На эффективность соляно кислотных обработок скважин влияет в первую очередь
Обновлено: 07.07.2024
Эффективность солянокислотных обработок нагнетательных скважин ОАО «Самаранефтегаз»
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, так как отбор и закачка регулируют объемы и равномерность извлечения нефти из пласта. Особенное внимание следует уделять решению вопроса достаточной компенсации отбора закачкой на разрабатываемых площадях, так как зачастую проведение оптимизации работы фонда затруднительно по причине значительного снижения пластового давления, что обусловлено недостаточным количеством нагнетательных скважин, либо их низкой приемистостью[1].
Солянокислотные обработки ПЗП нагнетательных скважин в условиях ОАО «Самаранефтегаз» являются наиболее распространенным методом восстановления их приемистости, особенно в карбонатных отложениях турнейского (пласт В1) и башкирского ярусов (пласт А4).
Пласт А4 башкирского яруса представлен карбонатными породами - доломитизированными известняками и доломитами. Значения пористости меняются от 16,4 до 21 %, проницаемости от 0,118 до 0,497 мкм2.
Пласт В1, приуроченный к кровле турнейского яруса, представлен плотными разностями известняков, органогенных и органогенно-обломочных. Залегает на глубине 1641-1725 м. Пористость известняков меняется от 11 до 16%, а проницаемость - от 0,01 до 0,524 мкм2.
Для анализа степени влияния на эффективность солянокислотных обработок нагнетательных скважин геолого- физических и фильтрационно-емкостных свойств объектов закачки были использованы данные по 12 скважинам, вскрывшим пласт В1, и 7 скважинам, вскрывшим пласт А4, на девяти нефтяных месторождениях, которые представлены в сводных таблицах 1 и 2.
Были расмотрены корреляционно-статистические связи между значением кратности увеличения приемистости после СКО и коэффициентами пористости (Кп), проницаемости (Кпр), а также отношением пластового давления к давлению закачки и удельным объемом СКО[2].
Таблица 1. Таблица сводных данных по результатам СКО скважин, вскрывших пласт В1
Удельн. объем СКО, м/м 3
Таблица 2. Таблица сводных данных по результатам СКО скважин, вскрывших пласт А4
удельн. объем СКО, м/м 3
На рис. 1 представлена корреляционно-статистическая связь между кратностью увеличения приемистости пласта В1 и коэффициентами пористости (рис. 1а) и проницаемости (рис. 16), из которой следует, что значение кратности увеличения приемистости изменяется в диапазоне от 1,5 до 4,5 раз. В то же время при изменении пористости от 10 до 16% кратность увеличения приемистости уменьшается от 4,5 до 1,5 раз, а при увеличении проницаемости той же породы от 0,05 до 0,5 мкм2 - кратность растет в тех же пределах[3,4].
Рисунок 1. Корреляционная связь между величинами эффекта от СКО и проницаемостью (а) и пористостью (б) пласта В1
На рис. 2 представлена аналогичная корреляционно- статистическая связь между отношением приемистости скважины пласта А4 до и после обработки и коэффициентами пористости (рис. 2а) и проницаемости (рис. 26), в которой видна обратная, зависимость данных параметров по сравнению с аналогичной зависимостью для пласта В1. То есть при изменении пористости от 16 до 21% приемистость увеличивается от 1,5 до 3 раз, а при увеличении проницаемости той же породы от 0,1 до 0,5 мкм - кратность уменьшается в тех же пределах[5].
Данный факт свидетельствует о том, что влияние литологических и петрофизических характеристик пород, слагающих пласт, является существенным.
Рисунок 2. Корреляционная зависимость величины эффекта при СКО от коэффициентов пористости (а) и проницаемости (б) пласта А4
Исследование корреляционно-статических связей между продолжительностью эффекта от СКО и коэффициентами пористости и проницаемости показало, что они имеют сходные тенденции с кратностью увеличения закачки для пласта В1: с ростом пористости продолжительность уменьшается с 24 до 8 месяцев, а с ростом проницаемости, наоборот, увеличивается в тех же пределах (рис.3).
По пласту А4 характер связи между продолжительностью эффекта от СКО и коэффициентом пористости, с одной стороны, и между эффектом от СКО и пористостью, с другой, - аналогичен, т.е. наблюдается тенденция увеличения продолжительности эффекта и кратности закачки (см. рис. 2,а и рис. 4,а). Однако характер связи между продолжительностью эффекта и коэффициентом проницаемости и кратностью увеличения закачки и проницаемостью разный: продолжительность увеличивается, а эффект от СКО (увеличение кратности закачки) уменьшается с увеличением проницаемости (см. рис. 4,6 и рис. 2,а).
Рисунок 3. Корреляционная связь между продолжительностью эффекта от СКО и пористостью (а) и проницаемостью (б) пласта В1 Рисунок 4. Корреляционная связь между продолжительностью эффекта СКО и пористостью (а) и проницаемостью (б) пласта А4С увеличением пластового давления наблюдается уменьшение продолжительности эффекта от проведенной солянокислотной обработки с 24 до 4 месяцев, т.е. в 6 раз (рис.5)[6].
Рисунок 5. Корреляционная связь между продолжительностью эффекта СКО и пластовым давлением для пласта В1 (а) и пласта А4 (б)
Изучение зависимости кратности увеличения приемистости закачки от величины удельного расхода реагента (соляной кислоты), показывает что она носит одинаковый характер как для пласта А4 так и для пласта В1 (рис. 6) и то есть при увеличении величины удельного расхода реагента кратность роста приемистости снижается. Что касается влияния удельного объема реагента при СКО на продолжительность эффекта, то для пласта В1 проницаемость снижается, а для пласта А4 - увеличивается по мере увеличения удельного объема кислоты (рис.7).
Рисунок 6. Корреляционная зависимость величины эффекта от удельного объема СКО для пласта В1 (а) и пласта А4 (б) Рисунок 7. Корреляционная зависимость продолжительности эффекта от удельного объема СКО для пласта А4 (а) и пласта В1 (б)
Особый интерес для оценки степени влияния на результаты СКО геолого-технических факторов играет исследование зависимости кратности увеличения закачки после СКО (эффекта) и его продолжительности от разности пластового давления и давления закачки для каждого из продуктивного горизонтов (рис 8). Видно, что кратность увеличения закачки снижается с ростом перепада давлений для каждого типа отложений практически в 2 раза, тогда как продолжительность эффекта ведет себя по разному: для пласта В1 она снижается в 4-5 раз, а для пласта А4 - она растет в тех же пределах.
Рисунок 8. Корреляционная связь между эффектом от СКО и его продолжительностью и разностью пластового давления и давления закачки для пласта В1 (а, б) и пласта А4 (в, г)
Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что геолого-физические и коллекторские свойства карбонатных отложений турнейского и башкирского ярусов оказывают существенное влияние на эффективность СКО и диктуют необходимость соответствующей корректировки ее технологии.
С целью более точной оценки геолого-физических условий эффективного применения технологии СКО в условиях карбонатных отложений турнейского и башкирского ярусов нами был использован количественный критерий экономически оптимального, обоснованного соотношения между приемистостью нагнетательных скважин после и до обработки, равный 2,5. Используя этот количественный критерий в качестве порога рентабельности на графиках, представленных на рисунках, мы получим оптимальные границы применения данной технологии с учетом конкретных коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств, а именно:
- по Кп - от 17,5 до 21 %
- по Кгф- от 0,1 до 0,45 мкм2
- по ДР - от 10 до 45 атм
- ПО (Ззак/Ьпф- от 0,5 до 1,2 м3/м
- по Кп - от 10 до 16,5 %
- по Кпр- от 0,05 до 0,45 мкм2
- по АР - от 60 до 140 атм
- ПО С2зак/Ьпф- от 0,5 до 1,5 м3/м
Список литературы
- 23 ноября 2020
- 29 октября 2020
Соляно - кислотные обработки скважин
Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.
Различают следующие разновидности кислотных обработок:
Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 - 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.
Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве - расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.
Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.
При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.
Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества:
Ø Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.
Ø Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.
Ø Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.
Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 - 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.
Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков.
После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.
Термохимические обработки - обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.
Термокислотные обработки - комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) - обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.
Прогноз применимости соляно-кислотных обработок
В данной статье проводится анализ эффективности применения различных видов соляно-кислотных обработок, проводимых в условиях Волковского месторождения, установление границ наиболее эффективного их применения. В результате проведенного анализа делается вывод о том, что при высоких значениях обводненности добываемой продукции наиболее эффективным методом соляно-кислотного воздействия является метод гипано-кислотной обработки.
Ключевые слова: кислотная обработка, скважина, соляно-кислотная обработка, дебит, гипано-кислотная обработка, интенсификация.
Загрязнение или кольматация призабойной зоны добывающих скважин является одной из основных проблем, осложняющих добычу нефти из карбонатных коллекторов. Причинами кольматации призабойной зоны пласта могут являться:
‒ проникновение фильтратов различных растворов в процессе промывки, бурения или глушения скважины в период ремонта;
‒ кольматация призабойной зоны частицами, содержащимися в фильтрующихся жидкостях [1, с.97].
Одним из основных методов очистки призабойной зоны карбонатного коллектора от загрязняющего материала является применение кислотного воздействия. Однако, стоит отметить, что эффективность такого воздействия определяется многими факторами, к которым можно отнести следующее: кратность проведенных обработок на скважине, неоднородность коллектора, обводненность продукции, наличие неработающих зон и пропластков, и пр.
Для получения положительных результатов от применения кислотного воздействия необходим тщательный анализ геолого-промысловых данных по каждой скважине, на которой планируется геолого-технические мероприятия по обработке призабойной зоны с целью выбора наиболее эффективного метода соляно-кислотного воздействия в условиях конкретной скважины [2, с.59]. Правильно выбранный метод соляно-кислотного воздействия позволяет обеспечить успешность проведения геолого-технических мероприятий по обработке призабойной зоны пласта, которая характеризуется приростом дебита нефти после обработки (Qпо) к дебиту нефти до обработки (Qдо), а также изменением обводненности добываемой продукции после обработки (Wпо) по сравнение с обводненностью до обработки (Wдо).
В ходе статистической обработки промысловых данных по скважинам Волковского месторождения, подвергавшимся кислотным обработкам, получены зависимости дебита нефти и обводненности после обработки от дебита нефти и обводненности до обработки (таблица 1). На рисунке 1, используя выборку скважин, на которых проводились СКО, построена зависимость обводненности после обработки от обводненности до обработки. На рисунке 2 изображена зависимость дебита нефти после обработки от дебита нефти до обработки при СКО. При помощи данных зависимостей получены уравнения связи, позволяющие по известным значениям дебита нефти и обводненности до обработки просчитывать дебит нефти и обводненность после обработки. Аналогичным образом получены зависимости и уравнения связи для ПКО, ТПКО, ГКО.
Рис. 1. График зависимости обводнённости после СКО от обводнённости до СКО
Рис. 2. График зависимости дебита нефти после СКО от дебита нефти до СКО
Результаты статистической обработки промысловых данных
Вид обработки
Величина выборки
Уравнение связи
Интервал изменения дебитов иобводнённости
Оптимизация повторных кислотных обработок на основе совершествования подходов к моделированию
PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020 - № 1 (15).
УДК 622.276.63
Р.А. Хузин АО
«Газпром нефть Бадра»
Ключевые слова: солянокислотная обработка (СКО), дизайн СКО, повторная кислотная обработка, червоточина, математическая модель, симулятор, околоскважинная зона пласта, скин-фактор, Ирак
Повторные соляно-кислотные обработки (СКО) являются основной технологией восстановления и улучшения продуктивности скважин, вскрывающих карбонатные коллекторы. В работе показана необходимость и предложен способ учета результатов предыдущих воздействий на околоскважинную зону пласта при проектировании повторных СКО. Способ реализован в рамках разработанного симулятора кислотного воздействия и успешно применяется при проектировании и оптимизации стимуляций скважин на одном из карбонатных месторождений компании «Газпром нефть».
Matrix acid re-treatment optimization based on improved simulation model
PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2020, no. 1 (15).
R.A. Khuzin
Gazprom Neft Badra, Iraq, Badra Camp
Keywords: acid matrix stimulation, acid matrix stimulation design, repeated matrix stimulation, wormhole, mathematical model, simulator, near well bore zone, skin-factor, Iraq
Repeated acid matrix stimulation is the main technology to restore and improve well productivity in carbonate reservoirs. In this paper, the necessity to take into account the results of previous near well bore zone stimulations is shown. The approach was proposed and implemented into created simulator for matrix acid stimulation, which is used successfully in designing and optimization of well stimulation operations on the one of «Gazprom neft» Company’s carbonate fields.
DOI: 10.24887/2587-7399-2020-1-49-55
Введение
Солянокислотная обработка (СКО) является наиболее часто применяемой технологией воздействия на околоскважинную зону пласта (ОЗП) скважин, вскрывающих карбонатные коллекторы. В основе технологии лежит химическое взаимодействие кислотных растворов с карбонатными породами. Из-за высокой скорости реакции и значительной неоднородности известняков и доломитов происходит неравномерное растворение породы с образованием высокопроводящих каналов фильтрации – «червоточин», которые, проникая в глубь пласта, преодолевают загрязненную околоскважинную зону, создавая хорошую гидродинамическую связь скважины с пластом. Как показали многочисленные эксперименты, в зависимости от скорости закачки кислоты в породе могут образовываться различные структуры растворения породы. Оптимальной является структура, при которой образуются доминантные червоточины, проникающие на значительную глубину в пласт, при этом объем закачанного кислотного состава является минимальным (рис. 1). Основная задача при проектировании и выполнении СКО – обеспечение максимальной глубины проникновения червоточин вдоль всего стимулируемого интервала скважины.
Несмотря на длительный (более 100 лет) период применения и значительный объем проведенных исследований, моделирование СКО стало развиваться только в последние годы.
Модель развития червоточин
В научно-технической литературе рассмотрено несколько моделей развития червоточин различной сложности. Обзор существующих моделей, их преимуществ и недостатков приведен в работе [2]. Математическое описание процесса развития червоточин является
сложной задачей. Основная проблема заключается в их многомасштабной структуре, полная микромодель которой слишком сложна и в настоящее время полностью не формализована не только в связи с трудностями вычислений, но и из-за проблем определения всех необходимых параметров, в том числе неоднородности пород, многомасштабности пустотного пространства карбонатов и др. [2, 3]. Поэтому на практике широкое распространение получили упрощенные полуэмпирические модели развития червоточин. Одной из наиболее часто используемых моделей является модель Buijse & Glasbergen [3], основой которой служат полученные при лабораторных экспериментах (рис. 2) корреляционные зависимости объема прокачки кислотного состава до выхода червоточин из образца керна от скорости закачки. Значительным преимуществом данного подхода является то, что в полученных зависимостях учтены все основные химические и физические процессы, происходящие при развитии червоточин. Рассматриваемая полуэмпирическая модель базируется на следующих основных уравнениях: 1) скорость движения кислотного состава в пористой среде на фронте развития червоточин на временном шаге t
где Qt – расход, см3/мин; Rwh t-1 – радиус фронта развития червоточин на временном шаге t-1 (на шаге t = 1 – принимается равным радиусу скважины), см; h – эффективная толщина, см; φ – пористость, д.ед.; 2) скорость развития фронта червоточин на временном шаге t
где B(Vi(Rwh)t), Weff – эмпирические коэффициенты, определяемые на основе параметров Vпр.опт и viопт, характеризующих оптимальную скорость закачки и определяемых по результатам лабораторных экспериментов (см. рис. 2); 3) новое положение фронта развития червоточин на шаге t
где Δt – временной шаг, мин; 4) скин-фактор на временном шаге t
где Rw – радиус скважины, см; k – проницаемость пласта, 10-3 мкм2; ks – проницаемость в зоне развития червоточин, 10-3 мкм2. Данная модель развития червоточин реализована в ряде коммерческих симуляторов, а также в разработанном авторами симуляторе кислотного воздействия, который успешно применяется для подготовки дизайнов обработок скважин [4].
Совершествование подходов к моделированию повторных кислотных обработок
Особенности моделирования повторных кислотных обработок практически не освещены в
литературе, несмотря на все увеличивающееся число выполняемых операций. Используемые на практике симуляторы и заложенные в них алгоритмы, как правило, ориентированы на моделирование первичных кислотных обработок и не учитывают особенностей, возникающих при повторных обработках, в частности связанных с наличием в ОЗП червоточин, сформировавшихся в процессе предыдущих обработок, что может приводить к выбору неоптимальных параметров дизайна обработки. Вышеописанная модель развития червоточин также не лишена указанных недостатков. При ее использовании на практике наличие существующих червоточин либо игнорируется (имитируется рост новых червоточин от стенки скважины), либо принимается, что кислотный состав мгновенно достигает фронта существующих червоточин и начинается их дальнейшее развитие. В реальных условиях при повторной обработке формирования новых червоточин на стенке скважины не происходит, кислотный состав движется по уже существующим червоточинам, увеличивая их диаметр и длину [5, 6]. Рассмотрим влияние объема существующих червоточин, а также изменения их диаметра и длины в процессе повторной обработки на эффективность кислотного воздействия. При первичных кислотных обработках, особенно высокообъемных, кислотные составы могут растворять значительный объем породы. Например, в Ираке при стимуляции скважин, вскрывающих низко- и среднепроницаемые коллекторы, объемы закачки 15%- ной соляной кислоты достигают 400–450 м3. С учетом коэффициентов растворимости минералов (табл. 1) [7] и исходной пористости породы объем пустотного пространства червоточин может достигать 40 м3. Наличие такого значительного пустотного объема в ОЗП может существенно влиять на выбор технологии и параметров воздействия и требует его учета при проектировании повторных СКО. Зависимость скин-фактора от проницаемости зоны развития червоточин и их длины показана на рис. 3. Из него видно, что размеры червоточин в пределах их существующей зоны развития, отражающиеся на проницаемости данной зоны, практически не влияют на скин-фактор (изменение проницаемости на порядок приводит к изменению скин-фактора менее чем на 1 %) и, как следствие, на продуктивность скважины. Основным фактором, влияющим на скин-фактор, является рост глубины зоны развития червоточин, который начинается с момента достижения закачиваемым кислотным составом фронта червоточин. В процессе движения кислотного состава в существующих червоточинах происходит его реакция с породой боковых стенок, в результате объем кислоты, доходящей до фронта червоточин, может уменьшаться. Снижение негативного влияния данного фактора может быть достигнуто путем варьирования концентрации кислоты, внесения специальных добавок, уменьшающих скорость реакции и фазовую проницаемость, увеличения скорости закачки и др. Таким образом, основное влияние на эффективность повторной кислотной обработки оказывает увеличение радиуса фронта развития червоточин. Изменениями, происходящими в пределах зоны существующих червоточин, в практических расчетах можно пренебречь. Необходим учет потерь закачиваемого кислотного состава вследствие фильтрации через стенки существующих червоточин при их значительных объемах. Для учета указанных факторов в рамках рассматриваемой модели авторами предложен способ, включающий следующие этапы. 1. Путем воспроизведения предыдущей кислотной обработки в симуляторе кислотного воздействия в каждом слое планируемого интервала повторной стимуляции
ляется глубина зоны развития червоточин Rst wh, их распределение вдоль ствола сква- жины, а также объем закачанного кислотно- го состава Va. 2. Для каждого слоя рассчитывается объем порового пространства, сформированного в результате предыдущей обработки
где Xc – максимальная растворяющая спо- собность кислоты, м3/м3. Максимальная растворяющая способность Xc (объем породы, растворяющейся в 1 м3 кислотного раствора) определяется экспе- риментально или может быть взята из ли- тературных источников (см. табл. 1). Объем отреагировавшей кислоты оценивается на основе промысловых данных, например, на основе замеров кислотности продуктов ре- акции при очистке скважины после СКО. 3. В случае выявления изменений в ОЗП в процессе эксплуатации корректируется, как текущий радиус фронта червоточин
При этом проводилась минимизация функционала невязки Δ=Σ(RRFRCI–RRFmodel)2, (10) где RRFRCI – приведенная на 1 м эффективной толщины накопленная добыча по найденной зависимости; RRFmodel – приведенная на 1 м эффективной толщины накопленная добыча, рассчитанная с помощью ГДМ. Для решения системы уравнений (9) наиболее удачным (интерпретируемым) методом оказалась линейная модель стохастического градиентного спуска SGD, в соответствии с которой RCI=0,447Sk+0,22SFw+0,342SVPOR. (11) Тогда система уравнений (9) принимает следующий вид:
где scur – текущий скин-фактор, так и их поровый объем
Полученные распределения текущего радиуса развития червоточин и их порового объема используются как входные данные при моделировании повторной обработки. 4. В процессе расчета увеличение существующей зоны развития червоточин начинается с момента заполнения их пустотного пространства.
Пример использования описанного способа на практике
В качестве примера рассмотрим скважину, вскрывшую низкопродуктивный участок с пониженным начальным пластовым давлением одного из месторождений Ирака. По результатам каротажа в разрезе скважины были выделены основные продуктивные интервалы в пластах MB и MD, а также небольшие прослои в пластах MА, MС и MЕ. Дизайн первичной стимуляции был выполнен на основе моделирования СКО с учетом данных геофизических и лабораторных исследований, опыта предыдущих обработок и данных, полученных на основе гидродинамического моделирования. Дизайн предусматривал закачку кислотных составов с чередованием пачек 15%-ной соляной кислоты и вязкостного потокоотклонителя с достижением общего скин-фактора, равного -4,65. С целью недопущения превышения давления гидроразрыва пласта было предусмотрено постепенное увеличение скорости закачки от 0,6 до 2,25 м3/мин. Расчетные параметры выполненного дизайна и данные, полученные при СКО, приведены на рис. 4. После проведения СКО и очистки скважины были выполнены замер пластового давления (отклонение от принятого при дизайне значения составило менее 1,5 %) и ввод скважины в эксплуатацию. В дальнейшем в скважине провели гидродинамические исследования: запись профиля притока и кривой восстановления давления (КВД). Результаты исследований хорошо согласуются с данными, полученными на основе дизайна первичной СКО (табл. 2, 3). Скважина была введена в эксплуатацию с дебитом 760 м3/сут, диаметр штуцера составлял 44 мм. В течение 9 мес. дебит скважины снижался и достиг 580 м3/сут. В процессе адаптации гидродинамической модели отмечена невозможность воспроизведения истории эксплуатации скважины без
снижения ее продуктивности во времени. Для выяснения причин было выполнено повторное исследование скважины (запись профиля притока), которое показало прекращение притока из прослоев пласта МС (истощение линзовидного коллектора) и снижение притока из пластов МА и МБ (разрушение сформированных червоточин). На основе воспроизведения истории эксплуатации в симуляторе кислотного воздействия было получено снижение проводимости до 303⋅10-3 мкм2·м (прекращение притока из пласта МС) и увеличение общего скин-фактора от –4,65 до –3,89 за счет роста значений скин-фактора по пластам МА и МБ. Сопоставление данных настроенной модели с фактическими данными приведено в табл. 2 и 3. На основании новых расчетных скин-факторов по пластам МА и МБ были скорректированы текущие радиусы зон развития червоточин и оценены объемы пустотного пространства сохранившихся червоточин. Дизайн повторной СКО выполнялся с учетом выполненных корректировок состояния ОЗП и пласта (распределение насыщенности, давления, зоны развития червоточин и их объема). Результаты расчетов показали, что из-за наличия значительного объема пустотного пространства в пласте МД, сформировавшегося в процессе первичной обработки (25 м3), а также вследствие относительно высокой проницаемости пластов МС и МД стимуляция пластов МА и МБ без временной их изоляции пакером является низкоэффективной. В результате был предложен дизайн со спуском пакера на гибкой трубе и закачкой кислоты в кольцевое пространство между НКТ и гибкой трубой. В дальнейшем при проектировании были оптимизированы используемые жидкости, порядок и темпы их закачки. С целью более быстрого освоения скважины на последних стадиях предложена дополнительная закачка азота. Сопоставление параметров дизайна с фактическими данными приведено на рис. 5. Расчетные данные показали существенное снижение скин-фактора по повторно стимулируемым пластам (см. табл. 3). Повторное исследование (запись профиля притока и КВД) подтвердило полученные при дизайне СКО параметры (см. табл. 2 и 3). В результате повторной стимуляции средний дебит скважины увеличился примерно на 50 м3/сут. Динамика показателей работы скважины приведена на рис. 6. Проектирование повторных СКО на основе моделирования с учетом рассмотренного выше подхода позволило подобрать оптимальную технологию стимуляции для каждой скважины, принимая во внимание ее конструктивные особенности и текущее состояние ОЗП. Полученные результаты приведены в табл. 4.
Заключение
1. При проектировании повторных СКО требуется учет эффектов, обусловленных наличием в ОЗП червоточин, сформировавшихся при предыдущих обработках. 2. Широко используемые на практике симуляторы кислотного воздействия, базирующиеся на полуэмпирических моделях развития червоточин, не учитывают наличие червоточин или пренебрегают созданным ими пустотным пространством в ОЗП. 3. При моделировании необходимо учитывать пустотный объем ОЗП, сформированный при предыдущих обработках, так как он может оказывать существенное влияние на дизайн повторной СКО. 4. Предложенный и реализованный в рамках разработанного симулятора кислотного воздействия подход к учету наличия в ОЗП существующих червоточин позволяет более корректно моделировать повторные СКО. 5. Применение моделирования при дизайне повторных СКО позволило подобрать оптимальную технологию стимуляции индивидуально для каждой скважины одного из карбонатных месторождений Ирака. На сегодняшний день выполнено 17 скважино-операций со средним приростом дебита 57 м3/сут.
Развитие технологий солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин
Ключевые слова: солянокислотная обработка, призабойная зона скважин, интенсификация притока.
В начальный период внедрения процесса солянокислотной обработки её применяли в основном для увеличения продуктивности нефтяных скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора. Это наиболее надежный и обоснованный метод интенсификации работы скважин, поскольку он базируется на естественном свойстве карбонатных пород растворяться в соляной кислоте.
Это направление использования солянокислотной обработки важнейшее и в настоящее время, несмотря на то, что область её применения за последнее время значительно расширилась, как за счет включения в качестве объектов обработки других типов коллекторов, так и за счет новых целевых назначений этих обработок.
На современном этапе существуют следующие области применения кислотных обработок в нефтепромысловом деле:
‒ обработка забоя и призабойной зоны нефтяных и газовых скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами для увеличения коэффициента продуктивности;
‒ обработка призабойной зоны скважин, эксплуатирующих терригенные коллектора, имеющие карбонатную составляющую;
‒ обработка забоя и призабойной зоны нагнетательных скважин с целью освоения или увеличения их приемистости;
‒ обработка с целью растворения отложений углекислых солей, препятствующих поступлению нефти из пласта в ствол скважины и подъемную колонну;
‒ обработка слабокарбонизированных песчаников и песчаников призабойной зоны, путем применения смеси соляной и плавиковой кислот;
‒ обработка поверхности забоя с открытым стволом скважины в интервале продуктивности для удаления глинистой корки за счет растворения карбонатного материала, а также частичного растворения и дезагрегации цементного камня, удаления продуктов коррозии.
Вместе с развитием нефтяной отрасли, появились и новые задачи, поиск решения которых, привел к появлению новых комплексных методов кислотного воздействия на призабойную зону.
Совершенствование существующих технологий соляно-кислотных обработок осуществляется с учетом причин снижения фильтрационно-емкостных свойств коллектора, обусловленных такими факторами, как:
‒ кольматация фильтратами и дисперсными частицами применявшихся в процессе бурения и эксплуатации технологических жидкостей;
‒ отложения смол, асфальтенов, парафинов;
‒ формирование высоковязких эмульсий;
‒ набухание глинистых частиц пласта, присутствующих в коллекторе, а также множеством других факторов.
Результат проведения обработки зависит от:
‒ глубины проникновения кислоты в пласт;
‒ охвата пласта воздействием кислотным раствором;
‒ полноты растворения в кислотном растворе самой породы и продуктов, засоряющих призабойную зону, снижающих проницаемость коллектора.
При обработке призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты наибольшая его часть нейтрализуется в прискважинной зоне. В удаленной зоне пласта реакция кислоты с породой идет менее интенсивно ввиду снижения её концентрации. Из-за этого прискважинная зона будет обрабатываться более интенсивно, с формированием максимального числа каналов растворения в ущерб формирования последних в удаленной зоне пласта. Поэтому эффективность кислотного воздействия быстро снижается с ростом количества повторных обработок, проведённых на одной скважине, откуда следует, что необходимо замедлять скорость химического взаимодействия между кислотой и породой.
Для этого на практике широко применяются так называемые «замедлители» и «отклонители» соляной кислоты. Актуальность разработки таких технологий особенно возрастает в сложнопостроенных карбонатных коллекторах, фильтрационно-емкостные характеристики которых сильно разнятся от скважины к скважине.
Среди существующих технологий СКО наиболее широко используемыми и эффективными являются:
‒ термохимические, позволяющие растворять отложения тяжелых компонентов нефти
‒ селективные кислотные обработки;
‒ обработки с добавлением химических реагентов (ПАВ, растворители, деэмульгаторы, ингибиторы и т. д.);
‒ различные модификации кислотного гидроразрыва пласта, в том числе кислотный гидроразрыв пласта с закреплением, пенно-кислотный гидроразрыв.
В современных условиях наиболее целесообразно использование комплексных технологий, позволяющих реализовать одновременное воздействие на призабойную зону не только кислотным составом, но и кислотным составом в комбинации с другими химическими реагентами (углеводородные растворители, щелочные растворы, растворы поверхностно-активных веществ, водорастворимые полимеры, эмульсии, комплексные модификаторы кислотных составов) и технологиями обработки призабойной зоны (применение гибких насосно-компрессорных труб, пакеров, кислотные гидроразрывы пласта и т. д.).
Опыт применения бесполимерного самоотклоняющегося кислотного состава в карбонатных коллекторах Башкортостана
При разработке продуктивных карбонатных коллекторов наиболее эффективным методом увеличения добычи нефти является проведение различного вида соляно-кислотных обработок скважин, сущность которых заключается в увеличении проницаемости призабойной зоны пласта. В силу вертикальной неоднородности многих эксплуатируемых карбонатных коллекторов традиционные соляно кислотные обработки теряют свою эффективность, и актуальность приобретают исследования механизма отклонения кислоты от трещиноватых водонасыщенных интервалов в менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки.
Ключевые слова: карбонатный коллектор, кислотное воздействие, самоотклоняющийся кислотный состав, дополнительная добыча нефти
When developing productive carbonate reservoirs, the most effective method for increasing oil production is to conduct a different type of hydrochloric acid treatments of wells, the essence of which is to increase the permeability of the bottomhole formation zone. Due to the vertical heterogeneity of many exploited carbonate reservoirs, traditional hydrochloric acid treatments lose their effectiveness and research into the mechanism of acid deviation from fractured water-saturated intervals into less permeable oil-saturated interlayers acquires urgency.
Key words: сarbonate collector, acidic effect, self-deflecting acid composition, additional oil recovery
В настоящее время по месторождениям республики Башкортостан 60 % извлекаемых запасов нефти сосредоточены в залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам. Разработка месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, характеризуется низкими темпами отбора, невысокими значениями коэффициента извлечения нефти (КИН). Средний по месторождениям республики Башкортостан КИН равен 45 %, в то время как в карбонатных коллекторах этот параметр не превышает 25 %. Большая доля карбонатных коллекторов в объёме запасов нефти и газа и их относительно низкая выработка, делает эту группу коллекторов особенно перспективной с точки зрения применения новых технологий интенсификации добычи [1].
Существует большое количество методов воздействия на призабойную зону скважин в карбонатных коллекторах. Наибольшее распространение на промыслах получили солянокислотные технологии и их модификации. Последние играют огромную роль в интенсификации добычи нефти. Объемы их использования настолько велики, что по суммарному эффекту дополнительно добытой нефти из залежи их приравнивают к методам повышения нефтеотдачи пластов [2].
Эффективность солянокислотных обработок (СКО) зависит в первую очередь от глубины проникновения кислоты в пласт и от полноты растворения в кислотном растворе коллектора. В процессе обработки призабойной зоны пласта чистой соляной кислотой максимальное ее воздействие на породу происходит в прискважинной зоне. В удаленной же зоне пласта реакция кислоты с породой идет менее интенсивно ввиду потери части ее активности. В результате этого прискважинная зона будет обрабатываться более интенсивно с формированием максимального числа каналов растворения (в тех. литературе — «промоины, червоточины») в ущерб интенсивности формирования последних в удаленной зоне пласта. Кроме того, кислота проникает преимущественно в водонасыщенные зоны и зоны с большей проницаемостью, поэтому эффективность СКО быстро снижается с ростом повторных обработок, проведённых на одной скважине. Отсюда очевидна необходимость отклонения кислоты от более проницаемых зон. Для этого на практике широко применяются так называемые «химические отклонители» соляной кислоты [3].
Традиционно, основной принцип химического отклонения заключается в том, что закачиваемая специальная вязкая жидкость, которая преимущественно поступает в наиболее проницаемые участки обрабатываемой зоны, временно закупоривает их, и потоки кислоты для последующих стадий процесса обработки направляются в менее проницаемые участки. Эффективность данного метода в значительной степени зависит от химического состава применяемых жидкостей. Большинство существующих технологий основано на использовании в качестве отклонителя полимерных жидкостях, главным недостатком которых является тот факт, что после обработки полимерный осадок не разлагается полностью и остается в пласте, являясь причиной дополнительного загрязнения и существенно снижая эффективность кислотной обработки [4].
По технологии двух компаний ООО «Группа компаний «Интехпромсервис» и ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН» предложен кислотный метод воздействия с применением бесполимерного самоотклоняющегося кислотного состава (БСКС). БСКС — это отклонитель на основе ПАВ и органической кислоты. При закачке в скважину БСКС имеет вязкость сопоставимую с вязкостью воды (1–3 мПа∙с). В пласте, по мере реагирования породы с органической кислотой, входящей в состав этого кислотного отклонителя, происходит набор вязкости до 200–250 мПа∙с и временная закупорка созданных каналов. Таким образом, следующая порция кислоты направляется в другие, ранее не затронутые обработкой участки. В табл.1 описана краткая характеристика реагента БСКС.
Читайте также: