сумме УРК с учетом предыдущих ин-тенсификаций (см. табл. 3).
Варианты 1-6 отличаются друг от друга в первую очередь увеличением УРК1: 0,6; 1,0; 1,4; 2,0; 3,0 и 4,0 м3/м соответственно.
Таблица 2
Зависимость эффективности СКО от их порядковых номеров и значений УРК, если А принимается по максимальному УРК
Вариант задания УРК А п УРКп, м3/м Аап, % Погрешность расчета ап, %
расчет по формуле (1) среднее фактическое значение
1 0,5105 1 0,60 117,53 117,53 0
1,0836 2 2,35 139,58 49,0* +60,79*
3 58,26 36,33 +15,92
4 36,81 25,33 +9,16
5 26,91 15,46 +9,92
Е 10,00 379,09 243,85" +39,33"
2 0,6415 1 1,00 155,87 155,87 0
1,0509 2 2,25 109,71 47,0 +42,66
3 52,31 35,35 +12,53
4 34,35 24,58 +7,84
5 25,56 14,93 +9,25
Е 10,00 377,8 277,73 +26,49
3 0,7725 1 1,40 181,23 181,23 0
0,8380 2 1,60 71,49 34,00 +27,98
3 41,69 26,00 +12,45
4 29,42 16,10 +11,47
1,5585 5 3,80 48,98 20,98 +23,14
Е 10,00 372,81 278,31 +24,98
Примечания:
1) если вторую СКО считать «первой СКО после СКВ», то фактическая эффективность Да примет значение * 135,13 (** 329,98) %, относительное различие расчетного и фактического значений ап составит * +1,89 (** +11,42) %;
2) данные по вариантам 4-6 совпадают с соответствующими данными табл. 1.
Таблица 3
Зависимость эффективности СКО от их порядковых номеров и значений УРК, если А принимается по сумме УРК
Вариант задания УРК А п УРКп (]Г УРК,), м3/м ¡=1 Дап, % (абс.) Погрешность расчета ап, %
расчет по формуле (1) среднее фактическое значение
1 0,5105 1 0,60 (0,60) 117,53 117,53 0
1,2801 2 2,35 (2,95) 124,99 49,0* +51,00*
2,0497 3 2,35 (5,30) 47,00 36,33 +7,67
2,8193 4 2,35 (7,65) 28,94 25,33 +2,88
3,5889 5 2,35 (10,0) 20,91 15,46 +4,72
Е 10,00 339,37 243,85** +27,78**
2 0,6415 1 1,00 (1,00) 155,87 155,87 0
1,3784 2 2,25 (3,25) 94,60 47,0 +32,38
2,1152 3 2,25 (5,50) 41,94 35,35 +4,87
2,8520 4 2,25 (7,75) 26,94 24,58 +1,89
3,5889 5 2,25 (10,00) 19,84 14,93 +4,27
Е 10,00 339,19 277,73 +16,27
3 0,7725 1 1,40 (1,40) 181,23 181,23 0
1,2965 2 1,60 (3,00) 59,34 34,00 +18,91
1,8205 3 1,60 (4,60) 33,19 26,00 +5,71
2,3444 4 1,60 (6,20) 23,04 16,10 +5,98
3,5889 5 3,80 (10,00) 38,82 20,98 +14,75
Е 10,00 335,62 278,31 +15,15
Вариант задания УРК А п УРКп (£ урк,), м3/м ¡=1 Дап, % (абс.) Погрешность расчета ап, %
расчет по формуле (1) среднее фактическое значение
4 0,9690 1 2,00 (2,00) 206,40 206,40 0
1,6240 2 2,00 (4,00) 55,19 42,00 +9,29
2,2790 3 2,00 (6,00) 31,85 32,40 -0,42
2,9339 4 2,00 (8,00) 18,29 22,70 -3,60
3,5889 5 2,00 (10,00) 14,72 13,60 +0,98
Е 10,00 326,45 317,10 +2,24
5 1,2965 1 3,00 (3,00) 221,39 221,39 0
1,9515 2 2,00 (5,00) 40,39 42,00 -1,13
2,6064 3 2,00 (7,00) 26,29 32,40 -4,61
3,2614 4 2,00 (9,00) 19,49 22,70 -2,62
3,5889 5 1,00 (10,00) 7,94 5,20 +2,60
Е 10,00 315,50 333,69 -4,20
6 1,6240 1 4,00 (4,00) 246,31 246,31 0
2,1152 2 1,50 (5,50) 24,53 31,40 -5,23
2,6064 3 1,50 (7,00) 18,50 24,00 -4,44
3,0976 4 1,50 (8,50) 14,85 14,30 +0,48
3,5889 5 1,50 (10,00) 12,41 9,15 +2,99
Е 10,00 316,6 325,16 -2,01
Примечание. Если вторую СКО считать «первой СКО после СКВ», то фактическая эффективность Да примет значение * 135,13 (** 329,98) %, относительное различие расчетного и фактического значений ап составит * -4,31 (** +2,18) %.
Таблица 4
Средние значения ап (отношение дебитов) в зависимости от УРК, рассчитанные по фактическим данным
п
УРК, м3/м 1 1 3 5
(после СКВ) 2 4
0 1 1 1 1 1 1
0,2 1,527 1,061 1,026 1,019 1,010 1,006
0,4 1,899 1,188 1,060 1,045 1,017 1,013
0,6 2,175 1,341 1,095 1,073 1,033 1,024
0,8 2,389 1,480 1,153 1,112 1,043 1,038
1,0 2,559 1,609 1,193 1,145 1,060 1,052
1,2 2,697 1,744 1,243 1,182 1,083 1,068
1,4 2,812 1,861 1,288 1,220 1,125 1,082
1,6 2,909 1,970 1,340 1,260 1,161 1,101
1,8 2,992 2,084 1,382 1,292 1,192 1,120
2,0 3,064 2,193 1,420 1,324 1,227 1,136
3,0 3,314 2,645 1,619 1,442 1,302 1,189
4,0 3,463 - 1,780 1,520 1,342 1,215
Таблица 5
Средние эффективности первичных интенсификаций и УРК, рассчитанные по фактическим данным для 20 скважин
УРК, м3/м 0,2941 0,4276 0,5040 0,6274 1,0250 1,3908
факт 1,7270 1,9314 2,0499 2,2137 2,5832 2,7958
а расчет по формуле (1) 1,7166 1,9416 2,0520 2,2077 2,5777 2,8074
отклонение расчетного значения от фактического, % -0,60 +0,53 +0,10 -0,27 -0,21 +0,41
расчет по формуле (1) 0,4045 0,4591 0,4800 0,5169 0,6474 0,7745
А расчет по формуле (2) 0,4104 0,4541 0,4791 0,5195 0,6497 0,7695
отклонение расчетного значения от фактического, % +1,46 -1,09 -0,19 +0,50 +0,36 -0,65
« 3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0'
СКВ о « о
а: _ О факт — аппроксимация (см. формулу (1)) А. _ □ факт — аппроксимация (см. формулу (2))
1,3^
1,1
0,9
0,7
0,5
0,3
УРК, м3/м а
0 1
0,1 1,288
0,2 1,527
0,3 1,728
0,4 1,899
0,5 2,046
0,6 2,175
0,7 2,288
0,8 2,389
0,9 2,478
1 2,559
1,2 2,697
1,4 2,812
1,6 2,909
1,8 2,992
2 3,064
2,2 3,126
2,4 3,182
2,6 3,231
2,8 3,274
3 3,314
3,2 3,349
3,4 3,382
3,6 3,411
0 1 2 3 4
УРК, м3/м
Зависимость эффективности первичных СКО и СКВ и коэффициента А от удельного расхода кислоты
Таблица 6
Зависимость эффективности первичных интенсификаций от УРК, рассчитанная по формуле (1)
Анализ табл. 1-3 показывает следующее. При УРК, одинаковом для всех пяти СКО (УРК = 2 м3/м, см. вариант 4), значения а, рассчитанные по формуле (1), снижаются для всех трех способов расчета А по мере
роста п. Так, а2 < а1 на 45.49 % (в относительном выражении; например: способ 1 (1 + Да2 / 100) / (1 + а! / 100) = 1,6736/3,064 = = 0,546); а, < а2 на 15.16 %; а4 < а, на 8.10 %; а5 < а4 на 5.3 %. Расчетные значения а (см. формулу (1)) выше фактических среднестатистических (см. табл. 4): на 18.9 % для второй СКО; 6.0 % для третьей; 5.(-)4 % для четвертой, 8.1 % для пятой; 9,1.1,6 % в среднем. Как видно, большого разброса значений а не наблюдается, а главное, закономерности изменения а в зависимости от п совпадают.
Если УРК последующей интенсификации меньше УРК предыдущей, то разница в значениях а увеличивается по сравнению с вариантом одинаковых УРК. Так, по варианту 6 УРК второй СКО (1,5 м3/м) меньше УРК первой СКО (4,0 м3/м) в 2,67 раза, а эффективность ниже в 2,73.2,78 раза; при равных УРК это отношение равно 1,83.1,97 (см. вариант 4).
Если УРК последующей интенсификации больше УРК предыдущей, то разница в значениях а сокращается по сравнению с вариантом одинаковых УРК, а в некоторых случаях эффективность последующей СКО оказывается выше эффективности предшествующей ей СКО. Так, по варианту 2 УРК второй СКО больше УРК первой СКО в 2,25 раза, а эффективность меньше в 1,08.1,31 раза. По варианту 1 УРК второй СКО больше УРК первой СКО в 3,9 раза и эффективность второй СКО тоже больше эффективности первой в 1,43.1,03 раза.
Применительно к 1-му способу определения А (см. табл. 1) в первом варианте а; = 117,5 % при УРК1 = 0,6 м3/м, а = 211,6 % при УРК2 = 2,35 м3/м. В этом варианте вторая СКО близка к «первой СКО после СКВ» при обработке фактических данных (см. табл. 4). Согласно примечанию к табл. 1 Да для «первой СКО после СКВ» составляет 135 %, и тогда относительное различие расчетных и фактических значений эффективности составит: для 1-го способа 32,5 % вместо 109,1 %; для 2-го способа 1,9 % вместо 60,8 %; для 3-го способа (-)4,3 % вместо 51 %. Применительно ко 2-му способу эффективности практически совпадали.
В варианте 3 УРК5 > УРК4 в 2,37 раза и а5 > а4 в 1,19.1,13 раза (для всех способов). Согласно табл. 4 при УРК = 1,6 м3/м а4 = 16,1 %, а при УРК = 3,8 м3/м а5 = 21 %, что больше в 1,04 раза (1,21 / 1,161 = 1,04).
Как можно было заметить из приведенного выше сравнения фактических и расчетных
значений ап, разница между ними возрастает с увеличением разности УРК предыдущих и последующих интенсификаций. Дело в том, что при определении средних фактических эф-фективностей значения УРК предыдущей и последующей интенсификаций были близкими. Следовательно, корректное сравнение эф-фективностей может быть проведено только по четвертому варианту.
По четвертому варианту в случае определения коэффициента А по УРК первичной интенсификации (см. способ 1, табл. 1) разница эф-фективностей расчетной и фактической интен-сификаций составляет от 7,7 % (а5) до 17,8 % (а2), в среднем 9,1 %. Применительно к определению А по максимальному УРК (см. способ 2, табл. 2) разница эффективностей та же. Для определения А по сумме УРК (см. способ 3, табл. 3) разница эффективностей составляет от +9,3 % (а2) до -3,6 % (а4), в среднем +1,6 %.
Сравнение результатов, полученных 1-м и 2-м способами, показывает, что последний явно предпочтительнее. Для способа 2 по первым трем вариантам расхождения значений ап значительно меньше, чем для способа 1. Если вторую СКО считать «СКО после СКВ», разница значений а2 в варианте 1 при использовании способа 2 составляет 1,9 % против 32,5 % в первом случае.
Судя по разнице эффективностей СКО, способ 3 в среднем немного лучше способа 2. В то же время по вариантам 5 и 6 разница эф-фективностей для способа 3 больше, чем для способа 2, а также она больше в первом варианте, если считать вторую СКО «СКО после СКВ»: -4,3 % против +1,9 %. В четвертом варианте (более корректный случай для сравнения) расчетные эффективности со второй по пятую интенсификацию для способа 2 больше фактических в среднем на 9,1 %, а для способа 3 -на 1,6 %, разница составляет всего лишь 7,5 %. Кроме того, следует учесть, что приведенные в табл. 4 эффективности несколько не соответствуют указанным порядковым номерам интенсификаций. В период работы большинства скважин СКВ проводились не только перед первичной интенсификацией, но и между последующими. Поэтому для всех СКО, кроме первичных, фактические значения ап, приведенные в табл. 4, для указанных порядковых номеров занижены.
Учитывая сказанное и то, что определять коэффициент А по сумме УРК представляется
некорректным, следует в отношении расчета А отдать предпочтение способу 2. Далее анализ и расчеты выполнены при определении коэффициента А вторым способом.
Суммарная эффективность пяти интенси-фикаций при суммарном УРК = 10 м3/м, рассчитанная по формуле (1), максимальна по варианту 1 и равна 379,1 %, минимальна по варианту 6 - 326,25 % (см. табл. 2 и 1 соответственно). В относительном выражении суммарная эффективность по варианту 6 ниже, чем по варианту 1, на 11 %. Самое большое различие суммарных эффективностей (расчетных и фактических) наблюдается для варианта 1: эффективность, рассчитанная по формуле (1), выше фактической в относительном выражении на 64,7 %. Если вторую СКО считать «первой после СКВ», то разница сокращается до 31,7 %. По варианту 6 эффективности практически совпали - разница составила 0,26 %.
Фактическая суммарная эффективность по варианту 6 (325,2 %) выше, чем по варианту 1 (243,9 %), в относительном выражении на 23,6 %. Если же считать вторую СКО «первой после СКВ», то уже суммарная эффективность Да по варианту 1 будет больше, чем по варианту 6, на 1,1 %, т.е. они практически равны, что представляется вполне логичным.
Расчеты по формуле (1) были использованы также для анализа двух дополнительных обстоятельств.
1. Рассматривались два случая закачки кислотного раствора. В первом случае весь объем кислоты сосредотачивается вблизи ствола скважины. Во втором случае тот же объем кислоты узконаправленно закачивается на большее расстояние. Принимается, что во втором случае объем порового пространства в радиусе проникновения кислотного раствора (Я2) в два раза больше, чем в первом случае при радиусе проникновения кислотного раствора Я1. Рассмотрим первую СКО с УРК = 2,0 м3/м (вариант 4): А = 0,9690 при Я,, Да = 206,4 %. Во втором случае по принятому условию А = 1,938 Да = 103,2 %, т.е. она в 2 раза меньше, чем в первом случае; а < а[ на 33,7 % (а; и а2 рассчитаны по формуле (1)).
Для варианта 1: во втором случае А = 1,021, Да = 58,76 %, т.е. меньше, чем в первом случае (117,5 %) в 2 раза; а < ^ на 27,0 %.
Для варианта 6: во втором случае А = 3,24798, Да = 123,15 %; что также в 2 раза меньше, чем в первом случае; а < а! на 35,6 %.
Фактическая эффективность во втором случае будет несколько выше, так как кислота в большей степени прореагирует в первом объеме.
При скоростных закачках с высоким давлением кислота, наоборот, в меньшей степени прореагирует в первом объеме и в большей степени во втором. Поэтому фактическая эффективность во втором случае должна быть ниже расчетной. Однако на практике во втором случае эффективность возрастает примерно на 10 %. Происходит это из-за увеличения степени трещиноватости пород, обусловленного ростом давления в пласте. Отсюда следует, что провоцирование растрескивания породы является эффективной технологией, так как снижение эффективности, которое должно было бы произойти при скоростной закачке кислотного раствора, не только компенсируется, но и перекрывается дополнительным ростом эффективности за счет увеличения трещиноватости пород.
Ту же ситуацию рассмотрим для второй СКО при условии, что первая СКО проводилась в радиусе проникновения кислотного раствора Я1. Для 4-го варианта (УРК1 = УРК2 = = 2 м3/м) Л^ = 206,4 %, Ла, = 67,36 %. Во втором случае А = 1,938. Согласно формуле (1) О = (1,938 + 4,0) / (1,938 + 2,0) = 1,5079, т.е. Да = 50,79 %, что ниже, чем в 1-м случае, в относительном выражении на 9,9 %. Ущерб существенно меньше, чем в случае проведения первичной СКО (33,7 %).
Все изложенные выводы полностью относятся к бурению боковых стволов - нескольких коротких либо одного длинного.
2. В ходе расчета средних фактических эффективностей при определении порядкового номера учитывалась только первая СКВ
и только для первой СКО. В других случаях ни первая, ни последующие СКВ при определении порядкового номера не учитывались. Такое допущение сделано для упрощения анализа и в связи с тем, что при проведении СКВ значения УРК были значительно меньше, чем при проведении СКО, а следовательно, не было ясности, куда относить эти СКВ.
Рассмотрим следующие случаи: 1) сначала проводится первая СКО, а затем вторая СКО; 2) проводится первая СКО, затем СКВ с типичным УРК = 0,3 м3/м, далее вторая СКО. В обоих случаях при построении фактических средних зависимостей вторая СКО засчитывалась как второе ГТМ.
Для расчета эффективностей в этих случаях использованы данные для варианта 3: первая СКО проводится при УРК = 1,4 м3/м, вторая - при УРК = 1,6 м3/м (наиболее частые УРК на практике). В первом случае а = 1,715. Во втором случае
2 0,8380 +1,4 + 0,3
Таким образом, несоответствие, обусловленное принятым допущением, составляет в относительном выражении 5,2 %. В случае проведения двух СКВ между первой и второй СКО а2 = 1,564, аналогичное расхождение составит 9,7 %. Показанные «погрешности» не столько велики, чтобы они могли существенно повлиять на выводы, сделанные в результате анализа фактических результатов ин-тенсификаций. Строго говоря, это обстоятельство надо было учитывать.
Рассмотрим еще один гипотетический пример, когда по скважине проведены три СКВ и четыре СКО (табл. 7).
Таблица 7
Сопоставление расчетных эффективностей СКО (см. формулу (1)) по порядковым номерам СКО без учета и с учетом СКВ
ГТМ в порядке очередности п УРКп, м3/м Эффективность, % Лап.СКВ - Л°п, % Относительная погрешность, %
без учета СКВ (Лап) с учетом СКВ (ЛОп.СКВ)
СКО 1 1,4 181,23 181,23 0 0
СКВ - 0,3 - 13,81 - -
СКО 2 1,6 71,49 63,04 -8,45 -4,93*
СКВ - 0,3 - 7,25 -
СКО 3 1,6 41,69 36,05 -5,64 -3,98
СКВ - 0,3 - 4,97 -
СКО 4 1,6 29,42 25,24 -4,18 -3,23
Е 323,83 331,59 +7,76 +1,83
* о2 СКВ /о =1,6304 / 1,7149 = 0,9507; (0,9507 - 1) 100 % = -4,93 %.
Интересно, что три проведенные во втором случае СКВ, суммарная эффективность которых составляет 26,0 %, увеличили суммарную эффективность в целом по сравнению с первым случаем всего лишь на 7,8 % (в абсолютном выражении). Естественно, возникает вопрос - зачем проводить СКВ?
В заключение отметим, что для строгого анализа результатов ГТМ и их планирования требуется научно-техническая и методическая проработка целого ряда вопросов с элементами моделирования, характеризующаяся большой
сложностью и трудоемкостью.
***
1. Интенсификация притока газа к забоям скважин в карбонатных коллекторах может быть достигнута СКО коллекторов призабойной зоны или механическими способами (бурением боковых отводов, дополнительной перфорацией, провоцированием растрескивания породы, применением вибрационных технологий).
2. Для получения максимального эффекта требуется оптимизация технологии проведения интенсификаций, увязанная с параметрами газодинамических процессов, происходящих в коллекторе при работе скважины. В связи с этим необходимо разработать критерии планирования интенсификаций притока газа к скважинам.
3. Набор соответствующих критериев обоснован с использованием значений эффективности СКО, рассчитанных по базовой (упрощенной) формуле по УРК. Коэффициент А в указанной формуле рекомендуется рассчитывать по максимальному УРК (способ 2).
4. Расчетные значения эффективности, полученные с использованием предложенной формулы для нескольких интенсификаций с одинаковыми УРК, хорошо согласуются с фактическими усредненными данными. Превышение расчетных эффективностей над фактическими для интенсификаций со второй по пятую составляет от 5 до 18 %, в среднем - 9 %. При этом следует учесть, что значения средних фактических эффективностей соответствуют интенси-фикациям, начиная со второй, проведенным после СКВ. Последние при определении порядкового номера интенсификаций учитывались только для первой СКО. В связи с этим для указанных номеров СКО фактические значения эффективности, принимаемые для сравнения с расчетными, являются заниженными, и, следовательно, указанная выше разница будет еще меньше.
5. Сравнение фактической и расчетной эффективности (см. табл. 1, 2) свидетельствует, что разница между ними тем выше, чем больше отличаются УРК предыдущей и последующей интенсификаций. Вполне возможно, что эффективности, рассчитанные по формуле (1), точнее, чем принятые фактические, так как последние были определены при примерно равных УРК предыдущей и последующей интенсификаций.
6. При проведении по одной и той же скважине нескольких интенсификаций с одинаковыми УРК их эффективность последовательно снижается в соответствии с их порядковым номером. Так, эффективность второй СКО меньше, чем первой, на 45 %; третьей СКО меньше, чем второй, на 16 %; четвертой СКО меньше, чем третьей, на 8,2 %; пятой СКО меньше чем четвертой, на 5,0 %.
7. При отличии УРК предыдущей и последующей интенсификаций могут иметь место различные варианты изменения их эффективности. Так, для варианта 1 эффективность первой СКО (фактически СКВ) при УРК = 0,6 м3/м составляет 117,5 %, а второй (фактически «СКО после СКВ») - 139,6 %, что больше на 10 %. Для варианта 3 эффективность пятой СКО при УРК = 3,8 м3/м (49 %) больше эффективности четвертой при УРК = 1,6 м3/м (29,4 %) на 15 %. Для варианта 5 эффективность пятой СКО при УРК = 1,0 м3/м (9,7 %) меньше эффективности четвертой при УРК = 2,0 м3/м (24,1 %) на 11,6 %, а при одинаковых УРК (2,0 м3/м) разница составила бы 3,8 %.
8. При одинаковых расходах кислотного раствора эффективность интенсификаций снижается с увеличением удаленности раствора от скважины. Так, для первичной СКО при проникновении раствора по радиусу Я2 эффективность будет меньше, чем при проникновении по радиусу Я1, на 33,7 % при условии, что объем пород при Я2 в два раза больше, чем при Я1. В случае проведения второй СКО эта разница составит всего лишь 10 %. При скоростных закачках с высоким давлением кислота в меньшей степени прореагирует в первом объеме и, следовательно, эффективность будет еще ниже. Однако на практике эффективность в такой ситуации возрастает примерно на 10 %. Это объясняется увеличением степени трещиноватости пород. Провоцирование растрескивания породы является эффективной технологией: эффективность интенсификаций при закачке кислотного раствора под большим давлением не снижается, а повышается.
Перечисленные выводы полностью относятся и к бурению боковых стволов. Например, бурение нескольких коротких стволов более эффективно, чем бурение одного длинного, при равенстве их суммарных длин.
9. На Астраханском газоконденсатном месторождении в большом количестве проводятся СКВ, которые чередуются с СКО. При проведении СКВ снижается эффективность последующей СКО. Так, для второй СКО это снижение составляет 4,9 %, для третьей - 4,0 %, для четвертой - 3,2 %. Но суммарная эффективность СКВ и СКО выше, чем при тех же СКО, но без проведения СКВ: для второй СКО на 3,1 %, для третьей на 1,1 %, для четвертой на 0,6 % (данные соответствуют УРК; = 1,4 м3/м, УРК2 = = УРК3 = УРК4 = УРК5 = 1,6 м3/м для СКО, УРК = 0,3 м3/м для СКВ).
Суммарная эффективность четырех СКО (без проведения СКВ) составила 323,8 %, а с проведением трех дополнительных СКВ -331,6 %, т.е. стала больше лишь на 1,8 %, в то время как суммарная эффективность трех
СКВ равна 26,0 %. В данном случае представляется более целесообразным проведение вместо трех СКВ (скважина трижды останавливается, и по ней сокращается отбор газа, что может привести к отрицательному эффекту в целом) одной СКО.
10. Все изложенное свидетельствует о необходимости более сложного анализа результатов ГТМ, для чего потребуется (в том числе и с точки зрения планирования ГТМ) научно-техническая и методическая проработка целого ряда вопросов с элементами моделирования, характеризующаяся большой сложностью и трудоемкостью.
Список литературы
1. Чельцов В.Н. Особенности определения
эффективности интенсификаций в карбонатных коллекторах Астраханского месторождения / В.Н. Чельцов, Т.В. Чельцова, Л.А. Калякина // Вести газовой науки: Актуальные проблемы добычи газа. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. -№ 2 (26). - С. 47-54.
Planning of gas well stimulations in the carbonate reservoirs
V.N. Cheltsov1*, T.V. Cheltsova1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: V_Cheltsov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Stimulation of gas wells in the carbonate reservoirs can be obtained by means of a bottomehole area treatment with an acid mortar, or using mechanical methods. In the former, permeability of the selected reservoirs increases due to partial dissolution of a rock and its removal from a bed; in second case it increases due to enlargement of conductive channels (additional perforation), mechanical removal of some rock parts by means of ratholing or acid drilling, generation of artificial Assuring (directed unloading of a bed including application of vibration technologies). At that, it's necessary to optimize parameters of the listed measures: in case of hydrochlorid-acid treatment one must choose right amounts of injections, right periodicity of treatments, depths and radii of mortar penetration, velocities and pressures of injection; in case of mechanical treatments one must select compactness of additional perforation, right number and lengths of side outlets etc.
One should admit that nowadays there are now theoretical principals for planning acid treatments or other stimulation measures for wells in the carbonate low-permeable sharply heterogeneous reservoirs. Order of such arrangements grounds either on former criteria, which are wrong or do not correspond to the conditions of a particular field, or on some fresh baseless assumptions.
This paper suggests a number of criteria for planning of acid treatment. These criteria arise from calculation of treatment efficacy using a new simplified equation.
Keywords: well stimulation, hydrochlorid-acid treatment, carbonate low-permeable sharply heterogeneous reservoirs, directed unloading of a bed, bottomhole area.
References
1. CHELTSOV, V.N., T.V. CHELTSOVA, L.A. KALYAKINA. Features of determining efficacy of intensifications at carbonate reservoirs of Astrakhan deposit [Osobennosti opredeleniya effektivnosti intensifikatsiy v karbonatnykh kollektorakh Astrakhanskogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2016, no. 2 (26): Current issues of gas production [Aktualnyye problem dobychi gaza], pp. 47-54. ISSN 2306-8949. (Russ.).
