Аннотация:

Настоящая статья посвящена повышению эффективности матричной обработки продуктивного пласта, сложенного карбонатными породами путем использования физико-химического метода воздействия, основанного на прокачке интенсифицирующих составов (в том числе растворов кислот) через гидромеханический осциллятор. В работе проведена комплексная оценка стимуляции на фонде скважин с высокой кратностью подходов и поглощением кислотного состава.

Abstract: This article is devoted to improving the efficiency of matrix processing of a productive formation composed of carbonate rocks by using a physico-chemical method of action based on pumping intensifying compositions (including acid solutions) through a hydro-mechanical oscillator. In this paper, a comprehensive assessment of the stimulation of the well stock with a high multiplicity of approaches and the absorption of acid composition is carried out.

Введение

В процессах вскрытия продуктивных горизонтов, заканчивания скважин, а так же дальнейших процессах разработки и эксплуатации нефтяных месторождений происходит ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) добывающих и нагнетательных скважин. Кольматация ПЗП приводит к отключению нефтенасыщенных пропластков, снижению проницаемости продуктивных интервалов, увеличению обводненности продукции и консервации активных геологических запасов на неопределенное время, что крайне отрицательно влияет на объемы добычи нефти и текущую нефтеотдачу разрабатываемого пласта. Прогресс в изменении сложившейся ситуации специалисты связывают с разработкой высокоэффективных методов воздействия на ПЗП. Одним из основных методов интенсификации являются кислотные обработки, и несмотря на многолетний опыт применения значительная часть обработок не дает положительных результатов. По разным оценкам [1-5], успешность проведения кислотных обработок на карбонатных коллекторах ряда месторождений не превышает 50%, и сильно снижается при увеличении кратности проведения технологии.

Одним из перспективных направлений развития воздействия на ПЗП становится совмещение физических и химических методов обработки. Технология комплексной обработки основана на использовании внутрискважинного осциллятора, генерирующего колебания и пульсации за счет энергии потока прокачиваемой кислотной композиции. Оборудование спускается на НКТ до интервала перфорации. Кислотный состав подается по трубам поступает в осциллятор. Конструктивная особенность оборудования позволяет за счет развития турбулентного приграничного слоя образовывать сильные сдвиговые смещения на границе раздела между потоками жидкости в результате чего образуются вихревые кольца и пульсации жидкости, а за счет гидромониторного эффекта создавать условия высокой скорости закачки химических реагентов непосредственно в интервале перфораций скважин. Закачка осуществляется на различных технологических режимах.

Объекты исследований

Объектом исследований явились скважины, вскрывшие следующие продуктивные пласты:

• нижняя часть каширского горизонта, представленная известняками;

• верхний карбон гжельского яруса, сложенного доломитами и известняками с прослоями ангидритов, гипсов и глин;

• нижнего карбона упинского горизонта сложенного известняками, кристаллическими, микротрещиноватыми, плотными, крепкими с прослоями глин.

Обобщенные характеристики объектов представлены в таблице 1.

Таблица 1

Результаты описательной статистики по исходной геолого-промысловой информации

Наименование параметра	Единица измерения	Диапазон	Среднее	Ошибка	Дисперсия	Ст. откл.
Дебит скважины по нефти до обработки	т/сут	0,1 — 14,2	6	1,859	31,11	5,577
Дебит скважины по жидкости до обработки	м3/сут	0,4 — 28	10,16	3,302	98,12	9,905
Обводненность скважины до обработки	%	4,6 — 95	38,89	10	900,2	30
Перфорированная мощность пласта	м	4 — 21	9,333	1,871	31,5	5,612
Глубина пласта	м	1008-1713	1184	91,09	7,467-4	273,3
Температура пласта	0С	23,5 — 41	28,63	1,934	29,91	5,469
Вязкость нефти в п.у.	мПа с	1,18 — 7	3,419	0,9054	6,558	2,56
Начальное пластовое давление	МПа	5,2 — 14,2	9,289	0,814	5,964	2,442
Отношение текущего пластового давления к начальному	доли ед.	0,41 -0,89	0,7089	0,05906	0,0314	0,1772

В результате описательной статистики можно сделать следующий вывод, объектами являются карбонатные коллектора со следующими осреднёнными показателями: дебит скважины по нефти до обработки – 6 т/сут, обводненность – 38%, перфорированная мощность — 9,3 м.

Комплексная технология проводилась с параметрами, представленными в таблице 2. В качестве кислотных отклонителей использовались загеленные кислотные композиции и  эмульсионные системы.

Таблица 2.

Результаты описательной статистики по технологии воздействия на продуктивные пласты

Наименование параметра	Единица измерения	Диапазон	Среднее	Ошибка	Дисперсия	Ст. откл.
Удельный объем кислоты на 1 метр перфорированной мощности пласта	м3	0,6 — 3,6	1,941	0,4004	1,443	1,20
Количество циклов отклонения	ед.	0 — 2	0,8889	0,2003	0,3611	0,60
Удельный объем продавки кислотной композиции на 1 метр перфорированной мощности пласта	м3	0,3 -1,92	0,9889	0,1839	0,3045	0,55
Время выдержки кислотного состава	час	2-6	3,444	0,53	2,528	1,59
Начальное давление в процессе закачки	МПа	0-150	35,56	17,8	2853	53,4

В результате описательной статистики можно выделить следующее моменты: средний удельный объем кислоты на 1 метр перфорированной мощности пласта составил 1,941 м³, средний удельный объем продавки кислотной композиции на 1 метр перфорированной мощности пласта составил 0,98 м³, среднее время выдержки кислотного состава составило 3,4 часа.

Анализ результатов промысловых  исследований

Данные описательной статистики по результатам проведенной технологии за год представлены в таблице 3.

Таблица 3.

Результаты описательной статистики по эффективности технологии воздействия на продуктивные пласты

Наименование параметра	Единица измерения	Диапазон	Среднее	Ошибка	Дисперсия	Ст. откл.
Средний прирост дебита скважины по нефти	т/сут	7,5- 14,8	9,3	1,405	9,865	3,14
Продолжительность эффекта по скважине	сут	147,5 — 250,5	212	19,57	1914	43,7
Накопленная добыча по скважине	тонн	1508 2279	2161	117,2	6,873-4	262,2

Исходя из результатов описательной статистики за год применения комплексной технологии с гидромеханическим осциллятором средний прирост дебита скважины по нефти составил 9,2 т/сут, средняя продолжительность эффекта 212 дней, средняя накопленная добыча нефти по скважине составила 2161 тонну.

Для определения степени влияния того или иного фактора на результат обработки был использован метод ранговой статистики [8,9]. Данная процедура предназначена для проверки гипотезы о некоррелируемости двух парных переменных, извлеченных из непрерывной двумерной совокупности. При определении степени влияния того или иного фактора на результат обработки подсчитывается коэффициент ранговой корреляции Спирмена r, коэффициент конкордации Кендела t. Эти коэффициенты выражают собой меру зависимости двух случайных величин (признаков) X и Y, основанную на ранжировании независимых результатов наблюдений (X₁, Y₁), …(X_n, Y_n). Отмечено [8], что метод Кендела в отличие от метода Спирмена хотя и более детально анализирует тенденцию связи переменных, но принимает во внимание только факты близости или различия пар наблюдений без количественного учета степени их различий. Если ранги значений X расположены в естественном порядке, i = 1,2,…n, а R_i – ранг Y, соответствующий той паре (X, Y), для которой ранг X равен i, то коэффициент ранговой корреляции Спирмена определяется формулой:

(1)

где d_i – разность между рангами X_i и Y_i.

Коэффициент конкардации Кендела имеет вид:

(2)

Значение коэффициентов меняется в пределах [-1;+1], причем при значении коэффициента, равного единице, последовательности рангов полностью совпадают, то есть i = R_i, а при коэффициентах, равных отрицательному значению единицы, последовательности рангов противоположны, то есть i = (n+1) — R, при i = 1,2,…n. По величине отклонения коэффициентов от нуля можно сделать вывод о зависимости или независимости признаков. Установлено, то, что при уровне значимости 0,05 одностороннего критерия информативности следует принять параметр, коэффициент которого по модулю более 0,5.

Согласно результатам промысловых наблюдений, в качестве параметров, оказывающих влияние на эффективность обработок, рассматривались:

• дебит нефти на 1 метр эффективной мощности пласта до обработки;

• обводненность продукции скважин до обработки;

• объем соляной кислоты на метр эффективной мощности пласта, использованный при работах по гидромониторной обработке пласта;

• начальное давление на насосном агрегате;

• объем продавки на метр эффективной мощности пласта;

• время реакции до освоения;

• отношение начального пластового к текущему пластовому давлению.

Для всех перечисленных параметров определялись коэффициенты ранговой корреляции Спирмена и коэффициент конкордации Кендела. В качестве параметров эффективности использовался средний прирост на один метр эффективной мощности пласта. Причем расчет эффективной мощности проводился на основании косвенного метода определения величин остаточных нефтенасыщенных толщин по степени обводнения скважин. Остаточную (эффективную) нефтенасыщенную толщину определяют по степени обводнения скважин с помощью формулы, являющейся модификацией формулы М.М. Глоговского [10]:

(3)

где h_о.н. — остаточная нефтенасыщенная толщина, м; Н — эффективная нефтенасыщенная толшина пласта, м; m_о — соотношение вязкостей нефти и воды; f_в — текущая обводненность добываемой продукции, ед.

Формулой (3) учитывается снижение фазовой проницаемости для воды в промытой части пласта, при этом соотношение К_н/К_в=0,6 берется по данным ВНИИ.

Результат ранжирования для обозначенных выше параметров представлены в таблице 4.

Таблица 4

Значение коэффициентов ранговой корреляции

Наименование параметра	Единица измерения	Обозначение в модели	Параметры ранговой статистики
			Значение коэф. Кендала	корреляция	Значение коэф. Спирмена	корреляция
Удельный дебит скважины по нефти на 1 метр эффективной мощности пласта до обработки	т/сут	Х1	0,7143	есть	0,8571	есть
Обводненность скважины до обработки	доли ед.	Х2	-0,1429	нет	-0,1786	нет
Удельный объем продавки на 1 метр перфорированной мощности	м	Х3	0,8571	есть	0,9375	есть
Глубина пласта	м	—	0,3333	нет	0,2143	нет
Удельный объем закачки кислотной композиции на 1 метр перфорированной мощности пласта	м3	Х4	0,619	есть	0,75	есть
Начальное давление в процессе закачки	МПа	Х5	0,2857	нет	0,3929	нет
Время выдержки кислотного состава	час	Х6	0,04762	нет	0,1518	нет
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа с.	—	-0,09524	нет	-0,02679	нет
Отношение текущего пластового давления к начальному	доли ед	—	-0,04762	нет	-0,1429	нет

Наиболее информативными среди изученных параметров оказались: удельный дебит скважины по нефти на 1 метр эффективной мощности пласта до обработки, удельный объем продавки на 1 метр перфорированной мощности, удельный объем закачки на 1 метр перфорированной мощности пласта. Знак «+» указывает на то, что с ростом исследуемых параметров происходит более или менее заметное увеличение параметра эффективности. Разброс значений коэффициентов при ранжировании говорят о том, что существуют такие участки изменения информативных признаков, где тенденция корреляционной зависимости информативных признаков нарушается, либо не имеет явно выраженного характера. В силу этого ни один из факторов не может претендовать на роль универсального критерия информативности при подборе скважины для проведения геолого-технического мероприятия.

При планировании ГТМ необходимо оценить эффективность воздействия как на качественном, так и на количественном уровне, определяя характер и степень влияния каждого из факторов. Для количественной оценки результатов обработки по параметру дебит скважины до обработки был использован следующий подход: произвольно выбирались скважины со значениями дебитов нефти до обработки таким образом, что они располагались по всему диапазону их изменения. Дебитам до обработки присваивались ранги дебитов до обработки. Затем эти точки были отложены в координатах lgQ – lgR рисунок 1.

Рис.1 Зависимость прироста дебита нефти, полученного в результате проведения технологии, от производительности скважин до обработки.

Через соответствующие точки до и после обработки мысленно проводим две прямые. Сопоставлением улов наклона этих прямых к оси абсцисс можно определить в каких областях проведение технологии будет успешно. Для условий рассматриваемых объектов, границей определяющей область успешных обработок, является значение дебита нефти до обработки равного 3 т/сут. на 1 метр эффективной толщины пласта. Выше указанного значения однозначный вывод об успешности технологии нельзя.

Для определения зависимости прироста дебита скважины от рассматриваемых в табл. 4 факторов, было проведено статистическое моделирование с использованием многомерного регрессионного анализа. Пусть Y_i – показатели эффективности, X_i – факторы, характеризующие параметры объекта воздействия и технологии (см. табл.4). Взаимосвязь между выходными параметрами и независимыми переменными может быть описана уравнением множественной линейной регрессии:

Y_i = b₀+b₁X₁+ b₂X₂+…+ b_iX_i  (4)

где b_i— оценки коэффициентов уравнения множественной линейной регрессии.

По приведенным выше факторам (см. табл. 4) была построена линейная модель удельного прироста добычи нефти, представленные в таблице 5:

Таблица 5

Статистическая модель, описывающие влияние факторов на удельный прирост дебита нефти скважины, т/сут.

Статистические модели	Параметры достоверности
	R2	Критерий Фишера F	решение
ΔQн = — 0,07725 + 0,4146Х1 + 0,474 Х2 — 0,336 Х3 + 1,263 Х4 — 0,0006368Х5 + 0,05098Х6	0,99	1366	значимо

Расчеты по данной модели будут надежны, если параметры работы скважины и проведения технологии находятся в пределах изменения рассматриваемых факторов. Оценка в отдельных случаях может иметь существенные погрешности, что указывает на необходимость увеличения факторов, характеризующих состояние объекта и технологических параметров воздействия, а также более детальный учет физико-химических процессов. Таким образом, для рассматриваемых объектов внедрения комплексной технологии установлена степень влияния параметров состояния объекта и технологии воздействия и времени проведения обработки на ее эффективность. Пользуясь полученной статистической моделью, можно решать задачи по выбору объекта и планированию технологической эффективности.

Выводы

Успешность работ составила 100%, рисков способных привести к значительным материальным затратам по отношению с стандартным кислотным обработкам не выявлено.

По результатам испытаний технологии достигнут синергетический эффект от совместного воздействия физических и химических процессов на скважинах с высокой кратностью проведения работ по интенсификации за предшествующий период. Средний запускной среднесуточный прирост добычи нефти после проведения технологии выше чем у технологии больше объёмной закачки кислотных составов (БОПЗ) по тем же объектам.

Анализ выявил основные значимые факторы при выборе скважины под обработку: к ним можно отнести: удельный дебит скважины по нефти, удельный объем продавки, удельный объем закачки кислотной композиции.

Результатами математической статистики подтверждена необходимость увеличения объема закачки кислотных композиций и объема продавки отработанной кислоты в пласт для увеличения эффективности воздействия комплексной технологии на карбонатных коллекторах.

Литература

1. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах.- Т.4. Кислотная обработка скважин / Под ред. проф. И.Т. Мищенко. — М.: Интерконтакт Наука, 2010. — 703 с.

2. Гейхман М.Г., Исаев Г.П., Середа Н.Е. и др. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов: Обз. инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. – 104 с.

3. Хакимов А.А., Саттаров Р.И., Качурин А.В. Повышение эффективности кислотных обработок скважин химическими методами.// Нефтяное хозяйство, 2011.- №10, -с. 106-107.

4. Силин М.А., Магадова Л.А., Цыганков В.А. и др. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов: Учеб.пособие для студентов вузов. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. –120 с.

5. Асири Х С., Атви М. А., Буэно О.Х. и др. Кислотная обработка карбонатных коллекторов// «Нефтегазовое обозрение», Сборник II: избранные статьи из журнала «Oilfield Revier», том 25, №2(лето 2013 г.); том 25, №3 (осень 2013 г.); том 25, №4 (зима 2013 -2014 гг.), с. 48-65.

6. Воробьев С.В. Исследование и разработка кислотных составов для увеличения эффективности обработок скважин в карбонатных коллекторах // Известия Самарского научного центра российской академии наук Специальный выпуск «Проблемы нефти и газа» 2005 г. с.111-118.

7. Воробьев С.В., Доровских И.В. и др Совмещение физико-химических методов воздействия на призабойную зону скважины//Нефтяное хозяйство, 2013. №1, -с. 94-95.

8. Кулаичев А.П. «Методы и средства анализа данных в среде Windows STADIA» М: Информатика и комьпьютеры,1999.-341 с.

9. Кулаичев А.П. «Методы и средства комплексного анализа» М: Форум -Инфра, 2014.-511 с.

10. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки месторождений с водонапорным режимом. — М.: Недра, 1973. — 240 с.

11. Алемасов В.Е., Кравцов Я.И., Буторин Э.И. и др. Гидромеханический осциллятор как устройство для возбуждения колебаний давления в потоке жидкости, нагнетаемой в пласт// Интервал.- 2002. — №1., с. 67-69.