К оглавлению журнала

 

УДК 552.086:622.244.6

© Н.А. Демяненко, А.А. Пахольчук, Б.П. Минаев, 1990

Учет петрофизических характеристик пластов при воздействии на них растворами соляной кислоты

Н.А. ДЕМЯНЕНКО, А.А. ПАХОЛЬЧУК, Б.П. МИНАЕВ (Укргипронефть)

Восстановление и улучшение гидродинамической связи пласта со скважиной (ГСПС) при вывозе притока из продуктивных карбонатных коллекторов с помощью СКО применяется почти на всех объектах. После перфорации около 80 % продуктивных объектов не имеют или имеют слабую ГСПС. Как показывает анализ промыслового материала, важнейшим моментом для восстановления этой связи пласта со скважиной при первой СКО является правильность выбора давления закачки кислоты.

В процессе СКО для задавливания кислоты в пласт и восстановления гидродинамической связи с такими объектами избыточное давление на устье должно в 1,52,5 раза превышать давление опрессовки эксплуатационной колонны. Снимают избыточное давление с колонны заполнением затрубного пространства утяжеленным буровым раствором.

На некоторых объектах приемистость кислоты пластом достигается после двух-трех операций по утяжелению и заполнению затрубного пространства буровым раствором и попыток проведения СКО. По ряду скважин для достижения приемистости кислоты пластом на устье трубного пространства необходимо создавать давления, равные 3050 МПа и более, а для снятия избыточного давления с колонны утяжелять раствор до плотности 1800–1900 кг/м3.

По ряду объектов первую СКО проводили на утяжеленном буровом растворе плотностью 16001900 кг/м3, что позволило восстановить ГСПС. Однако результаты работ показали, что высокая плотность бурового раствора выбрана необоснованно достичь приемистости кислоты можно было при плотности 10701470 кг/м3.

Как видно, описанная процедура требует много времени и материальных средств. Поэтому нами была предпринята попытка упростить и ускорить процесс оценки давления закачки кислоты по его характеристикам. За критерий, характеризующий начальное давление закачки кислоты, при котором возможно восстановление гидродинамической связи, выбран градиент (Г), представляющий собой отношение забойного давления, при котором пласт начинает принимать кислоту, к глубине скважины от устья до середины интервала перфорации. В качестве петрофизических характеристик пласта при наличии гидродинамических исследований использовали значения коэффициентов гидропроводности (kh/m) и закупорки околоствольной зоны (kc), полученные по результатам испытаний объектов впроцессе бурения. Для объектов, по которым гидродинамические исследования не проводились, за характеристику пласта приняты тип коллектора, удельная емкость пласта (kп0h) и состояние его околоствольной зоны, степень ее кольматации.

Анализ проведен по 168 объектам с известными гидропроводностью пласта и коэффициентом закупорки околоствольной зоны и по 286 объектам с известной удельной емкостью пласта.

Сопоставление градиента давления закачки кислоты с гидропроводностью пласта показало, что между этими характеристиками существует определенная зависимость (рис. 1). С уменьшением гидропроводности пласта до 0,1 - 0,001 мкм2 xсм/мПа·с градиент давления закачки кислоты возрастает до (0,022 - 0,025) 10-2МПа/м. Одновременно наблюдается довольно четкая дифференциация точек в зависимости от степени кольматации околоствольной зоны. За критерий, характеризующий степень кольматации околоствольной зоны, выбран коэффициент закупорки kc, представляющий собой отношение потенциального дебита скважины к фактическому и определяемый при обработке кривых восстановления давления, полученных при испытании продуктивных горизонтов [2].

По степени кольматации объекты разделены на четыре класса: незначительная (Кc<=2); невысокая (2<Kc<=4); средняя (4<Kc<=8); высокая (Kc>8).

При одних и тех же значениях гидропроводности пласта (см. рис. 1) с ростом степени кольматации градиент давления закачки кислоты увеличивается. Так, при kh/m~ 100 мкм2 · см/мПа· с для объектов с Kс<=2, Г= (0,012 - 0,016)x10-2 МПа/м, а для объектов с Kс>8, Г= (0,020– 0,022)•10-2 МПа.

Обработка данных по каждому классу объектов методами математической статистики [1] позволила получить уравнения регрессии, характеризующие изменение градиента давления закачки кислоты от гидропроводности пласта.

Для объектов первого класса: Г= (1,864–0,217 lg kh/m)·10-2, r=0,868; (1)

второго: Г= (2,078–0,194 lg kh/m)·10-2,r= 0,822; (2)

третьего: Г= (2,306–0,182 lg kh/m)·10-2, r=0,915; (3)

четвертого: Г= (2,444–0,169 lg kh/m)·10-2, r=0,900, (4)

где r – коэффициент корреляции.

При прогнозировании градиента давления закачки кислоты успешны те операции, где фактические градиенты будут равны или ниже прогнозируемых. Рассматривая корреляционные поля (см. рис. 1), следует отметить, что линии регрессии, описываемые уравнениями (1) – (4), разделяют корреляционные поля на две практически равные части. Количество точек над линией регрессии приблизительно равно количеству точек под ней. При условии, что в дальнейшем для новых объектов характер зависимости градиента давления закачки кислот от гидропроводности пласта и степени кольматации околоствольной зоны не изменится и характер распределения точек будет тот же, что и на рис. 1, уравнения (1) (4) позволят прогнозировать давление закачки кислоты, при котором ГСПС будет получена с вероятностью 50 %.

Для увеличения вероятности прогноза по каждому из уравнений (1) (4) определили 90 %-ный доверительный интервал [1], верхнюю границу которого приняли в качестве зависимости для прогнозирования гридиента давления закачки. В результате таких преобразований получили следующие уравнения для объектов первого класса:

Г= (2,064–0,217 lg kh/m)·10-2; (5)
второго:

Г= (2,256–0,194 lg kh/m)·10-2; (6)

третьего:

Г= (2,532 -0,182 lg kh/m)·10-2; (7)
четвертого:

Г= (2,628–0,169 lg kh/m)·10-2. (8)

Определив из выражений (5) (8) градиент давления закачки кислоты по объектам с известной гидропроводностью пласта и степенью закупорки околоствольной зоны и создав условия для достижения расчетного градиента, можно ожидать появления ГСПС при первой СКО с вероятностью 90 %.

Анализ восстановления ГСПС по объектам, где имелись данные о коллекторских свойствах только по ГИС, показал, что наиболее тесная корреляционная связь существует между градиентом давления закачки кислоты и удельной емкостью пласта.

Обратимся к практике работ в Белоруссии. Важнейшими нефтепродуктивными горизонтами Припятского прогиба являются елецкий, задонский (межсолевые отложения), воронежский, семилукский и саргаевский (подсолевые). Основную емкость пород-коллекторов составляют поры и каверны. Путями фильтрации наряду с порами и кавернами служат также трещины. Коллекторы продуктивных горизонтов относятся к классу сложных (смешанных). В зависимости от долевого участия каверновой составляющей в общей емкости сложного коллектора выделяют каверново-порово-трещинный и порово-каверново-трещинный типы коллекторов. Как правило, первые при всех прочих равных условиях обладают самыми высокими ФЕС. В породах семилукского горизонта развит первый, а саргаевского и воронежского второй тип коллектора. Межсолевой толще, отличающийся большим по сравнению с подсолевой морфогенетическим разнообразием карбонатных пород, свойственны оба типа коллекторов.

В связи с различающимися условиями развития трещиноватости в подсолевых (блоковая тектоника) и межсолевых (пликативно-блоковая) отложениях каверново-порово-трещинные коллекторы семилукского горизонта отличаются от аналогичного типа коллекторов задонского и елецкого горизонтов. Подобные различия также характерны для порово-каверново-трещинных коллекторов подсолевых и межсолевых отложений.

Если для зависимости градиента давления закачки кислоты от гидропроводности пласта (см. рис. 1) все точки на корреляционных полях независимо от типа коллектора образуют единые корреляционные поля для каждого из выделенных по степени кольматации околоствольной зоны класса объектов, то для зависимости градиента давления закачки кислоты от удельной емкости наблюдается выделение для различных типов коллекторов своих корреляционных полей. Последние имеют вид, аналогичный приведенному на рис. 2 полю каверново-порово-трещинного типа коллектора семилукского горизонта, но несколько смещены друг относительно друга. На корреляционных полях наблюдается дифференциация точек по закольматированным и незакольматированным объектам.

Для белорусских нефтяных месторождений пока отсутствуют методы оценки степени кольматации околоствольной зоны скважин по ГИС, аналогичные разработанным для украинских [3, 4]. В связи с этим разделение объектов на закольматированные и незакольматированные проводили по качественным признакам: наличию сужений ствола скважины в интервалах пород-коллекторов, изменению дебита после вступления скважин в эксплуатацию, результатам гидродинамических исследований объектов в процессе эксплуатации и т. д. По этим признакам численно оценивать значение степени кольматации околоствольной зоны объекта, которое он имел до вызова притока, практически невозможно. Поэтому объекты разделили только на два класса: закольматированные и незакольматированные.

Обработка координат точек по объектам с незакольматированной и закольматированной околоствольной зоной методами математической статистики [2] позволила получить уравнения регрессии, приведенные в верхней части табл. 1.

Определив для каждого из приведенных в табл. 1 уравнений регрессии 90 %-ный доверительный интервал [1] и приняв в качестве зависимости для прогнозирования градиента давления закачки кислоты верхнюю границу доверительного интервала, получили уравнения, приведенные в нижней части табл. 1. Эти уравнения позволяют прогнозировать градиент давления закачки кислоты при известной удельной емкости пласта с вероятностью не ниже 90 %.

Сопоставление значений, рассчитанных по полученным формулам, и фактических давлений на забое скважин при восстановлении ГСПС посредством СКО показывает, что в большинстве случаев расчетное давление (рз.р) превышает фактическое (Рз.ф) (табл. 2). Относительная погрешность расчета для объектов, где прогнозное забойное давление превышает фактическое, имеет положительное значение, а в противном случае отрицательное.

Как видно из табл. 2, прогнозирование градиента давления закачки кислоты позволяет рассчитать забойное давление, при достижении которого на большинстве объектов первой СКО достигается ГСПС. Прогнозирование давления закачки кислоты, при котором возможна приемистость ее в пласт, позволяет сократить число СКО и время испытания скважин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Временная методика опорно-технологического испытания пластов и освоения скважин для условий объединения Укрнефть. Ивано-Франковск.– 1981.
  2. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефтепромысловой геологии.М.: Недра.– 1977.
  3. Методика определения состояния приствольной зоны пласта геолого-физическими методами для условий нефтяных месторождений Украины. Ивано-Франковск.–- 1983.
  4. Сухоносов Г.Д. Испытание необсаженных скважин.М.: Недра.– 1978.

Abstract

The peculiarities of recovery and improvement of a hydro-dynamic relationship between formation and the well while inducing inflow in the process of well testing in the string by means of acid treatment are provided. It is shown that because of the absence of reliable data on pressure at which the relationship will be recovered, the acid treatment has to be carried out two, three or more times. In an effort to minimize the number of acid treatmets, eguations are proposed permitting the calculation of acid injection pressure during which the hydrodynamic relationship of the formation to the well will be recovered with no less than a 90 % probability.

Рис. 1. Зависимость градиента давления закачки кислоты при восстановлении ГСПС.

Объекты, а с незначительной степенью кольматации, б невысокой, в средней, г высокой; линии регрессии объектов со степенью кольматации: 1– незначительной, 2 невысокой, 3 – средней, 4 – высокой

Рис. 2. Зависимость градиента давления закачки кислоты при восстановлении ГСПС от удельной открытой емкости пласта для каверново-порово-трещинных коллекторов семилукского горизонта.

Объекты: а незакольматированные, б закольматированные. Линии регрессии для объектов: 1 – незакольматированных, 2 – закольматированных. Верхняя граница доверительного интервала для объектов: 3 – незакольматированных, 4 – закольматированных

Таблица 1. Уравнения зависимостей градиента давления закачки кислоты от удельной емкости пласта

Горизонт, тип коллектора

Незакольматированные объекты

Закольматированные объекты

Уравнения регрессии

r

Уравнения регрессии

r

Семилукский, каверново-порово-трещинный

Г= (2,325–0,412 lg k°пh) • 10-2

0,915

Г= (2,718– 0,398 lg k°пh)·10-2

0,874

Саргаевский и воронежский, порово-каверново-трещинный

Г= (2,261–0,352 lg k°nh) • 10-2

0,925

Г= (2,275– 0,364 lg k°пh)·10-2

0,963

Задонско-елецкий, каверново-порово-трещинный

Г= (2,416–0,369 lg k°nh) • 10-2

0,926

Г= (2,328–0,144 lg k°пh)·10-2

0,803

Задонско-елецкий, порово-каверново-трещинный

Г= (2,392–0,288 lg k°nh) • 10-2

0,828

Г= (2,557– 0,191 lg k°пh)·10-2

0,878

Уравнения для прогнозирования градиента

Семилукский, каверново-порово-трещинный

Г= (2,571–0,412 lg k°nh) • 10-2

 

Г= (2,970–0,398 lg lg k°пh)·10-2

 

Саргаевский и воронежский, порово-каверново-трещинный

Г= (2,433–0,352 lg k°nh) • 10-2

 

Г= (2,859–0,364 lg k°пh)·10-2

 

Задонско-елецкий, каверново-порово-трещинный

Г= (2,657–0,369 lg k°nh) • 10-2

 

Г= (2,550–0,144 lg k°пh)·10-2

 

Задонско-елецкий, порово-каверново-трещинный

Г= (2,616–0,288 lg k°nh) • 10-2

 

Г= (2,774–0,191 lg k°пh)·10-2

 

Таблица 2. Сопоставление фактических и расчетных давлений закачки кислоты при восстановлении ГСПС с помощью СКО

Скважины

Интервал перфорации, м

Характеристика объекта

Рз..р, МПа

pз.ф, МПа

Относительная погрешность расчета, %

kh/mмкм2· см/мПа·с

Kс

7 Северо- Малодушинская

4510–4523

0,006

0,31

114,8

90,7

26,6

1 Летешинская

2957–2976

20,2

3,4

59,4

50,9

16,6

2 Западно-Александровская

4264–4314

833,8

9,0

91,5

72,2

26,7

51 Золотухинская

3591–3598

8,2

7,0

85,0

79,1

7,5

То же

3565–3578

6,6

1,8

67,3

62,8

7,2

8 Надвинская

2840–2855

5,5

1,9

54,2

62,1

– 12,7

То же

2863–2886

37,2

2,4

56,2

60,3

–6,8

” – ”

2924–2932

0,01

0,7

73,2

61,2

19,6

1 Ребусская

3988–3996

9,3

4,9

94,0

97,8

–3,9

37 Малодушинская

3636–2660

164,6

5,2

77,6

66,1

17,4

Сайт создан в системе uCoz