В процессе СКО для задавливания кислоты в пласт и восстановления гидродинамической связи с такими объектами избыточное давление на устье должно в 1,5–2,5 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 30– 50 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 1600– 1900 кг/м³, что позволило восстановить ГСПС. Однако результаты работ показали, что высокая плотность бурового раствора выбрана необоснованно – достичь приемистости кислоты можно было при плотности 1070–1470 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 (k_c), полученные по результатам испытаний объектов впроцессе бурения. Для объектов, по которым гидродинамические исследования не проводились, за характеристику пласта приняты тип коллектора, удельная емкость пласта (k_п⁰h) и состояние его околоствольной зоны, степень ее кольматации.

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 k_c, 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 (К_c<=2); невысокая (2<K_c<=4); средняя (4<K_c<=8); высокая (K_c>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 K_с<=2, Г= (0,012 - 0,016)x10^-2 МПа/м, а для объектов с K_с>8, Г= (0,020– 0,022)•10^-2 МПа.

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)

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 %.

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.

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.

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 (р_з.р) превышает фактическое (Р_з.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.

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.

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.

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

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