На правах рукописи УДК 622.276 ШАКУРОВА АЙГУЛЬ ФАГИМОВНА
реклама
На правах рукописи УДК 622.276 ШАКУРОВА АЙГУЛЬ ФАГИМОВНА ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа-2011 2 Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научнопроизводственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») Научный руководитель: доктор технических наук Гуторов Юлий Андреевич Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Наиль Исмагзамович кандидат технических наук, старший научный сотрудник Галлямов Ирек Мунирович Ведущая организация: Институт «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина Защита диссертации состоится «25» ноября 2011 г. в 14 часов в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научнопроизводственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул.8-ое марта, 12. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика». Автореферат разослан «24» октября 2011 г. Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук Д.А. Хисаева 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы На современном этапе развития нефтяной промышленности все большую долю в структуре запасов нефтяных месторождений занимают так называемые трудноизвлекаемые запасы. К ним относятся, в частности, запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам и к высокообводненным на поздних стадиях разработки объектам. Проблема повышения нефтеотдачи пластов в условиях естественного снижения извлекаемых запасов нефти на длительно разрабатываемых месторождениях с применением заводнения непосредственно связана с режимом эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. На поздних стадиях разработки проблема усугубляется. Кроме прочих причин снижение приемистости нагнетательных скважин происходит за счет роста гидравлического сопротивления при загрязнении прискважинной зоны пласта (ПЗП). Одним из наиболее распространенных методов восстановления приемистости нагнетательных является кислотная (в частном случае, солянокислотная - СКО) обработка околоскважинной зоны (ОЗП) продуктивных коллекторов. При выборе режимов кислотной обработки в отечественной и зарубежной промысловой практике используются различные решения, основанные на широко распространенной формуле Дюпюи, подчиняющейся известному закону Дарси. Однако, как показал ряд исследователей (В.Н. Щелкачев, Н.Н. Павловский, Ф.И. Котяхов, А.И. Абдулвагабов, Фенчер, Льюис, Бернс и др.), верхняя граница применимости формулы Дарси ограничивается критическим числом Рейнольдса Re < 8…14. При кислотных обработках число Рейнольдса в околоскважинной зоне пласта (ОЗП), как показано в гл.2, может быть многократно больше. И неучетом этого фактора можно объяснить часто встречающееся в промысловой практике при кислотных обработках многократно большее увеличение приемистости нагнетательных или дебитов 4 добывающих скважин по сравнению с проектным (Б.Г. Логинов). Поэтому в рамках настоящей работы рассмотрены и базовые аспекты гидромеханики резкого падения гидравлического сопротивления ОЗП с удалением от стенок ствола скважины. Решаемые задачи основаны на законе Дарси-Вейсбаха, позволяющем учитывать влияние на гидравлическое сопротивление в ОЗП сил трения жидкости о стенки поровых каналов. Как показала промысловая практика, эффективность СКО зависит от многих факторов, влияние которых на конечный результат (восстановление приемистости и ее снижение в процессе последующей эксплуатации скважины) варьирует в достаточно широких пределах. Выявлению и обоснованию геологофизических и технологических факторов, влияющих на изменение приемистости и ее стабилизацию после СКО околоскважинных зон пластов нагнетательных скважин, а также на изменение продуктивности взаимодействующих с ними эксплуатационных (добывающих), посвящена данная работа, что указывает на актуальность выбранной темы. Цель диссертационной работы Повышение эффективности применения технологии СКО путем разработки новой методики для прогноза технологического эффекта с учетом влияния характеристик и условий залегания продуктивных коллекторов, реологических параметров кислотных растворов и пластовых флюидов и гидромеханики течения раствора в ОЗП (в области, превышающей верхнюю границу применимости закона Дарси) в условиях месторождений УралоПоволжья. Объект исследования Технология проведения и прогнозирования эффективности СКО в условиях эксплуатации скважин месторождений Урало-Поволжья. Предмет исследования Взаимосвязь между отдельными параметрами технологии и условиями проведения СКО. 5 Основные задачи исследования эффективности 1.Анализ приемистости нагнетательных использования скважин и СКО их для влияния повышения на дебиты взаимодействующих с ними добывающих скважин для ряда месторождений Урало-Поволжья. 2.Установление рациональных критериев выбора объектов для СКО, повышающих их технологическую эффективность. 3. Создание аналитического метода, позволяющего учитывать влияние нелинейности распределения скоростей течения жидкости на гидромеханику кислотной обработки ОЗП в области, превышающей верхнюю границу применимости закона Дарси. 4. Разработка на базе проведенного многофакторного статистического анализа методики прогнозирования технологической эффективности применения СКО для повышения приемистости нагнетательных скважин и дебитов, взаимодействующих с ними, добывающих. 5. Проведение промышленной апробации разработанной методики на нефтяных месторождениях ОАО «Самаранефтегаз» и НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть». Методы исследования 1.Аналитические, лабораторные и промысловые исследования геологофизических характеристик ряда месторождений Татарстана, с использованием современных Самарской методов области и многофакторного статистического анализа. 2.Использование распределенных систем элементов для гидромеханики исследования картины пространственно (режимов) СКО околоскважинной зоны продуктивного коллектора в области, превышающей верхнюю границу применимости закона Дарси. Научная новизна 1.Выявлен характер влияния коллекторских свойств пород и условий эксплуатации продуктивных пластов на изменение приемистости (и 6 устойчивости ее во времени) нагнетательных скважин и продуктивность, взаимодействующих с ними, добывающих (после СКО нагнетательных скважин). 2.Впервые в нефтепромысловой практике получено аналитическое решение задачи учета влияния снижения скоростей течения жидкости в поровых каналах (с удалением от стенок скважины) на сильную нелинейность распределения гидравлического сопротивления пористой среды по радиусу ОЗП, не учитываемого формулой Дюпюи в области, превышающей верхнюю границу применимости закона Дарси, и объясняющее механизм несовпадения между результатами расчетов режимов СКО по формуле Дюпюи (в указанной закритической области) и фактическими результатами СКО скважин. 3.На основе решения степенных регрессионных уравнений разработана методика прогнозирования эффективности СКО, обеспечивающая повышение достоверности прогноза и позволяющая комплексно учитывать влияние технологии и режимов проведения кислотных обработок ОЗП, характеристики и условий залегания продуктивных коллекторов, условий разработки месторождения и ряд других факторов. Защищаемые научные положения 1.Методика прогнозирования результатов соляно-кислотных обработок, учитывающая комплекс технологических и геологических факторов. 2.Методика расчета потерь гидравлического давления в ОЗП при режиме течения раствора кислоты в области, превышающей верхнюю границу применимости закона Дарси. Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций Достоверность результатов основана на использовании общепризнанных апробированных методик, базовых понятий и принципов теории и практики эксплуатации нефтяных месторождений, основах гидромеханики систем с распределенными параметрами, а также на результатах внедрения разработок на предприятиях нефтегазовой отрасли. 7 Практическая значимость и реализация результатов работы Разработанная методика прогнозирования эффективности СКО нагнетательных скважин применяется при их планировании, проведении и оценке результатов на Бавлинском месторождении НГДУ «Бавлынефть». С использованием разработанной методики осуществлена СКО в 7 скважинах. При этом достигнуто увеличение эффективности СКО на 71% , по сравнению с традиционным подходом к технологии проведения. Дополнительная добыча нефти, в близлежащих от нагнетательной, добывающих скважинах составила за 2010 год 37 тыс.т. Основные результаты проведенных научных исследований используются в учебном процессе на кафедре «Разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений» филиала ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г.Октябрьском при проведении лекционных и практических занятий. Личный вклад автора Разработана методика прогнозирования эффективности СКО, обеспечивающая повышение рациональности выбора технологии и режимов проведения кислотных обработок ОЗП. На основе закона Дарси-Вейсбаха, позволяющем учитывать влияние сил трения жидкости о стенки поровых каналов, проведены исследования гидромеханики течения жидкости в ОЗП в области, превышающей верхнюю границу применимости закона Дарси (по критической величине числа Рейнольдса, при превышении которого гидравлическое сопротивление околоскважинной зоны пласта резко возрастает по сравнению с основанной на законе Дарси формулой Дюпюи – радиально-симметричного течения жидкости). Апробация работы Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на: - всероссийской технологии научно-технической нефтегазового дела» в конференции филиале ГОУ «Современные ВПО «Уфимский 8 государственный нефтяной технический университет» в г. Октябрьском (г. Октябрьский, 2007 г.), - 34, 35, 36, 37-х научно-технических конференциях молодых ученых, аспирантов и студентов в филиале ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г. Октябрьском (г. Октябрьский, 2007, 2008, 2009, 2010 гг.), - научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин», г.Уфа, 2011 г. Публикации По теме диссертационной работы опубликовано 16 печатных работ, из них 2 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК. Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения и 3-х приложений. Общий объем работы составляет 145 страниц машинописного текста, включая 27 таблиц, 56 рисунка и список использованной литературы из 138 наименований. Автор выражает свою благодарность научному руководителю, доктору технических наук Гуторову Ю.А., заведующему кафедрой «РРНГМ» филиала ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г.Октябрьском профессору Мухаметшину В.Ш., доценту Ахметову Р.Т., специалистам НГДУ «Бавлынефть» Ханнанову Р.Г. и Подавалову В.Б. за ценные советы и консультации. КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследования, научная новизна, основные защищаемые научные положения, приводится практическая значимость работы. В первой главе представлен анализ эффективности СКО при различных условиях их применения. 9 Технология СКО к настоящему времени считается отработанной применительно к отдельным геолого-физическим и геолого-техническим условиям применения. Однако эффективность этого метода воздействия не достаточно высока вследствие неполноты научного обоснования применения СКО в различных геолого-промысловых условиях. Во всех случаях соляно-кислотные обработки околоскважинной зоны пластов нагнетательных скважин являются распространенных методов восстановления карбонатных отложений. одним из наиболее их приемистости, особенно Однако, как показала практика их применения, в сложных и низкопроницаемых коллекторах эффективность СКО зависит от многих факторов, влияние которых на конечный результат (восстановление приемистости и ее продолжительность) до настоящего времени изучено недостаточно полно. Поэтому в рамках настоящей работы проведен ряд дополнительных исследований, направленных на выбор рациональных режимов СКО, на повышение их качества и обеспечение возможности прогнозирование физических эффективности: выявление и обоснование геолого- и геолого-технологических факторов, влияющих на изменение приемистости и ее продолжительности после соляно-кислотных обработок ОЗП нагнетательных скважин, а также изменение продуктивности близлежащих с ними добывающих скважин. Недостаточно исследована и гидромеханика кислотных обработок, что затрудняет выбор рациональных режимов их проведения. Так, например, В.А. Мордвиновым, Б.Г. Логиновым, М.И. Максимовым и рядом других исследователей установлено, что при кислотных обработках происходит увеличению производительности скважин на десятки процентов (если исходить из представлений о распределении закачиваемой кислоты по всему объему пласта вокруг скважины). Согласно ряду исследований, верхней границе применимости закона Дарси и основанной на нем формуле Дюпюи соответствует критическое число Рейнольдса, не превышающее, в зависимости от характеристики коллектора, 10 величину: по Н.Н. Павловскому -Reкр 9,0; по Фенчеру, Льюису и Бернсу Reкр 4,0; по В.И. Щелкачеву - Reкр 14,0; по М.Д. Миллионщикову - Reкр 0,6; по Ф.И. Котяхову и Г.Ф. Требину - Reкр 3,4; по А.И. Абдулвагабову - Reкр 8,1 . В реальной же скважине число Рейнольдса при ламинарном течении, пропорциональное скорости течения раствора (в частности, близкого по реологической характеристике к ньютоновским жидкостям), в поровых или трещиноватых коллекторах в околоскважинной зоне пласта (ОЗП) многократно выше (см. рис.2). Следовательно, кратно могут быть выше и гидравлические сопротивления течению раствора в этой зоне. Для решения проблемы В.Н. Щелкачев предложил преобразовать формулу Дюпюи с дифференциацией ее на околоскважинную и удаленную зоны продуктивного коллектора. Однако и при использовании предложенной формулы, а также решений представленных, в свое время, Шиммером, М. Маскетом, Д.Г. Стормонтом, К. Классоном и др., основанных на законах фильтрации Дарси, не может быть объяснено наблюдающееся на промыслах часто многократно большее увеличение приемистости нагнетательных или дебитов добывающих скважин после кислотных обработок. Причем, погрешность использования при выборе режимов кислотных обработок ОЗП формулы Дюпюи, не учитывающей решения задачи резкого возрастания числа Рейнольдса вблизи стенок скважины, еще более возрастает с увеличением пластической вязкости и динамического напряжения сдвига о, т.е. при использовании загущенных кислотных растворов. Проведенный в рамках настоящей работы анализ подтвердил недопустимость пренебрежения сильной нелинейностью гидравлического сопротивления продуктивного коллектора по радиусу ОЗП, гидромеханика которой до настоящего времени остается малоизученной. И действительно, радиально-симметричное течение характеризуется известным дифференциальным уравнением типа: жидкости 11 2 1 1 2 2 0 r 2 r r r 2 2 z 2 (1) где Ф =(Р- z) k / - потенциал скорости потока v =-grad Ф; z—потенциал сил гравитации F g ; - плотность жидкости ; k — проницаемость пористой среды; g — ускорение свободного падения ; - вязкость жидкости. Без учета влияния вертикального (по оси z ) перемещения раствора (четвертое слагаемое в формуле (1) ), пренебрегая третьим слагаемым, т. е перемещением жидкости в ОЗП в тангенциальном направлении (по мере расширения потока при закачке кислотного раствора в пласт), решение уравнения (1) с использованием только первых двух слагаемых приводит к распространенной формуле Дюпюи, подчиняющейся закону Дарси. Но в этом случае пренебрежение резким снижением гидравлического сопротивления перемещению кислотного раствора в направлении внешней границы ОЗП не может не приводить, в частности, к занижению в той или иной мере производительности скважины после ее кислотной обработки. Для решения проблемы на промыслах получило распространение использование формулы Дюпюи с различными поправочными коэффициентами. Например, сомножителя в виде, так называемого, «скинфактора». Или в виде дополнительного фильтрационного сопротивления для учета влияния несовершенства скважины по степени и по характеру вскрытия пласта, определяемого на основе результатов аналитических или экспериментальных исследований, например, по графикам В.И. Щурова, основанных на электродинамической аналогии фильтрационных процессов. Однако использование их для линеаризации (сильно нелинейной, по существу, системы «скважина - пласт») не представляется корректными без проведения дополнительных геофизических исследований, то есть не представляется технологически обоснованным и экономически рациональным. Таким образом, для рационального выбора объемов закачиваемых растворов кислоты (внешней границы ОЗП) и режимов кислотных обработок, а также для прогнозирования влияния СКО на дебит добывающей или 12 приемистости нагнетательной скважины необходимо, исходя из решения уравнения (1), учитывать влияние нелинейности снижения гидравлического сопротивления пористой среды продуктивного коллектора с удалением от стенок скважины на гидромеханику кислотной обработки. Во второй главе, в развитие ранее проведенных исследований, представлены результаты исследований гидромеханики кислотной обработки ОЗП, исходя из скоростей течения жидкости в поровых каналах пласта, которые пропорционально пористости продуктивного коллектора кратно отличаются от фазовых скоростей, соответствующих формуле Дюпюи. Причем гидравлическое сопротивление непосредственно поровых каналов определяется уже по закону Дарси-Вейсбаха, что позволяет учесть изменение инерционности системы за счет снижения сил трения жидкости о стенки поровых каналов (пропорциональные квадрату скорости течения) с удалением от стенок ствола скважины к внешней границе ОЗП (зоны кислотной обработки). В этом случае перепад давления на элементарной длине r канала (порового или трещины) определяется, как известно, по формуле Р Р * r * v2 * ( ) , (а) где -коэффициент гидравлического сопротивления канала на элементарной длине r; – гидравлический радиус потока, равный отношению площади поперечного сечения потока к смачиваемому периметру (для круглого канала = d / 4 ); v vф = Q / (2 r h m) - средняя скорость потока жидкости плотностью в пласте с пористостью m и толщиной h; vф – фазовая скорость потока; Q-расход жидкости, закачиваемой в пласт. Формула (а), являющаяся законом Дарси-Вейсбаха, отличается от закона Дарси, который согласно К.С. Басниева и др. можно представить в таком виде Р Р ( / k) * v * r , (b) 13 что в нем потери давления Р пропорциональны на элементарной длине r (приращения радиуса r ) квадрату (v2 vф2 ) скорости движения жидкости в поровом канале, а не скорости v в первой степени. Это позволяет учитывать влияние снижения скорости потока жидкости в поровых каналах с удалением от стенок скважины на уменьшение гидравлического сопротивления ОЗП. На основе проведенных исследований получена формула для определения перепада давления на границах ОЗП, в интервале радиусов Rко…Rc (с числом Рейнольдса Re), принимающая, с учетом нелинейности скоростей течения жидкости v = vф / m (т.е. из-за наличия условия Re const), для поровых каналов, по радиусу r , вид: (4 )Qm1.5 ln( R / R ) ко c P ко Re const 4 2 0.5 k 1.5 (2h) (2) Без учета влияния изменения скоростей течения жидкости в пористой среде продуктивного коллектора vф=Q/(2 r h) и потери давления, согласно формуле Дюпюи в этом же интервале ОЗП, перепад давления равен: P ко Re const Q ln( R / R ) ко c k (2h) (3) Соответствующее формулам (2) и (3) увеличение потерь давления в пористой среде продуктивного коллектора за счет роста скоростей течения и, соответственно, числа Рейнольдса при приближении к стволу скважины, характеризуется отношением: P ко Re const dm1.5 4 2 0.5 k 0.5 P ко Re const (4) которое, при эквивалентности скоростей течения жидкости фазовой vф и, непосредственно, в рассматриваемых поровых коллекторах v, на одном и том же расстоянии r от оси скважины, полностью соответствует условию эквивалентности гидравлических сопротивлений. На рис.1 показано влияние расхода раствора кислоты на 1 м пласта с проницаемостью 0,005 мкм2 и пористостью 20 %, закачиваемого в скважину 14 диаметром 215,9-мм, на увеличение скорости течения жидкости в поровых каналах диаметром 10 мкм по сравнению с фазовой скоростью, используемой в формуле Дюпюи. На рис.2, для этих же условий, показано влияние проницаемостей и диаметров поровых каналов на изменение чисел Рейнольдса (Re), соответствующих реальным скоростям течения раствора в поровых =d/4=2,5 мкм. Здесь же Reф, каналах с гидравлическим радиусом эквивалентное скорости фильтрации vф, приведено только для сравнения (физического смысла не имеет). Как видно из рис.1, реальные скорости течения раствора в поровых каналах кратно больше фазовых. В результате соответствующее им число Рейнольдса в околоскважинной зоне пласта в реальных условиях соответствующую чаще верхней превышает границе критическую применимости величину закона Reкр, Дарси и, соответственно, основанной на нем формулы Дюпюи, не превышающую, согласно различным исследованиям, величины Reкр = 8…14. В результате, определяемые по формуле (2) потери давления в околоскважинной зоне пласта (даже для жидкости вязкостью 1 мПа*с) могут достигать при кислотных обработках существенных величин (рис.3), многократно превышающих (см. рис.4) определяемых, согласно закону Дарси, по формуле (3) без учета сил трения жидкости о стенки поровых каналов. Поскольку с удалением от ствола скважины площадь фильтрации и, соответственно, скорости течения жидкости, резко уменьшаются, то сопутствующим, еще более резким снижением сил сопротивления перемещению закачиваемого в пласт раствора кислоты, и объясняется, кратная разница в эффективности кислотных обработок в реальных условиях и прогнозируемых на основе закона Дарси, не учитывающего силы трения жидкости о стенки поровых каналов в интервале ОЗП (в области течения, с числом Рейнольдса, превышающим критическую величину Reкр ). 15 v; vф, м/с 200 150 100 50 8,0 10,0 Q / h, м3/(сутки * м) Рис.1. Влияние производительности Q / h на изменение скорости v ( ) в поровых каналах и на скорость фильтрации vф ( ), при радиально симметричном течении жидкости 0,5 2,0 4,0 6,0 Re; Reф 40 d = 100 мкм 40 мкм 30 20 20 мкм k = 0,1 мкм2 10 0,5 0,05 мкм2 10 мкм 0,005 мкм2 2,0 4,0 6,0 0,01 мкм2 8,0 10,0 Q / h, м3/(сутки * м) Рис.2. Влияние производительности Q / h насосного агрегата на изменение числа Рейнольдса Re ( ) в поровых каналах с гидравлическим радиусом = d / 4 при скорости течения v и на (приведено для сравнения) Reф ( ), соответствующее скорости фильтрации vф , при радиально симметричном течении жидкости 16 РRe const 5 4 3 2 1 0,060 0,080 k, мкм2 0,040 Рис.3. Зависимость потерь давления РRe const в околоскважинной зоне пласта от проницаемости k с учетом влияния увеличения скорости течения жидкости с приближением к стволу 215,9-мм скважины (m = 0,15; d = 4 =10 мкм; радиус кислотной обработки Rко = 2 м). Q / h = 0,5; 1,5; 3,0; 10,0 м3/(сутки*м) РRe const / Р Re = const 0,005 0,020 40 30 20 10 1,0 0,005 1,0 0,020 0,040 0,060 0,080 k, мкм 2 Рис.4. Влияние проницаемости k , пористости m и гидравлического радиуса = d / 4 на изменение потерь давления в поровых каналах околоскважинной зоны пласта при радиально симметричном ламинарном течении жидкости в ОЗП. 1 – m = 0,10; 2 – 0,15; 3 – 0,20; 4 – 0,25 . d = 10; 20; 40; 100 мкм 17 Таким образом, проведенные исследования подтвердили, что известная формула Дюпюи, основанная на законе Дарси, справедлива для медленных фильтрационных процессов, для которых силы инерции несущественны. Но, вплоть до многократно большей величины, на получаемые при расчетах результаты могут оказывать влияние, не учитываемые непосредственно, величины сил трения жидкости о стенки поровых каналов продуктивных коллекторов. Зависящие от скорости течения в них раствора кислоты и, соответственно, от числа Рейнольдса. В целом, из общего анализа проведенных исследований исходит, что при кислотной обработке пренебрежение сильной нелинейностью распределения скоростей течения в ОЗП, особенно в низкопроницаемых коллекторах и при использовании высоковязких растворов кислоты, может привести к погрешности прогнозирования потерь гидравлического давления в ОЗП, вплоть до многократной величины. В результате, чрезмерно (излишне) усиливается влияние, так называемого, фактора квалификации технологов и операторов, осуществляющих выбор и оперативное управление режимами задавливания кислотного раствора в пласт. В третьей главе рассмотрена геолого-физическая характеристика продуктивных коллекторов нефтяных месторождений ОАО «Самаранефтегаз» и НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть» Показано, что продуктивные отложения в ОАО «Самаранефтегаз» представлены в основном карбонатными коллекторами, обладающими высокой степенью неоднородности как геологического строения, так и ФЕС. То же самое относится к терригенным коллекторам Бобриковских отложений в условиях Бавлинского месторождения. Известно, что на стабильность приемистости нагнетательных скважин в вышеназванных геолого-физических условиях существенное влияние оказывают, с одной стороны, степень очистки нагнетаемой воды от твердых взвешенных частиц и нефтяной эмульсии, а с другой, совместимость ее химического состава с химическим составом пластовых вод объектов 18 нагнетания. И в том и в другом случае роль технологии СКО сводится к очистке ПЗП нагнетательных скважин от твердых кольматантов различного происхождения и восстановлению ее первоначальной приемистости. В карбонатных коллекторах процесс декольматации сопровождается, кроме того, образованием глубоких каналов дренирования за счет растворения кислотой известковой составляющей скелета горной породы. Были построены корреляционно-статистические связи между значением увеличения приемистости и ее продолжительности после СКО и коэффициентами пористости (Кп), проницаемости (Кпр), а также отношения пластового давления и давления закачки, и удельным объемом СКО. Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что геологофизические и коллекторские свойства карбонатных отложений турнейского и башкирского ярусов оказывают существенное влияние на эффективность СКО и диктуют необходимость соответствующей корректировки ее технологии и методики выбора объектов для воздействия. С целью более точной оценки геолого-физических условий эффективного применения технологии СКО в условиях карбонатных отложений турнейского и башкирского ярусов и бобриковских отложений был использован количественный критерий экономически оптимального, обоснованного уровня приемистости не менее 90 м3/сут. Используя этот количественный критерий в качестве порога рентабельности для вышеназванных зависимостей, были получены оптимальные границы применения данной технологии СКО с учетом конкретных коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов, а именно: Таблица 1 - Критерии подбора скважин для СКО в зависимости от геолого-физических условий № Вид Диапазон Диапазон Диапазон критериев критериев критериев для для бобриковских зависимости пласта В1 пласта А4 отложений Qзак – Кп Кп – 11-18 % Кп – 15-21,5 % Кп – 20-29 % п/п корреляционной 1 19 Qзак – Кпр 2 Кпр – 0,05-0,25 Кпр – 0,1-0,6 мкм2 Кпр – 0,11-0,36 мкм2 ∆Р – 1-8 МПа ∆Р – 4,5-9 МПа VHCl/hперф.- 0.5 - VHCl/hперф. – 0,6 - VHCl/hперф.– 0,7-2,7 2,2 м3/м 1,6 м3/м м3/м Qзак - 82-100 Qзак - 78-94 м3/сут Qзак - 18-52 м3/сут мкм2 Qзак – ∆Р 3 ∆Р – 7,5-20 МПа Qзак – VHCl/hперф. 4 5 Qн - Qзак м3/сут Наблюдениями за реакцией близлежащих реагирующих добывающих скважин после проведения операции СКО в каждой очаговой нагнетательной скважине было установлено, что в течение некоторого времени после СКО (+∆tв) суммарная добыча по воде (+∆Qв) существенно возрастает при неизменности добычи по нефти (∆Qн). Однако, спустя некоторое время после (∆tв) прирост добычи по воде снижается на некоторую величину (-Qв) и сопровождается приростом добычи по нефти (+Qн), который продолжается в течение некоторого времени (∆tн), после чего величина суммарной добычи как по нефти так и по воде выходит на первоначальный (до СКО) уровень (см. ,т рис. 5) Рис. 5. Динамика изменения добычи нефти и воды добывающей скважины №344 По аналогичной методике были исследованы корреляционно- статистические связи между дополнительной добычей нефти по близлежащим с нагнетательными добывающими скважинам и коллекторскими свойствами 20 вскрытых ими продуктивных пластов (m, k.), а также величинами соответствующего интервала перфорации (hперф), уровнем обводненности добываемой продукции (Кв) и величинами удаленности каждой добывающей Qн, т Qн, т скважины от соответствующей нагнетательной (L). Рис. 6 Зависимость дополнительной добычи по реагирующим скважинам от удаленности от нагнетательной скважины и коэффициента пористости Рациональными геолого-физическими и геолого-техническими условиями для близлежащих добывающих скважин являются: Таблица 2 - Критерии, определяющие оптимальную реакцию добывающих скважин в зависимости от геолого-физических условий № п/п Вид корреляционной Диапазон диагностических критериев зависимости для бобриковских отложений 1 Qн – Кп Кп > 8% 2 Qн – Кпр Кпр <0,45 мкм2 3 Qн – hперф. hперф.> 1 м 4 Qзак - L L < 1.5 км В четвертой главе приведены результаты исследования по прогнозированию технологического эффекта от СКО нагнетательных скважин в условиях Бавлинского месторождения, выражаемого повышением продуктивности близлежащих добывающих скважин и определяемого на основе решения степенных регрессионных уравнений. Аппарат математической статистики в последнее время довольно широко применяется для обработки результатов измерений промысловых данных при оценке эффективности различных методов увеличения нефтеотдачи. 21 Однако широко распространенная практика применения этого аппарата показывает, что для получения хорошей сходимости результатов расчета с фактическими данными требуется достаточно большая выборка измерений, что не всегда возможно обеспечить в реальных производственных условиях. Была сделана попытка совершенствования методов обработки экспериментальных данных при наличии малой выборки. В качестве основного приема решения этой проблемы был выбран путь построения регрессионного уравнения в виде полинома второй степени. После проведенных расчетов было получено следующее регрессионное уравнение для прогноза приемистости нагнетательной скважины: Y1=-0,023 –2,24x1 + 0,4 x3 – 0,52 x4 – 3,3х5 + 0,079x1x2 – 7,35x1x3 – –0,19x1x4 +1,96x1x5 –0,004x2x5+1,96x3x4 +0,46x3x5 +3,72x4x5 +0,2x12 – (5) –0,0011x22 – 4,42x32–1,83x42 +0,021x52, где x1 – Кп, x2 – Кпр, x3 – hперф, x4 – VHCl/hперф, x5 – ∆Р, Y1 – Qзак . Максимальная ошибка, т.е. несовпадение расчетных и фактических данных не превышает 2,24%. Получена также зависимость продолжительности эффекта tзак, от различных параметров: Y2=-2,16 – 18,75x1 + 5,72 x3 – 5,0 x4 – 10,34х5 – 1,13x1x2 – 26,42x1x3 – –1,21x1x4 +27,78x1x5 + 0,08x2x5+27,78x3x4 +2,92x3x5 +10,76x4x5 +8,86x12 (6) +0,05x22 – 22,02x32 –2,49x42 -0,015x52, где x1 – Кп, x2 – Кпр, x3 – hперф, x4 – VHCl/hперф, x5 – ∆Р, Y2 –tзак. Максимальная ошибка не превышает 0,45%. Для добывающих скважин уравнение регрессии получено в следующем виде: Y1=-164,92 + 0,013x1 + 17,431x2 +4,341x3 + 10,374x4 –0,043x5 –1,427x6+ +0,008x1x2 – 0,029x1x3 –0,002x1x6 (7) –0,408x2x3–0,265x2x4 –0,001x2x5–0,044x2x6– 0,009x3x5+0,043x3x6 +0,075x4x6 –0,714x22 + +0,131x32 –0,21x42 + 0,003x62, где x1 – Qзак , x2 – L, , x3 – hперф, x4 – Кп, x5 –Кпр, x6 – Кв, Y1 – Qн. Максимальная ошибка не превышает 2,9 %. 22 Таким образом удалось доказать, что применение степенных регрессионных уравнений даже в условиях малопредставительной выборки данных позволяет с высокой точностью осуществлять прогноз технологического эффекта от СКО в условиях бобриковского горизонта Бавлинского месторождения, при условии их построения с учетом конкретных геолого-промысловых и технологических данных, соответствующих этим отложениям в пределах указанной продуктивной площади. Разработанная методика прогнозирования технологического эффекта СКО нагнетательных скважин была применена при проведении обработок в 7 нагнетательных скважинах. Было достигнуто увеличение эффективности СКО на 71 %, по сравнению с традиционным подходом к технологии проведения. Дополнительная добыча нефти в близлежащих от нагнетательной добывающих скважинах составила за 2010 г. 37 тыс.т. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. На основе проведенного статистического анализа промысловых материалов о геолого-технологических условиях соляно-кислотных обработок нагнетательных скважин и их эффективности на Бавлинском месторождении и 9 месторождениях разрабатываемых ОАО «Самаранефтегаз», получены следующие научно-практические результаты: - определены рациональные границы применения СКО с учетом конкретных коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств пород карбонатных отложений турнейского и башкирского ярусов и терригенных коллекторов бобриковского горизонта; - показано, что увеличение приемистости нагнетательных скважин после СКО не всегда приводит к увеличению добычи нефти в окружающих добывающих скважинах, в определенных геолого-физических условиях она может привести к снижению продуктивности взаимодействующих с ними добывающих скважин и к росту обводненности добываемой продукции; 23 2. Аналитическими исследованиями гидромеханики околоскважинной зоны пласта (ОЗП) установлено и (или подтверждено): - что одним из основных факторов, влияющим на выбор технологии кислотных обработок, является сильная нелинейность распределения гидравлического сопротивления пористой среды продуктивного коллектора, по радиусу ОЗП, при течении жидкости в области, превышающей верхнюю границу применимости закона Дарси; - прогнозирование эффективности СКО путем учета нелинейности распределения гидравлического сопротивления ОЗП через «скин-фактор» или другие поправочные электродинамических коэффициенты аналогий) может (например, быть корректным на основе только при проведении дополнительных дорогостоящих геофизических исследований. 3. Впервые в нефтепромысловой практике создан аналитический метод расчета параметров закачки раствора кислоты в ОЗП, позволяющий учитывать влияние резкого снижения скоростей течения жидкости, с удалением от стенок ствола скважины, в интервалах чисел Рейнольдса, превышающих критические (соответствующие верхней границе применимости закона Дарси). 4. Разработана методика прогнозирования эффективности СКО, включающая в себя: выбор объектов обработки, прогноз эффективности по полученным автором регрессионным зависимостям, оценку технологического и экономического эффектов. 5. Методические разработки автора использованы в процессе СКО в 7 нагнетательных скважинах. При этом достигнуто увеличение эффективности СКО на 71% по сравнению с традиционным подходом к технологии проведения. Дополнительная добыча нефти в окружающих добывающих скважинах составила за 2010 год 37 тыс.т. СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ В изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ: 1. Шакурова А.Ф. Результаты исследований влияния геолого-физических факторов на эффективность соляно-кислотных обработок в условиях Среднего Поволжья / А.Ф. Шакурова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое 24 дело».- 2008.- http://www.ogbus.ru/authors/Shakurova/Shakurova_2.pdf. 2. Шакурова А.Ф. К вопросу о возможности прогноза продуктивности добывающих скважин при изменении приёмистости близлежащих нагнетательных после проведения СКО / А.Ф. Шакурова // Научно-технический журнал «Нефтепромысловое дело». – 2011. – № 2. – С. 16-19. В других изданиях: 3. Гуторов Ю.А. Анализ эффективности соляно-кислотных обработок добывающих скважин на основе обзора научно-технических источников. /Ю.А.Гуторов, А.Ф. Шакурова // Тезисы докладов всероссийской научнотехнической конференции «Современные технологии нефтегазового дела». Уфа.- 2007.- С. 13-14. 4. Гуторов Ю.А. Анализ эффективности соляно-кислотных обработок нагнетательных скважин на основе обзора научно-технических источников. / Ю.А.Гуторов, А.Ф. Шакурова// Тезисы докладов всероссийской научнотехнической конференции «Современные технологии нефтегазового дела». – Уфа.- 2007.- С. 14-15. 5. Гуторов Ю.А. Анализ эффективности соляно-кислотных обработок добывающих скважин на основе обзора научно-технических источников./ Ю.А. Гуторов, А.Ф.Шакурова // Сборник научных трудов «Технологии нефтегазового дела». - Уфа.- 2007.- С. 95-103. 6. Гуторов Ю.А. Анализ эффективности соляно-кислотных обработок нагнетательных скважин на основе обзора научно-технических источников. / Ю.А.Гуторов, А.Ф.Шакурова //Сборник научных трудов «Технологии нефтегазового дела». -Уфа.- 2007.- С. 104-110. 7. Шакурова А.Ф. Анализ эффективности химических методов воздействия на призабойную зону пласта в карбонатных коллекторах Туймазинского месторождения. / А.Ф.Шакурова, Р.Т.Ахметов// Материалы 34-й научнотехнической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, том I. – Уфа .- 2007. – С. 49-50. 8. Шакурова А.Ф. Эффективность соляно-кислотных обработок нагнетательных скважин ОАО «Самаранефтегаз». / А.Ф.Шакурова, Ю.А.Гуторов// Сборник статей аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление», выпуск 5. – Уфа .- 2008. – С. 194-204. 9. Шакурова А.Ф. Некоторые результаты анализа эффективности солянокислотных обработок ПЗП нагнетательных скважин в условиях ОАО «Самаранефтегаз». /А.Ф.Шакурова, Ю.А. Гуторов// Материалы 35-й научнотехнической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, том I. – Уфа.- 2008. – С. 25. 10. Шакурова А.Ф. Анализ эффективности кислотных обработок нагнетательного фонда скважин по северной группе месторождений ОАО «Самаранефтегаз». /А.Ф.Шакурова// Материалы 35-й научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, том I. –Уфа.- 2008. – С. 26. 11. Шакурова А.Ф. О возможности прогноза технологической 25 эффективности соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта нагнетательных скважин в условиях Бавлинского нефтяного месторождения. / А.Ф.Шакурова, Ю.А.Гуторов, С.Б.Светлякова// Сборник статей аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление», выпуск 6. – Уфа .- 2009. – С. 125-131. 12. Шакурова А.Ф.О применении реагента СНПХ-9633 для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на Чутырско-киенгопском месторождении ОАО «Удмуртнефть». / А.Ф.Шакурова, Л.С.Сидорова, Л.В. Петрова// Материалы 36-й научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, том I. –Уфа .- 2009. – С. 134-138. 13. Шакурова А.Ф. Исследование влияния геолого-физических и технологических факторов на изменение продуктивности реагирующих скважин при проведении СКО близлежащих нагнетательных скважин терригенного карбона Бавлинского месторождения. / А.Ф. Шакурова, Ю.А.Гуторов // Материалы 36-й научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, том I. –Уфа .- 2009. – С. 210-217. 14. Шакурова А.Ф. Исследование влияния геолого-физических и технологических факторов на эффективность СКО нагнетательных скважин при эксплуатации терригенного карбона Бавлинского месторождения. /А.Ф.Шакурова, Ю.А.Гуторов // Материалы 36-й научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, том I. –Уфа .-2009. – С. 218-223. 15. Шакурова А.Ф. Результаты применения СКО на Туймазинском нефтяном месторождении. / А.Ф.Шакурова, Ю.А.Гуторов // Материалы 37-й научнотехнической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, том I. – Уфа. – 2010. – С.134-135. 16. Шакурова А.Ф. О некоторых аспектах механики кислотной обработки с учетом геофизических исследований проницаемости коллекторов. /А.Ф.Шакурова, А.Ш.Янтурин// Тезисы докладов научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». – Уфа. – 2011.- С. 139-143.
