Full Text

Введение В настоящее время, когда большинство нефтедобывающих предприятий в регионах, продолжительно поставляющих на рынок углеводородное сырье, находится на стадии снижающейся добычи, основополагающее значение для сдерживания этого процесса имеют геолого-технические мероприятия (ГТМ) воздействия на нефтеносные пласты, повышающие продуктивность скважин. Уже изобретено и внедрено множество разнообразных технологий ГТМ [1-7], в том числе с закачкой в скважины различных разрушающих пласт реагентов и смесей, при разных способах последующего извлечения продуктов реакции, но остается нерешенной проблема эффективности промышленного применения этих методов. До сих пор значительная часть из реализуемого объема ГТМ не дает положительных результатов по повышению основного технолого-экономического показателя эксплуатации скважин, их коэффициентов продуктивности. В таких случаях для оценки степени успешности проведенных мероприятий в производственной практике используется кратковременное увеличение текущего дебита скважин, получаемое за счет интенсификации режимов их работы после ГТМ [8-13]. Причиной такого положения является недостаточное внимание обслуживающего персонала предприятий-заказчиков к процессу подбора конкретных скважин, предназначенных для каждого запланированного ГТМ. Сегодня, согласно действующим в России стандартам, при выборе технологии вскрытия добывающими скважинами продуктивных пластов, как и при выборе скважин для проведения ГТМ, рекомендуется исполнять требования соответствующих руководящих документов РД, в том числе РД 39-0147001-742-92 [14], ранее (РД 39-0147009-509-85). Для принятия определенного решения по реализации ГТМ, этими РД введен контрольный показатель (К) - коэффициент потери скважиной потенциальной (т.е. естественной) продуктивности в результате ранее проведенных технологических операций: К = (1 - ОП). (1) Рассмотрим физическую сущность этого параметра. Здесь ОП - коэффициент гидродинамического (ГД) совершенства скважины, равный соотношению коэффициентов фактической и потенциальной ее продуктивностей (ηф / ηп.), которые вычисляются по результатам гидродинамических исследований скважины (ГДИС), выполняемых до ГТМ [15-33]. Первый коэффициент рассчитывается по индикаторной диаграмме - ИД (ηф = Q/∆Ро), снимаемой при работе скважины, второй - рассчитывается по кривой восстановления давления - КВД (ηп = 1/2αА), регистрируемой после ее остановки. В первом выражении (ηф = Q/∆Ро) числитель и знаменатель - это установившиеся дебит скважины и депрессия на пласт (∆Ро = Рпл - Рз), где Рпл и Рз - измеряемые пластовое и забойное давления. Во втором выражении (ηп = 1/2αА), где коэффициент α = tgφ, φ - угол наклона контрольного прямолинейного участка графика КВД, построенного в преобразованных координатах (∆Рτ/Q; lnτ). В числителе преобразованных координат - приращение давления на забое скважины во время τ выдержки ее на КВД: (∆Рτ = [Рτ - (Ро + В)] / Q), А = lnR/r, где R и r - условные, т.е. в действительности не существующие, радиусы зоны питания и открытого ствола скважины, принимаемые для расчетов безапелляционно. Положительное решение по применению ГТМ на скважине принимается в случае если ОП < 1, т.е. при положительных значениях К, а отрицательное - при ОП > 1, т.е. при отрицательных К. Если регистрация индикаторной диаграммы на скважине не предусмотрена, фактический коэффициент продуктивности, согласно второму варианта РД, вычисляется по формуле ηф = ηп∙ОП. В данном случае ОП = А/(А + S) при ηп и S (скин-факторе), определяемых по КВД [34-45]. Несмотря на регулярное выполнение нефтедобывающими предприятиями требований, соответствующих РД, эффективность реализуемых ГТМ по повышению коэффициентов продуктивности, во многих скважинах оказывается отрицательной. Подобное вынуждает соответствующие технологические службы предприятий к использованию иных «завуалированных» методов ее положительной оценки. Для выяснения причин сложившейся ситуации проведем более глубокий анализ информации, используемой при расчете показателя К. Известно, что наиболее надежным источником данных о величинах ηп и S являются перестроенные графики КВД, содержащие только один контрольный (прямолинейный) участок, который обычно регистрируется на начальном периоде эксплуатации скважин. В дальнейшем в связи с неминуемым изменением физических свойств, пластового континуума скважин, а также в результате гидродинамического взаимодействия между ними, что особенно характерно для старых, включая Пермский, нефтедобывающих регионов, форма КВД деградирует, образуя на графике целый ряд прямолинейных участков. Появляются проблемы с определением местоположения контрольного участка, приводящие к возникновению антропогенных ошибок в показателях S и φ [46-48]. Сюда же следует отнести использование в расчетах заведомо мнимых величин радиусов зоны питания и открытого ствола скважины R и r. Образовавшийся случайный разброс значений S, φ, R и r приводит к появлению случайных значительных ошибок и в расчетах коэффициентов ηп и К, повышающих вероятность получения неверных значений последнего [49] и дальнейшего ошибочного выбора скважин для реализации конкретной технологии ГТМ. В итоге после проведения ГТМ довольно часто появляются скважины с ухудшенными результатами по вновь приобретенной продуктивности. К тому же коэффициент К содержит в себе мнимую единицу - (i) (i2 = -1) [51], так как при ηф = ηп, К = 1 + (-1), здесь -ОП = i2 , тогда К = i4 + i2 = = i2(i2 + 1) = i2(1 - ОП) = i2 ∙ 0 = 0. Следовательно, К, как число мнимое, имеет низкую степень достоверности. Возможно, именно по этим причинам, согласно промысловому опыту, значения коэффициентов продуктивности скважин ηф, рассчитанные по второму варианту РД, существенно отличаются от коэффициентов продуктивности, полученных по первому варианту РД. Все вышеизложенное подвергает сомнению способность К быть однозначным критерием оценки результатов сравнения изменяющихся физических свойств реально существующих природных объектов. Появляются также сомнения в целесообразности использования К для оценки степени состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) до проведения ГТМ, а также как фактора, отображающего динамику продуктивности добывающих скважин и тем более возможного инструментария для синхронизации разных технологий ГТМ с конкретными пластовыми условиями каждой скважины, где предполагается получение положительного эффекта по динамике ηф. Перечисленные свойства К свидетельствуют о необходимости приобретения технологическими службами нефтедобывающих предприятий более надежного критерия оценки потенциальных продуктивных возможностей эксплуатационных скважин перед проведением ГТМ. Решение данного вопроса потребует полного исключения из расчетов чисто мнимых переменных. Один из способов повышения достоверности оценки степени состояния ПЗП Для повышения достоверности оценки степени состояния ПЗП обратимся к материалам, изложенным в работе «Информационный способ повышения эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта в действующих скважинах» [50], где для оценки состояния ПЗП скважин не применяются коэффициенты А и К, не материализуемые по своей сути. Вместо них по результатам ГДИС определяются реальные физические свойства ПЗП: · УПДС (удельная поверхность дренажной системы) скважины; · радиус пластово-дренажного фильтра (ПДФ); · пропускная способность пластово-дренажного фильтра (ПДФ). Эти физические параметры пластового континуума формируют структуру нефтяного потока на пути из удаленной зоны пласта (УЗП) к скважинам и обеспечивают режим наполнения продукцией их стволов. Вышеперечисленные свойства позволяют вместо чисто мнимого критерия К для оценки состояния ПЗП скважин до ГТМ использовать следующую комплексную переменную: Z = С(x) + iD(x), (2) где (х) - аргумент, пропорциональный величине гидропроводности УЗП; C - действительное; D - мнимое числа, являющиеся результатом закономерных комбинаций значений четырех вышеуказанных физических свойств пластового континуума каждой скважины. Промышленный вариант использования комплексного параметра Z В качестве примера для возможного промышленного применения Z проанализируем результаты расчетов данного показателя по материалам соответствующей обработки информации, полученной по 45 ГДИС, проведенным на 15 нефтяных месторождений Пермского региона. Поскольку рассчитанные по всем КВД значения показателя Z, являясь комплексными числами, тоже обладают частью недостатков по достоверности, для ее повышения у результатов последующих вычислений адаптируем полученные значения с действительными числами. На рис. 1 приведен график такой операции, где зафиксирована достаточно хорошая степень корреляции между выбранными параметрами ηф и Z. Аналогичный график, построенный с использованием вместо Z параметра К, оказался непредставительным, с облаком точек, рассредоточенных вдоль оси +/-х, и поэтому в виде рисунка не представлен. После вычисления Z по любой исследованной скважине Пермского региона по рис. 1 определяется Кп - ее среднестохастический коэффициент продуктивности, назовем его локально-потенциальным. Сравнительный анализ элементов данной выборки показал наличие в ее составе двух характерных групп объектов; в группе № 1 находятся скважины, у которых локально потенциальный коэффициент продуктивности больше фактического (Кп > ηф) (рис. 2, а), в группе № 2 - наоборот (Кп < ηф) (рис. 2, б). Достаточно высокие коэффициенты корреляции этих графиков указывают на наличие закономерной связи Рис. 1. График зависимости фактического коэффициента продуктивности скважин от контрольного показателя Z а б Рис. 2. График зависимости ηф от Кп: а - Кп > ηф (группа скважин № 1); б - Кп < ηф (группа скважин № 2) Рис. 3. График соотношения объема ГДИС и ГТМ в группах скважин с Кп > ηф1 и Кп < ηф1 Рис. 4. График результатов реализации типовой технологии ОПЗ (ГТМ) в группах скважин Рис. 5. Динамика ηф1 от прогнозного к действительному значению а б в г Рис. 6. Графики зависимости действительных приращений продуктивности ηф2 - ηф1 скважин после ОПЗ от прогнозных Кп - ηф1, определенных с помощью Z перед ОПЗ, % между представленными параметрами, что не исключает возможности использования предложенного контрольного критерия Z для достоверного разделения пластовых континуумов скважин по неизвестному качественному признаку, предположительно влияющему на результаты ГТМ. Возможными естественными признаками подобного разделения могут быть геологические особенности, т.е. распределение исследованных скважин по различным группам месторождений, имеющим близкие друг к другу минералогические, структурные или иные петрофизические свойства пластовых континуумов, а также физические свойства нефти. Такое разделение может быть связано также с использованием в одних и тех же геологических условиях различных, но похожих технологий ГТМ. Для проверки степени возможного влияния на результаты ГТМ данных предположений была использована информация о результатах применения технологий обработки призабойной зоны (ОПЗ), освоенных одной из фирм, обслуживающей скважины по всей территории Пермского региона. В основном это различные виды простых кислотных обработок ПЗП скважин. Результат разделения всей выборки этих скважин по видам мероприятий ГДИС/ОПЗ по группе № 1 - 10/7 и № 2 - 15/8 (в %) представлен на рис. 3. На одной части исследованных скважин ОПЗ проводились неоднократно, на другой - не проводились вообще. Официальная информация об эффективности реализованных мероприятий оказалась закрытой, поэтому их действительный исход определялся путем сравнения параметров (ηф1 и ηф2), полученных по ИД, в результате ГДИС, проведенных субподрядной фирмой до и после мероприятий. Комплекс данных, полученных по КВД, для этого не использовался. Первое представление о качестве типовой технологии ОПЗ можно получить, разделив обе группы скважин с ОПЗ по эффективности их обработок на эффективные ηф2 > ηф1 (+) и неэффективные ηф2 < ηф1 (-), в % отношении, рис. 5. Оказалось, что более эффективными, давшими реальный прирост коэффициентов продуктивности вне зависимости от знаков К и S, являются технологии ОПЗ, использованные для воздействия на ПЗП скважин группы № 1. Здесь неэффективные случаи зафиксированы в основном на одном нефтяном месторождении, а эффективные, на шести других. Для объектов группы № 2, расположенных на тех же месторождениях, также вне зависимости от величины и знаков К и S, отрицательный исход аналогичных технологий ОПЗ фиксируется в подавляющем большинстве случаев. Если предположить, что в том и другом случаях использовалась одна и та же технология ОПЗ, возникает вопрос о возможных групповых геологических различиях в строении коллекторов. Для выяснения действительных причин зарегистрированной динамики результатов реализации ОПЗ рассмотрим данную информацию в форме, приведенной на рис. 5. Используем параметр Кп, предположительно способный отображать величину ηф2. На данном рисунке в ретроспективе для примера показаны изменения значений начального коэффициента продуктивности ηф1 от прогнозного (Кп - ηф1)/ηф1 - начало стрелки, до действительного (ηф2 - ηф1)/ηф1 - ее окончания. Синим цветом обозначены траектории по некоторым скважинам обеих групп после ОПЗ, а красным - период без ОПЗ. Появление дополнительных проблем отображено на рис. 6, а именно разнонаправленные эффекты по динамике продуктивности получены как после проведения ОПЗ скважин, так и при обычных условиях их эксплуатации, без ОПЗ. А также почти во всех выбранных скважинах прогнозная и реальная эффективности ОПЗ по изменению ηф1 значительно расходятся как по знаку, так и по величине. В случае повсеместного качественного выполнения одной и той же технологи ОПЗ такие результаты приводят к возникновению сомнений о наличии стохастической связи между анализируемыми параметрами. С целью их возможного исключения была использована аналогичная информация по всей группе исследованных скважин. На рис. 6 приведены графики зависимости действительной динамики начальных коэффициентов продуктивности скважин, полученных после ОПЗ, от предполагаемых (проектных), определенных с помощью Z перед ОПЗ. Величина коэффициентов корреляции и форма красных графиков по группам скважин № 1 и 2 подтверждают отсутствие количественной связи между прогнозными и фактическими результатами ОПЗ. Однако логическая связь между ними имеется. Так, по группе № 2 отрицательным прогнозным соответствуют отрицательные фактические результаты (d) после ОПЗ. Это свидетельствует о заведомо неправильном решении, принятом технологическими службами нефтедобывающих предприятий по использованию предлагаемой технологии ОПЗ в скважинах с отрицательными проектными показателями по эффективности. Отдельные положительные примеры, полученные в этой группе (b), могут быть следствием ошибок при интерпретации материалов по ГДИС или результатом испытания более прогрессивного варианта технологии ОПЗ. Аналогичная характеристика красного графика по группе № 1 (c) является признаком возможного нарушения технологии ОПЗ, так как ее положительные исходы (повышен коэффициент продуктивности) в этой группе скважин более представительны, о чем свидетельствует график синего цвета (a), его коэффициент корреляции равен 0,95. Высокое значение коэффициента корреляции этого графика (a) указывает на наличие функциональной зависимости между локально-потенциальными, определенными с помощью Z перед ОПЗ и действительными коэффициентами продуктивности добывающих скважин, полученными после ОПЗ, что свидетельствует о высокой степени надежности использования Z для прогнозирования результатов проведения ОПЗ на основной части скважин этой группы. К сожалению, информация по большинству элементов общей выборки не входит в этот классический состав. Причина в информационном разнообразии ее частей, различающихся: во-первых, по качественному признаку пластовых континуумов исследованных скважин, во-вторых, эти части включают также сведения по скважинам с положительными и отрицательными эффектами от ОПЗ по продуктивности, и, в-третьих, а б Рис. 7. Эффекты по продуктивности: а - положительные; б - отрицательные а б Рис. 8. Эффективность работы скважин: а - с ОПЗ; б - без ОПЗ похожие эффекты получены как в скважинах с ОПЗ, так и при обычной их эксплуатации. Подобное разнообразие влияющих факторов привело к необходимости обобщенной оценки отмеченных частей выборки по степени их репрезентативности (рис. 7, 8). В результате такого анализа установлено следующее: процент положительных эффектов по продуктивности от проведения типовой ОПЗ на скважинах группы № 1 более вероятен, нежели на скважинах группы № 2 (рис. 8 и 10), что подтверждает ранее сделанный вывод (см. рис. 4). В то время как получение отрицательного эффекта после ОПЗ более вероятно для скважин группы № 2 (рис. 7, б и 8, а). а б в г Рис. 9. Графики зависимости действительного приращения продуктивности ηф2 - ηф1 скважин без ОПЗ, от прогнозного Кп - ηф1, определенных с помощью Z, % По скважинам без ОПЗ (рис. 9): естественная динамика продуктивности скважин в группе 2 выше по случаям самоочистки ПДФ (см. рис. 7, а; 8, б; 9, б) и самозасорения (см. рис. 7, б; 8, б; 9, г). Стоит отметить, что по скважинам этой группы как при проведении ГТМ (см. рис. 6, г), так и без них (см. рис. 9, г) наблюдается фактически одинаковая отрицательная динамика начальных коэффициентов продуктивности, но с противоположной тенденцией, что, возможно, является признаком недостатка информации по скважинам без ОПЗ (см. рис. 9, г) или следствием незначительных изменений коллекторских свойств ПЗП некоторых скважин после ОПЗ (см. рис. 6, г). Аналогична динамика продуктивности у скважин группы № 1: обладает меньшей, но одной и той же степенью представительности (см. рис. 8, б). Одинаковую вероятность происхождения противоположных событий, характеризующих состояние единой системы интенсивного движения жидкости в ПДФ, можно объяснить тем, что его физические свойства в процессе обычной эксплуатации скважин оставались стабильными, что характеризует коллекторы, состоящие из твердой горной породы. В то же время в скважинах группы 2 (см. рис. 8, б; 9, б, г) эти свойства мобильны, что присуще продуктам частичного разрушения последней. При проведении ГТМ данные свойства естественным образом влияют как на гидродинамику потока закачиваемых в пласт реагентов, транспортирующих частицы горной породы, так и на их истощаемую в потоке смеси реакционную способность. Возможно, именно этими свойствами ПДФ и УПДС, включая вероятность их частичного засорения или очистки, объясняется наблюдаемая динамика продуктивной эффективности использованной технологии ОПЗ. Здесь следует напомнить, что обе группы скважин расположены в основном на одних и тех же нефтяных месторождениях, т.е. обладают в среднем одинаковыми физическими свойствами пластовых континуумов. Все вышеизложенное свидетельствует об отсутствии необходимого в данном случае оперативного вмешательства в процесс эксплуатации скважин, которое становится заметным лишь при проведении ОПЗ, непредсказуемо изменяющих свойства ПДФ скважин (см. рис. 8, а). В качестве рекомендации: для реализации региональных технологий ГТМ следует выбирать скважины, у которых Кп > ηф1, если, конечно, они будут найдены. Проведенный анализ накопленной информации показал, что путем недостаточно продуманной организации работ по ГТМ на действующих скважинах вполне вероятна возможность нанесения материального ущерба нефтедобывающим предприятиям. При этом искусственно созданные отрицательные эффекты по продуктивности скважин в большинстве случаев отражают неверную методику их выбора для проведения разнообразных технологий ГТМ. Что касается одной из фирм Пермского региона, то для повышения общей продуктивной эффективности используемой технологии ОПЗ, вероятнее всего, потребуется более высокая квалификация специалистов, участвующих в организации работ на скважинах первой группы, и разработка новой технологии ГТМ для скважин группы второй. Но для выяснения степени влияния на результаты ОПЗ ошибок в расчетах параметров пласта по материалам ГДИС, нарушений технологии проведения ОПЗ, а также геолого-петрографических свойств коллекторов собранного в настоящей работе объема информации недостаточно. Тем не менее представленный стохастический анализ имеющегося материала свидетельствует о достаточно высокой результативности использования локально-потенциального коэффициента продуктивности скважин для прогнозирования целесообразности промышленного осуществления планируемых ГТМ. Например, в случае выполнения данной рекомендации в прошедшем оформлении заявок на проведение проанализированной части ОПЗ в Пермском регионе общая экономия материальных средств, израсходованных нефтедобывающими предприятиями-участниками процесса, составила бы не менее 40 %. Заключение 1. Обоснован альтернативный комплексный параметр, предназначенный для повышения достоверности оценки степени состояния ПЗП нефтедобывающих скважин по результатам ГДИС, который имеет высокую степень корреляции с фактическими коэффициентами продуктивности скважин. 2. Предложен способ прогнозирования ожидаемой динамики продуктивности скважин после проведения ГТМ. 3. Рекомендованный метод анализа собранной фактической информации, полученной при последовательном проведении ГДИС и ГТМ на промыслах, позволит повысить надежность выбора скважин для первоочередной постановки на них запланированных мероприятий по воздействию на ПЗП. 4. Представленный методический подход к выбору скважин для воздействия на их ПЗП обеспечит получение ожидаемого положительного эффекта по добыче нефти.

About the authors

A. I. Dziubenko

Perm Petroleum College

T. A. Zhemchugova

Perm National Research Polytechnic University

I. A. Chernykh

Perm National Research Polytechnic University

References

Statistics

Views

Abstract - 59

PDF (Russian) - 52

Refbacks

• There are currently no refbacks.