Статистический анализ эффективности геолого-технических мероприятий и



Комплексирование технологий обработки призабойной зоны пласта

 

 

Н

а месторождениях Западной Сибири проводятся различные виды геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленные на увеличение продуктивности скважин. Для статистического анализа ГТМ и выработки рекомендаций по увеличению их эффективности проведена предварительная классификация продуктивных пластов по геолого-физическим параметрам ввиду их большого разнообразия. Для этого ряд объектов Когалымской группы месторождений идентифицирован по четырем группам методом главных компонентов.

Выбранные объекты группировались по 17 параметрам: Sнг – площадь нефтегазоносности, м2; Нзал – глубина залегания, м; Нобщ – общая толщина пласта, м; Ннефт – эффективная толщина пласта, м; m – пористость, д.е.; Sн – нефтенасыщенность, д.е.; K – проницаемость, мкм2; Кпесч – коэффициент песчанистости, д.е.; Красч – коэффициент расчлененности, д.е.; Тпл – начальная пластовая температура, оС; Рпл – начальное пластовое давление, МПа; µн – вязкость нефти, мПа·с; rн – плотность нефти, т/м3; Sera – содержание в нефти серы, %; Paraf – содержание в нефти парафина, %; Рнас – давление насыщения нефти газом, МПа; g – газосодержание нефти, м3/т.

Определены средние значения указанных параметров для выделенных четырех групп и осредненные значения по всем объектам разработки (табл. 1).

Особенностями первой группы являются: большая глубина залегания, максимальные значения общей толщины пласта, нефтенасыщенности, пластовых давления и температуры, газосодержания. Объекты в основном характеризуются низкими значениями вязкости и плотности нефти. Объектам этой группы отвечают минимальные значения пористости, проницаемости пласта, коэффициента расчлененности, а также низкие содержания серы в нефти.

Òàáëèöà 1

Средние значения параметров выделенных групп объектов исследования

Параметры

Первая группа

Вторая группа

Третья группа

Четвертая группа

Средние значения параметров по всем объектам исследования
Нзал

2850

2465

2183

1849

2364

Sнг

54201

42789

43494

79779

56924

Нобщ

14,150

10,401

12,165

10,260

11,889

Ннефт

3,973

4,033

4,758

3,615

4,045

m

16,764

19,121

20,588

21,315

19,251

Sн

0,597

0,578

0,588

0,582

0,587

K

0,034

0,089

0,168

0,192

0,115

Кпесч

0,507

0,540

0,643

0,458

0,527

Красч

3,101

3,835

4,039

3,228

3,466

Тпл

92,149

84,483

80,642

71,085

82,493

Рпл

27,336

24,457

22,332

18,325

23,277

µн

0,982

1,126

1,402

1,762

1,309

rн

0,753

0,774

0,783

0,781

0,771

Sera

1,617

2,634

2,365

3,905

2,605

Paraf

2,075

1,428

1,200

0,905

1,450

Dнас

11,190

16,569

8,589

8,543

11,068

G

92,705

71,563

52,011

54,176

69,876

 

Объекты второй группы характеризуются наибольшими значениями давления насыщения нефти газом, имеют средние значения (близкие к средним значениям, определенные по всем объектам исследования) эффективной нефтенасыщенной толщины, пористости, плотности нефти, содержания серы и парафина в нефти. Площади нефтегазоности и нефтенасыщенности пласта по второй группе имеют минимальные значения.

Третья группа объектов отличается от объектов других групп наибольшими значениями эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициента песчанистости и расчлененности. Объекты характеризуются средними значениями нефтенасыщенности.

Залежи четвертой группы залегают на малой глубине, имеют низкие пластовое давление, температуру, коэффициент песчанистости, давление насыщения нефти газом. Нефти данной группы характеризуются весьма повышенными вязкостью, относительно высокой плотностью при наибольших значениях пористости пласта.

Для анализа и прогнозирования эффективности ГТМ проведено исследование зависимости дополнительной добычи нефти от геолого-физических и технологических характеристик. Для каждой из четырех групп объектов выполнен множественный регрессионный анализ.

Рассмотрены следующие методы интенсификации добычи нефти: оптимизация режима работы скважин (ОРРС); ремонтно-изоляционные работы (РИР); возвраты; дострелы, перестрелы, приобщения (ДПП); форсированный отбор жидкости (ФОЖ); гидроразрыв пласта (ГРП); солянокислотная обработка (СКО); глинокислотная обработка (ГКО); обработка гидрофобным кислотным составам (ГКС). В качестве независимых переменных выбрали геолого-физические параметры, участвующие в процессе группирования, в том числе: среднесуточный дебит нефти qc; обводненность скважин fв, %.

Для примера приводится статистический анализ ФОЖ. Результаты множественного регрессионного анализа для каждой группы представлены в виде следующих уравнений:

 

  (1)

 

(2)

 

(3)

 

(4)

 

Наибольшее влияние на прирост добычи нефти оказывают следующие геолого-физические параметры: для первой группы объектов – давление насыщения нефти газом и обводненность; для второй группы – обводненность и вязкость нефти; для третьей группы выделенных объектов – глубина залегания; для четвертой группы – давление насыщения нефти газом и вязкость.

На основе анализа результатов внедрения ФОЖ на объектах установлено, что наибольшая дополнительная добыча нефти ожидается при следующих интервалах дебитов нефти:

для первой группы – 5,1 – 10 т/сут;

второй – 4-5 т/сут ;

третьей– 2,6 – 3 т/сут;

четвертой – 20 – 30 т/сут.

Аналогичные результаты получены для других видов ГТМ. Рекомендуемая программа позволяет для выбранной скважины какого-либо объекта месторождения для заданных дебита и обводненности нефти рассчитать прогнозный прирост добычи для всех видов ГТМ и выбрать наиболее эффективный из них.

Для повышения эффективности ГТМ в ряде случаев возможно и необходимо их комплексировать. Рассмотрим это на примере ОПЗ. Как известно, в процессе строительства скважин в призабойной зоне пласта (ПЗП) образуются области проникновения фильтрата и твердой фазы буровых и тампонажных растворов, существенно ухудшающие его фильтрационные свойства.

Проведение при ремонте скважин таких приемов восстановления коллекторских свойств, как повторная кумулятивная или дополнительная гидропескоструйная перфорации (реперфорации), кислотные обработки дают временный эффект с определенными негативными последствиями. Кроме того, при осуществлении реперфораций и кислотных обработок в пласт привносятся собственные техногенные загрязнения.

Обработка углеводородными растворителями является эффективным методом очистки призабойной зоны пласта от АСПО, но она не может применяться для очистки от других кольматантов. Применение же такой технологии восстановления проницаемости и увеличения притока, как гидроразрыв пласта, требует значительных затрат и иногда проводит к резкому росту обводненности продукции вследствие подключения водоносных участков (табл. 2).

Гидродинамическое воздействие является наиболее щадящим, наряду с волновыми методами, и в то же время одними из самых эффективных. В комплексе с данным видом ОПЗ доступно проводить гидродинамические исследования скважин, например, регистрацию кривой притока, КВД.

Òàáëèöà 2

Метод Достоинство Недостаток
Реперфорация Образует дополнительные каналы фильтрации Эффект временный
Обработка химическими реагентами Воздействует на породу коллектора Эффект временный, имеются негативные последствия
Гидроразрыв пласта Образует дополнительные каналы фильтрации и трещины в коллекторах Высокие трудоёмкость и стоимость работ
Гидродинамическое воздействие Очищает каналы фильтрации, простота техники и технологии, низкая стоимость работ Эффект временный

 

Репрессионно-депрессионные обработки ПЗП целесообразно комплексировать с химическим воздействием на ПЗП. Примером такого комбинирования является установка “Декольмататор виброструйный” (ДКВС), разработанная ООО                                “КогалымНИПИнефть”, позволяющая осуществлять закачку в ПЗП кислот или других реагентов путем многократных гидравлических ударов и последующего выноса продуктов реакции в режиме виброструйного освоения и отработки скважины на приток. Устройство позволяет проводить несколько циклов воздействия (закачки и вызова притока) за одну спускоподъемную операцию. При этом в каждом новом цикле увеличивается радиус обработки, новая порция реагента воздействует на следующий слой ПЗП. Принцип работы декольмататора основан на том, что в подпакерном пространстве в интервале перфорации периодически создается импульсное избыточное давление, при котором в пласт подается очередная порция закачиваемого реагента. Процесс происходит в режиме гидроудара, чем облегчается проникновение реагента в пористую среду, что приводит к разрушению кольматанта и повышает эффективность воздействия. Затем, без проведения спускоподъемных операций и без замены подземного оборудования проводится запуск струйного насоса и осуществляется вынос из пласта продуктов разрушения и отработанного реагента.

С 2004 по 2006 гг. обработка призабойной зоны пласта устройством ДКВС проведена на 39 скважинах в условиях низкопроницаемых глинистых пластов Когалымской группы месторождений. При этом приросты дебитов нефти в среднем составили 7,5 т/сут. Дополнительная добыча нефти к настоящему времени составила в среднем 1385 т на скважинообработку, эффект продолжается. Таким образом, комплексирование химического воздействия с репрессионно-депрессионными методами ОПЗ дает положительные результаты.

 

 

(15) Тема 2009-2-70 С. Математическая модель процесса разрушения трубопроводных систем, подверженных вибрационным воздействиям

Панкратьев С.А., Наумкин Е.А., Кузеев И.Р. Разрушение трубопроводных систем, подверженных вибрационным воздействиям // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2009. № 2. С. 70 – 74.

 

УДК 336.171.3

 


Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 354;