Полный текст

Введение Более 60 % остаточных извлекаемых запасов нефти на территории Пермского края относятся к карбонатным отложениям. В данных условиях одним из наиболее распространенных методов воздействия на пласт является кислотная обработка (КО), представляющая собой процесс формирования каналов различной геометрии и направленности, обеспечивающих изменение размеров пустот в горной породе и, как следствие, проницаемости [1-9]. Первое подобное мероприятие проведено в 1895 г., когда американская организация Ohio Oil Company выполнила работы по закачке соляной кислоты в скважины, эксплуатирующие карбонатные продуктивные пласты, что в результате привело не только к увеличению уровня добычи сырья, но и к коррозионному разрушению эксплуатационных колонн [10]. Дальнейший опыт использования метода датируется 1931 г., чему способствовало открытие ингибирующих свойств мышьяка для снижения активности водных растворов кислот [11]. Главным достоинством кислотных обработок перед другими существующими технологиями (в частности гидравлическим разрывом пласта) является более широкая область применения при меньших финансовых затратах. Несмотря на многолетний практический опыт, нефтедобывающие предприятия все чаще сталкиваются со снижением плановых и фактических приростов дебитов после обработки призабойной зоны кислотными составами, что обусловлено совокупным влиянием факторов геолого-физического и технологического характера. К первой группе факторов ученые и специалисты относят условия протекания процессов фильтрации: состав и свойства горных пород-коллекторов и флюидов, пластовое давление и температуру [12-17], ко второй - продолжительность этапа выдержки кислотного состава, скорость и давление закачки раствора в пласт [18-23]. Геологические характеристики определяются условиями осадконакопления в ходе формирования залежи, поэтому возможность их регулирования достаточно ограничена, а часто - невозможна. В связи с этим целесообразным представляется обоснование оптимального дизайна кислотной обработки с учетом индивидуальных свойств околоскважинных зон и оценки эффективности воздействия еще на стадии проектирования для снижения экономических и технологических рисков. Для прогнозирования результата геолого-технических мероприятий (ГТМ) в основном используются гидродинамические симуляторы [24]. Их достоинством является возможность оценки воздействия в условиях интерференции скважин и наиболее полный учет геологического строения пласта. Тем не менее моделирование обработки призабойной зоны (ОПЗ) ввиду отсутствия специальных ключевых слов основано на «ручном» изменении скин-фактора или сообщаемости пласта, диапазон изменения которых задается на основе геолого-промыслового анализа. При этом накопленная добыча нефти может отклоняться как в сторону завышения, так и занижения, что в дальнейшем не позволяет однозначно принимать решение по реализации мероприятия. Другим распространенным подходом для определения эффективности кислотных обработок является использование удельного коэффициента продуктивности, полученного на основании исторических мероприятий в схожих геолого-физических условиях [25]. Данный аналитический метод позволяет оперативно рассчитать прирост дебита жидкости при наличии соответствующей базы данных, но его точность невысока, так как различные факторы, сопровождающие процесс воздействия, в достаточной мере не рассматриваются. Кроме того, вышеуказанные методы не позволяют учесть технологические параметры кислотных обработок, в том числе тип рабочего агента, что становится возможным при совместном применении методов математической статистики и лабораторных экспериментов на керне. Рис. 1. Алгоритм и область применения методики для прогнозирования эффективности ОПЗ В настоящем исследовании представлена разработанная комплексная методика прогнозирования результата кислотного воздействия на пласт на основе многофакторного регрессионного анализа и лабораторных исследований на образцах горной породы (рис. 1). Апробация алгоритма выполнена на примере карбонатного эксплуатационного объекта месторождения Пермского края, на котором проведено значительное количество кислотных обработок - как простых, так и в сочетании с методами вторичного вскрытия. Геолого-физическая характеристика объекта исследования Исследуемый нефтяной пласт имеет сложное геологическое строение, сопровождающееся сильной неоднородностью по разрезу (коэффициент расчлененности - 4,7 доли ед., коэффициент песчанистости - 0,35 доли ед.) и достаточно низкой проницаемостью (21∙10-3 мкм2). Отложения представлены известняками мелко-, средне- и крупнокристаллическими с примазками глинистого материала, преобладают детритово-сгустковые и детритово-комковато-сгустковые прослои. Цемент кальцитовый, порового и регенерационного типов. Нефть легкая (плотность - 734 кг/м3), маловязкая (1,2 мПа∙с), парафинистая (3,2 %), смолистая (10,1 %), сернистая (0,6 %). Энергетическое состояние залежи удовлетворительное: текущее пластовое давление составляет 16,7 МПа при начальном значении 18,1 МПа и давлении насыщения нефти газом 7,9 МПа. Структура пустотного пространства горной породы может определять эффективность химического воздействия [26-30]. В связи с этим проведены специальные исследования образцов керна с привлечением рентгеновской томографии (рис. 2). Установлено, что тип пустотного пространства коллектора - пористо-кавернозный, что является осложняющим фактором при реализации кислотных обработок. Повышенное содержание доломита и нерастворимых минералов в составе горной породы может негативно влиять на результат химического воздействия, а именно приводить к кольматации пустот продуктами реакции [14, 26, 31]. В связи с этим исследован компонентный состав горной породы на карбонатомере КМ-04М. Для повышения достоверности результатов проведено 20 опытов, по результатам которых отмечено, что отложения преимущественно представлены кальцитом или известняком Таблица 1 Корреляционная матрица геолого-физических и технологических показателей, определяющих эффективность ОПЗ Показатель Δq w КПЗП КУЗП Рпл/Рнас q0 Рзаб/Рнас qКС Pзак vзак Δq 1,00 -0,33* -0,33* -0,30* 0,14 0,61* -0,03 0,74* -0,04 -0,23 w 1,00 -0,03 0,05 -0,03 -0,31* -0,14 -0,26 0,03 0,13 КПЗП 1,00 0,81* 0,02 -0,08 0,17 -0,15 0,03 -0,10 КУЗП 1,00 0,01 -0,12 0,21 -0,11 0,11 -0,06 Рпл/Рнас 1,00 0,06 0,63* 0,15 0,48* -0,24 q0 1,00 -0,05 0,58* -0,13 -0,16 Рзаб/Рнас 1,00 -0,09 0,22 -0,12 qКС 1,00 -0,04 0,04 Pзак 1,00 -0,25 vзак 1,00 Примечание: * - статистически значимая корреляционная связь. (96,2 %), а содержание доломита и нерастворимых минералов (кварц и аргиллит) невысокое - 0,3 и 3,5 % соответственно. Разработка статистических моделей для прогноза эффективности кислотных обработок Для создания статистических моделей рассмотрены проведенные мероприятия с кислотным воздействием, стимулирующие вскрытые пропластки, а именно простая кислотная обработка (31 скважино-операция) и ее сочетание с повторной перфорацией (25 скважино-операций). Во всех случаях использовался один рабочий агент - 14%-ный водный раствор соляной кислоты с ингибитором коррозии и другими высокоэффективными добавками. Привлечены геолого-физические и технологические показатели, которые теоретически могут оказать влияние на результат кислотной обработки: проницаемость призабойной и удаленной зон пласта (КПЗП и КУЗП, мкм2); обводненность (w, %); отношение пластового и забойного давлений к давлению насыщения нефти газом (Рпл/Рнас и Рзаб/Рнас, доли ед.); удельный дебит нефти до остановки скважины на ремонт (q0, т/(сут∙м)); удельный расход кислоты (qКС, м3/м); давление закачки (Pзак, МПа); скорость закачки (vзак, м3/ч); продолжительность выдержки на реакцию (Тв, ч). В качестве показателя эффективности воздействия принят удельный прирост дебита нефти после мероприятия (Δq, т/(сут∙м)). Изначально рассмотрена полная выборка без подразделения мероприятий на кислотные обработки с реперфорацией и без нее. Оценка показателей произведена с использованием коэффициента корреляции Пирсона r при уровне значимости р, равном 0,05 (табл. 1). Продолжительность выдержки кислоты на реакцию не включена в матрицу в связи с дискретностью значений (4-6 ч). Наблюдается статистически значимое влияние фильтрационных характеристик пласта и расхода кислоты на удельный прирост дебита нефти, также некоторые изучаемые элементы хорошо коррелируют между собой. На основании этого с применением пошагового регрессионного анализа [32-34] построена многомерная модель (1): (1) Сопоставление модельных (ΔqМ) и фактических (ΔqФ) величин представлено на рис. 3, а. Средняя погрешность составила 0,138 т/(сут∙м). При значении фактического удельного прироста дебита нефти более 1,0 т/(сут∙м) корреляционное поле неоднородно, что, вероятно, связано с какими-либо неучтенными факторами, в частности методом воздействия на пласт. В связи с этим по аналогии получены регрессионные уравнения для простой кислотной обработки (2) и с повторной перфорацией (3): (2) (3) Модельные и фактические показатели хорошо коррелируют между собой (r = 0,72-0,91), что можно видеть на рис. 3, б. Учет технологии мероприятия позволил снизить абсолютную погрешность до 0,114 т/(сут∙м), или на 17,4 % относительно уравнения для полной выборки данных (1), что говорит об увеличении качества прогноза. Более подробно с алгоритмом построения расчетных многомерных моделей можно ознакомиться в работе [35]. Оценка достоверности регрессионных моделей и их применение для определения эффективности геолого-технических мероприятий Для оценки достоверности разработанных статистических зависимостей и возможности их применения на практике привлечены дополнительные фактически проведенные геолого-технические мероприятия, так называемая тестовая выборка: по четыре скважины для простой обработки и реперфорации с последующей закачкой кислоты (рис. 4, а). Абсолютный прирост дебита нефти после обработки определялся произведением модельной удельной величины показателя эффективности на обработанную кислотой нефтенасыщенную толщину пласта. Под плановым значением прироста дебита нефти понимается его величина, определенная аналитическими методами (через удельный коэффициент продуктивности), под прогнозным значением - с помощью уравнений регрессии (2) и (3). Сопоставление результатов расчетных и фактических величин прироста дебита нефти после кислотных обработок на рассмотренных скважинах показало, что абсолютная погрешность измерений изменяется в пределах от -0,9 до 0,3 т/сут, относительная - от -12,5 до 6,8 % (точность прогноза 87,5-93,2 %). Высокая сходимость модельных и фактических значений показателя технологической эффективности позволяет использовать разработанные уравнения для оценки перспективности проведения мероприятий с кислотным воздействием в индивидуальных геолого-физических условиях скважин. Следующим шагом стала оценка эффективности кислотных обработок, включенных в адресную программу геолого-технических мероприятий, с применением статистических зависимостей. Всего рассмотрено 12 скважино-операций на рассматриваемом объекте и его аналогах. По результатам расчетов установлено, что успешность простых кислотных обработок составит 75 %, с повторной перфорацией - 87,5 % (рис. 4, б). Для достижения запланированного прироста дебита нефти в случае простой кислотной обработки (скважина № 2) рекомендуется рассмотреть возможность увеличения объема Рис. 2. 3D-модель образца керна, полученная методом рентгеновской томографии а б Рис. 3. Сопоставление модельных и фактических значений удельного прироста дебита нефти: а - полная выборка; б - при разделении выборки по методам воздействия а б Рис. 4. Сопоставление значений прироста дебита нефти после ОПЗ: а - плановых, фактических и прогнозируемых; б - плановых и прогнозируемых Рис. 5. Обобщенные результаты фильтрационных экспериментов на образцах керна закачиваемого кислотного состава. На скважине № 9 реперфорация окажется малоэффективным мероприятием, что обусловлено повышенными обводненностью (45,8 %) и проницаемостью призабойной зоны пласта (по данным гидродинамических исследований - 325∙10-3 мкм2), в результате чего основной объем кислотной композиции будет фильтроваться по промытым пропласткам, не вовлекая в процесс разработки новые участки. Отказ от неэффективных мероприятий на стадии проектирования позволит снизить затраты в среднем на 2,5-2,9 млн руб. за каждую скважино-операцию. Проведение лабораторных исследований на образцах горной породы Научное обоснование дизайна является одной из важнейших задач при планировании любых геолого-технических мероприятий [36-40]. Для определения основных технологических параметров кислотного воздействия (продолжительность выдержки в пласте на реакцию, объем и скорость закачки рабочего агента) проведены фильтрационные исследования на керне [41-43]. Эксперименты выполнены на установках высокого давления AFS-300 и УИК-5ВГ с моделированием термобарических условий залежи. В качестве показателя эффективности воздействия принят коэффициент изменения проницаемости - отношение фазовой проницаемости по модели нефти после обработки (Кн2) к ее начальному значению (Кн1). Для оценки изменений пустотного пространства образцов горной породы до и после кислотного воздействия использовался томограф Nikon Metrology XT H 225 [44-46]. Всего выполнено 18 фильтрационных опытов с прокачкой 1, 2, 4 поровых объемов кислотного состава и выдержкой на реакцию 0; 2; 4 ч, обобщенные результаты исследований представлены на рис. 5, по приведенным данным можно отметить тенденцию увеличения эффективности обработки по мере увеличения расхода рабочего агента. Максимальное изменение проницаемости горной породы наблюдается при закачке четырех поровых объемов кислотного состава без выдержки на реакцию. Для переноса результатов на скважины принимается, что один поровый объем соответствует расходу агента 1 м3 на 1 м толщины пласта. Два опыта сопровождались рентгеновской томографией до и после воздействия, что позволяет визуализировать изменения в структуре пустотного пространства горной породы. На образце № 1 при закачке двух поровых объемов кислотного состава и выдержке на реакцию в течение 4 ч отмечается образование червоточины, обусловившей увеличение проницаемости в 386 раз (рис. 6, а). Увеличение объема пустотного пространства по результатам рентгеновской томографии составило 484,7 мм2 (26,5 %), пористости - 1,5 %. На образце № 2, характеризующимся наличием выраженных каверн, после закачки четырех поровых объемов кислоты и выдержки в течение 4 ч коэффициент изменения проницаемости составил 5947 доли ед. (рис. 6, б). Объем пустотного пространства изменился c 673,1 до 1084,5 мм2, коэффициент пористости - с 3,6 до 5,8 %. Наличие каверн в структуре горной породы способствовало направленному движению кислоты и образованию каналов, однако на практике фильтрация агента по промытым участкам пласта может привести к прорывам пластовой воды. Для оценки оптимальной скорости закачки кислотного состава привлечены результаты ранее проведенных экспериментов с прорывом агента [47]. В ходе опытов фиксировался суммарный объем закаченной кислоты и максимальное давление нагнетания до момента ее появления на выходном торце образца керна. Установлено, что при низких темпах нагнетания кислотных растворов (до 40∙10-5 м/с) процесс воздействия сопровождается локальным растворением породы, а образование червоточины занимает больше времени, что согласуется с результатами исследователей [48]. В данном случае оптимальная линейная скорость закачки кислотного состава составила 93∙10-5 м/с (рис. 7). Линейное значение скорости нагнетания кислоты достаточно просто пересчитывается в объемное: для обработки 1 м2 поверхности призабойной зоны потребуется расход композиции на стенке скважины 3,3 м3/ч. Дальнейшая прокачка раствора после прорыва сопровождается разветвлением червоточины (рис. 8). Необходимое давление закачки определяется в зависимости из значений проницаемости горной породы (рис. 9). Выделенные оптимальные технологические параметры позволят увеличить эффективность мероприятий с кислотным воздействием как на стадии освоения скважин после бурения, так и интенсификации притока на действующем фонде. Оценка технологической эффективности кислотных обработок Разработанные регрессионные уравнения и определенные оптимальные технологические параметры кислотного воздействия предоставляют возможность комплексно оценить потенциальную эффективность мероприятий, что выполнено на примере добывающей скважины со следующими характеристиками: эффективная нефтенасыщенная толщина - 6,1 м, проницаемость удаленной (призабойной) зоны пласта - 20 (39)∙10-3 мкм2, обводненность - 2,6 %, текущий дебит скважины по нефти - 5,0 т/сут, пластовое (забойное) давление - 9,6 (8,6) МПа. По результатам лабораторных опытов с увеличением количества закачиваемого раствора возрастает и эффективность обработки, поэтому дизайн мероприятий и расчет их успешности производится для различных удельных объемов агента: 4 (минимально рекомендуемый); 6; 8 и 10 м3/м. При реперфорации рекомендуется закачивать дополнительную пачку кислоты в объеме 0,5 м3/м для доочистки перфорационных отверстий. После определения абсолютного прироста дебита нефти по многомерным регрессионным моделям произведена оценка потенциальной дополнительной добычи (ДДН) и продолжительности эффекта по зависимостям, построенным на основании ранее проведенных кислотных обработок (рис. 10). Дизайн различных вариантов проведения мероприятий и их ожидаемая эффективность представлены в табл. 2. Анализируя данные табл. 2, можно сделать вывод, что на рассматриваемой скважине большей технологической эффективностью характеризуется проведение повторной перфорации пласта с последующим химическим воздействием, чем простая кислотная обработка. Выбор конкретного объема кислотного состава рекомендуется производить в зависимости от текущих экономических условий в регионе нефтедобычи. Заключение 1. Разработана и обоснована методика прогнозирования эффективности кислотных обработок на базе математического и физического моделирования, произведена ее апробация на примере карбонатного эксплуатационного объекта Пермского края. Данный подход может использоваться для ранжирования скважин-кандидатов, формирования и корректировки адресных программ геолого-технических мероприятий на краткосрочный и долгосрочный период, выбора метода воздействия, позволяя более точечно использовать кислотные обработки в ходе разработки месторождений углеводородного сырья. 2. На основе фактических геолого-промысловых материалов разработаны многомерные регрессионные уравнения для прогноза эффективности кислотных обработок, позволяющие с высокой точностью оценивать результат обработки призабойных зон скважин химическими агентами. 3. В ходе лабораторных исследований на образцах керна определены оптимальные технологические параметры воздействия, установлена перспективность проведения многообъемных кислотных обработок с отсутствием этапа выдержки кислоты в пласте на реакцию До После До После а б Рис. 6. 3D-модель образца, связанная с кислотной обработкой: а - № 1; б - № 2 Рис. 7. Определение оптимальной скорости закачки кислоты а б Рис. 8. Разветвление червоточины на примере среза образца керна № 2: а - до кислотной обработки; б - после кислотной обработки Рис. 9. Зависимость давления закачки от проницаемости горной породы а б Рис. 10. Зависимость от прироста дебита нефти после ОПЗ: а - дополнительной добычи нефти; б - продолжительности эффекта Таблица 2 Оптимальный дизайн и прогнозная эффективность различных вариантов ОПЗ Технологический параметр/эффект Значение показателя Простая кислотная обработка Удельный объем кислотного состава, м3/м 4,0 6,0 8,0 10,0 Объем кислотного состава, м3 24,4 36,6 48,8 61,0 Продолжительность выдержки, ч Без выдержки Скорость закачки, м3/ч 9,9 Ожидаемое давление закачки, МПа 0,3 Удельный прирост дебита нефти, т/(сут∙м) 0,52 0,64 0,76 0,88 Абсолютный прирост дебита нефти, т/сут 3,2 3,9 4,6 5,4 Дополнительная добыча нефти, т 425 586 766 964 Продолжительность эффекта, сут 194 250 308 368 Реперфорация с кислотной обработкой Удельный объем кислотного состава, м3/м 4,5 6,5 8,5 10,5 Объем кислотного состава, м3 27,5 39,7 51,9 64,1 Продолжительность выдержки, ч Без выдержки Скорость закачки, м3/ч 9,9 Ожидаемое давление закачки, МПа 0,3 Удельный прирост дебита нефти, т/(сут∙м) 0,47 0,69 0,92 1,14 Абсолютный прирост дебита нефти, т/сут 2,8 4,2 5,6 7,0 Дополнительная добыча нефти, т 584 1229 2092 3165 Продолжительность эффекта, сут 349 674 1077 1552 для предупреждения кольматации пустотного пространства коллектора. 4. Комплексирование результатов многофакторного регрессионного анализа и лабораторных экспериментов позволило определить потенциальную технологическую эффективность геолого-технических мероприятий (на рассмотренном примере расчетная дополнительная добыча нефти составила 0,4-3,2 тыс. т в зависимости от объема нагнетаемой кислоты и метода воздействия на призабойную зону пласта). Выбор конкретного объема кислотного состава рекомендуется осуществлять в зависимости от текущих экономических условий в регионе нефтедобычи.

Об авторах

В. А Новиков

Автор, ответственный за переписку.
Email: novikov.vladimir.andr@gmail.com

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 504

PDF (Russian) - 206

PDF (English) - 127

Ссылки

• Ссылки не определены.