СПОСОБ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ
METHOD FOR ASSESSING THE EFFICIENCY OF ACID TREATMENT OF CARBONATE FORMATIONS

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано при проектировании кислотной обработки для оценки эффективности мероприятий и повышения результативности воздействия на продуктивный карбонатный пласт.
В настоящее время существует несколько подходов, позволяющих осуществлять контроль и проводить оценку результата кислотной стимуляции горных пород.
Известен способ контроля эффективности кислотной обработки продуктивного пласта (Патент RU №2347901, МПК Е21В 47/10), в соответствии с которым проводятся скважинные геофизические исследования методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) и анализ временного распределения плотности тепловых нейтронов; определяется декремент затухания тепловых нейтронов до и после проведения кислотной стимуляции во временных окнах, соответствующих двум временным задержкам в ближней и дальней областях временного спада плотности нейтронов; оценивается проникновение химического реагента в интервал перфорации или его продвижение по пустотам в цементном камне по повышению декремента затухания нейтронов после воздействия.
Достоинствами способа являются дифференцированное выявление и локализация зон проникновения или скопления кислоты за обсадной колонной вследствие заколонных или межпластовых перетоков при проведении обработки коллектора; высокая точность, надежность и широкое распространенность геофизических методов при решении задач промысловой геологии и разработки месторождений углеводородов.
К недостаткам способа можно отнести ограниченную информативность метода ИННК в необсаженных скважинах. Кроме того, данный способ предусматривает исключительно качественную оценку поступления кислотного раствора в целевой продуктивный пласт или уход химического реагента вдоль обсадной колонны в другие интервалы геологического разреза. Проведение количественной оценки эффективности кислотной обработки по данным геофизических исследований, в частности, достоверное определение величины изменения фильтрационных характеристик коллектора до и после стимуляции скважины с обсаженной перфорированной колонной, не представляется возможным.
Известен способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта (Патент RU №2535759, МПК Е21В 43/27), в соответствии с которым выполняется отбор керна со скважин, изготавливаются и исследуются на сканируемом электронном микроскопе образцы керна, прокачивается через образцы керна химический реагент, изготавливаются шлифы со стороны входа и выхода химического реагента, исследуются образцы керна после прокачки химического реагента на рентгеновском томографе, сравниваются изображения и выделяются наиболее эффективные формы каналов растворения, производится расчет численного значения эффективности кислотной обработки методом компьютерной обработки величин характеристик изображений, полученных с помощью томографа, выбирается минимальное численное значение показателя эффективности (отношение объема червоточины к глубине проникновения химического реагента) в качестве критерия наибольшей эффективности кислотной обработки.
Достоинствами способа являются повышение точности определения растворяющих свойств кислотного состава, пространственного распределения рабочего агента в образцах горной породы за счет проведения сверхточной компьютерной томографии, а также численное определение величины критерия эффективности стимуляции с привлечением специализированных программных продуктов.
К недостаткам способа можно отнести сложность его тиражирования на масштаб реальных месторождений углеводородного сырья в связи с отсутствием отработанных на практике подходов для подтверждения образования, контроля структуры и пространственного распространения червоточины в массиве горной породы. Это обстоятельство позволяет использовать данный способ лишь для подбора наиболее перспективного кислотного раствора для конкретных геолого-физических условий целевых объектов без подтверждения результатов лабораторных исследований фактическими промысловыми материалами.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ оценки эффективности кислотной обработки скважины (Патент RU №2716670, МПК Е21В 47/06, Е21В 47/17), в соответствии с которым при подготовке к геолого-техническому мероприятию спускается насосно-компрессорная труба и глубинный измерительный комплекс на кабеле в медном стакане, заполненном ингибитором коррозии, производится стимуляция коллектора кислотным раствором, после чего скважина осваивается. В то же время выполняется регистрация динамики забойного давления глубинно-измерительным комплексом, строится график его изменения во времени, который в дальнейшем интерпретируется путем обработки материалов исследований скважин на неустановившихся режимах.
Достоинством способа является высокоточная регистрация забойного давления защищенным от вредного влияния кислотного раствора глубинным измерительным комплексом при освоении скважины в режиме онлайн, интерпретация полученной кривой притока позволяет оперативно оценить фильтрационные характеристики обрабатываемого продуктивного пласта.
К недостаткам способа можно отнести отсутствие этапа снятия кривой восстановления давления (уровня) непосредственно до проведения кислотной обработки, что не позволяет сопоставить фильтрационные характеристики коллектора до и после воздействия и сделать вывод об эффективности стимуляции с точки зрения свойств пласта. Кроме того, существует вероятность принятия ложного решения о неэффективности кислотной обработки, приводящее к дополнительным экономическим и временным затратам предприятий-недропользователей. В частности, рассчитанный на стадии освоения скважины положительный скин-фактор может быть обусловлен неполным выходом продуктов реакции кислотного раствора и горной породы из пустотного пространства коллектора, полностью выносимых потоком пластовой жидкости после выхода скважины на стабильный режим работы.
Задачей настоящего изобретения является повышение достоверности оценки эффективности кислотной обработки карбонатных пластов на основе совокупного учета кратности воздействия, изменения показателей эксплуатации скважин, продуктивных и фильтрационных характеристик коллектора после стимуляции.
В
КС
3
Техническим результатом изобретения является повышение качества проектирования кислотной обработки и, как следствие, снижение технологических и экономических рисков предприятий-недропользователей за счет определения оптимальных технологических параметров воздействия (дизайна), а именно - продолжительности выдержки кислотного состава на реакцию с горной породой (T, ч) и объема кислотного состава (V, м/м) на основании комплексного анализа промыслового опыта реализации мероприятий.
ЭФ
КС
В
П
ПЗП
УЗП
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе оценки эффективности кислотной обработки карбонатного пласта, включающем проведение гидродинамических исследований, обработку материалов исследований скважин на неустановившихся режимах методом восстановления давления до и после мероприятия, согласно изобретению при проектировании кислотной обработки используют ранговую матрицу, для построения матрицы на первом этапе выполняют анализ эксплуатационных показателей скважин при закачке различных объемов кислотного состава и продолжительности его выдержки на реакцию с горной породой с учетом кратности проведения мероприятия, в качестве эксплуатационных показателей скважин используют: прирост дебита нефти после стимуляции Δq, т/(сут⋅м); дополнительную добычу нефти ΣΔQ, т; продолжительность технологического эффекта T, сут.; затем показатели эксплуатации скважин по проведенным кислотным обработкам разделяют на группы в зависимости от изменения величин параметров скорости закачки V и времени выдержки T; результаты показателей эксплуатации скважин в разрезе групп усредняют, на основе их анализа выявляют оптимальные значения технологических параметров для первичных и повторных мероприятий, на втором этапе проводят анализ результатов кислотных обработок на основе изменения продуктивных и фильтрационных свойств пласта, определенных в результате обработки данных гидродинамических исследований методом восстановления давления до и после проведения мероприятия, для этого определяют безразмерный коэффициент изменения продуктивности скважины β, безразмерный коэффициент изменения проницаемости призабойной зоны пласта по нефти β, безразмерный коэффициент изменения удаленной зоны пласта по нефти β, на третьем этапе осуществляют комплексную оценку эффективности кислотных обработок, используя ранговую систему; каждому из показателей эффективности, определенных на первом и втором этапах, присваивают определенный ранг, причем количество чисел, используемых при определении ранга, соответствует количеству выделенных групп; далее выполняют суммирование рангов в пределах выделенных групп; полученные результаты сводят в единую ранговую матрицу.
Для построения матрицы на первом этапе выполняют анализ эффективности кислотных обработок с точки зрения изменения эксплуатационных показателей скважин при закачке различных объемов кислотного состава и продолжительности его выдержки на реакцию с горной породой с учетом кратности проведения мероприятия (первичная стимуляция или повторная). Для этого привлекают следующую геолого-промысловую информацию: история добычи за весь период эксплуатации скважин, сведения о выполненных капитальных ремонтах с кислотным воздействием на коллектор (дизайн, интервал обработки, технологическая эффективность). Сбор указанных материалов соответствует действующим отраслевым регламентам и выполняют на всех нефтепромыслах. В качестве показателей эффективности кислотной обработки на данном этапе используют:
• прирост дебита нефти после стимуляции Δq, т/(сут⋅м);
• дополнительная добыча нефти ΣΔQ, т;
ЭФ
• продолжительность технологического эффекта T, сут.
Указанные показатели позволяют учитывать при оценке геолого-технического мероприятия как мгновенный (начальный прирост дебита нефти), так и накопленный эффекты, то есть после снижения дебита скважины по нефти до величины предшествующей стимуляции.
КС
В
Геолого-промысловую информацию по проведенным кислотным обработкам разделяют на интервалы (группы) в зависимости от изменения величин параметров V и T, как правило, таких групп 3-5. Результаты в разрезе групп усредняют, на основе их анализа выявляют оптимальные значения технологических параметров для первичных и повторных мероприятий, то есть обусловивших достижение наибольших значений показателей эффективности.
На втором этапе по аналогичной схеме проводят анализ результатов кислотных обработок на основе изменения продуктивных и фильтрационных свойств пласта. Для этого предварительно выполняют интерпретацию материалов гидродинамических исследований скважин при неустановившихся режимах методом восстановления давления для определения продуктивности скважин, проницаемости призабойной и удаленной зон коллектора в программном продукте KAPPA Workstation (модуль Saphir) или аналогах, проведенных на скважинах в течение 180 суток до стимуляции и на протяжении действия технологического эффекта после нее. В качестве показателей эффективности кислотной обработки на данном этапе используют:
П
• безразмерный коэффициент изменения продуктивности скважины β, определяемый по формуле:
П2
П1
3
3
где K - коэффициент продуктивности скважины после кислотной обработки, м/(сут⋅МПа⋅м); K - коэффициент продуктивности скважины до кислотной обработки, м/(сут⋅МПа⋅м).
ПЗП
• безразмерный коэффициент изменения проницаемости призабойной зоны пласта по нефти β, определяемый по формуле:
ПЗП2
ПЗП1
2
2
где k - проницаемость призабойной зоны пласта по нефти после кислотной обработки, мкм; k - проницаемость призабойной зоны пласта по нефти до кислотной обработки, мкм.
УЗП
• безразмерный коэффициент изменения удаленной зоны пласта по нефти β, определяемый по формуле:
УЗП2
УЗП1
2
2
где k - проницаемость удаленной зоны пласта по нефти после кислотной обработки, мкм; k - проницаемость удаленной зоны пласта по нефти до кислотной обработки, мкм.
КС
В
На третьем этапе для комплексной оценки эффективности кислотных обработок используют ранговую систему. Для этого каждому из показателей эффективности этапов 1 и 2 присваивается определенный ранг. Количество чисел, используемых при определении ранга, напрямую зависит от количества ранее выделенных интервалов (групп): например, если выделено 4 интервала (группы) изменения технологических параметров обработки, то в ранговой системе используются числа 0, 1, 2, 3, где 0 соответствует минимальной эффективности мероприятия, 3 - максимальной. Далее выполняют суммирование рангов в пределах выделенных интервалов (групп) для определения оптимальных технологических параметров стимуляции на основе комплексной оценки. Так, соблюдается следующая закономерность: чем больше суммарный ранг для V или T, тем выше и ожидаемая эффективность от кислотной обработки с таким дизайном на скважине. Для последующего промышленного применения полученные результаты сводят в единую ранговую матрицу.
Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1-5.
КС
На фиг. 1 - Сводные результаты кислотных обработок в зависимости от объема кислотного состава (V).
В
На фиг. 2 - Сводные результаты кислотных обработок в зависимости от продолжительности выдержки кислотного состава на реакцию с горной породой (T).
На фиг. 3 - Присвоение рангов результатам кислотных обработок в зависимости от объема кислотного состава.
На фиг. 4 - Присвоение рангов результатам кислотных обработок в зависимости от продолжительности выдержки кислотного состава на реакцию с горной породой.
На фиг. 5 - Ранговая матрица эффективности кислотных обработок.
Пример реализации предлагаемого способа:
КС
В
3
3
3
3
Практическое применение разработанного способа рассмотрено на примере кислотных обработок, проведенных на башкирско-серпуховских отложениях нефтяных месторождений Верхнего Прикамья. Данная группа месторождений аналогична по геологическому строению, нефтегазоносности, свойствам коллекторов, а также имеет достаточный объем накопленной промысловой информации. Для анализа используется информация по 36 кислотным обработкам (первичных - 13 скважино-операций, повторных - 23 скважино-операции), выполненных одним кислотным составом, представляющим собой 12% раствор соляной кислоты с добавлением поверхностно-активных веществ. Для оценки продуктивных и фильтрационных свойств коллектора привлечены исходные материалы 72 кондиционных гидродинамических исследования скважин при неустановившихся режимах методом восстановления давления, полученных с использованием высокоточных глубинных приборов (по два исследования на каждую скважино-операцию). С целью определения оптимального дизайна кислотной обработки на основе имеющегося массива данных выделено 4 интервала изменения V и T: менее 1 м/м, от 1 до 2 м/м, от 2 до 4 м/м, более 4 м/м и менее 1 ч, от 1 до 2 ч, от 2 до 4 ч, более 4 ч соответственно.
КС
КС
КС
КС
КС
3
3
3
3
Этап 1. В рамках анализа отмечена наибольшая эффективность первичных кислотных обработок при V от 1 до 4 м/м (фиг. 1) виде прироста дебита нефти (Δq) с 0,42 до 0,89 т/(сут⋅м). Для повторных кислотных обработок увеличение V до 2 м/м и более обеспечивает эффективность, близкую к первичному воздействию на продуктивный пласт. В частности, по результатам 6 мероприятий при V более 4 м/м получен максимальный Δq=0,94 т/(сут⋅м). Изменение дополнительной добычи нефти по сравнению с результатами первичной обработки при том же V составляет лишь 31,3%, что существенно ниже дизайна с V менее 2 м/м (88,9-93,5%).
В
ПЗП
УЗП
В
Для кислотных обработок с Tменее 1 ч (фиг. 2) отмечается наиболее низкая эффективность: Δq=0,43 т/(сут⋅м), что связано с кольматацией пустотного пространства продуктами, сопутствующими реакции (β=0,7;β=0,9). Это явление обусловлено особенностями минералогического состава горной породы в обработанных скважинах (присутствие сидерита). В целом, отмечается тенденция улучшения результатов воздействия при увеличении T: для первичной стимуляции Δq изменяется с 0,49 до 0,96 т/(сут⋅м), для повторной - с 0,61 до 0,70 т/(сут⋅м).
КС
В
Результаты, представленные на фиг. 1-2, позволяют сделать вывод, что увеличение V и T способствует достижению положительного результата стимуляции. Однако при проектировании мероприятия следует учитывать вероятность кольматации пустотного пространства горной породы продуктами реакции вследствие особенностей минералогического состава горной породы, избытка кислоты или неоптимальной продолжительности ее выдержки в пласте, для чего необходим мониторинг свойств коллектора как до воздействия, так и после него.
КС
П
ПЗП
УЗП
П
ПЗП
УЗП
3
Этап 2. Для достоверной оценки результатов кислотного воздействия на продуктивный пласт необходимым условием является привлечение материалов гидродинамических исследований скважин до и после стимуляции с последующей их интерпретацией. В ходе анализа полученных результатов на фиг. 1 установлено, что для проведения кислотных обработок оптимальным является V2-4 м/м, обеспечивающий следующее изменение характеристик коллектора: первичная стимуляция - β=3,1; β=3,8;β=3,6; повторная стимуляция - β=1,8; β=2,9;β=2,1.
В
П
ПЗП
УЗП
П
ПЗП
УЗП
Отмечен факт улучшения продуктивных и фильтрационных характеристик пласта и по мере увеличения T с 1 до 4 ч и более (фиг. 2): при первичной стимуляции β изменяется с 2,2 до 3,4; β - с 2,1 до 4,6; β - с 2,1 до 4,4; при повторной стимуляции β изменяется c 1,5 до 2,2; β - с 2,7 до 3,3; β - с 1,6 до 2,3.
П
ПЗП
УЗП
КС
В
Привлечение результатов гидродинамических исследований до и после кислотной обработки позволяет подтвердить положительное изменение продуктивных и фильтрационных характеристик пласта после воздействия (при β, β, β более 1), а также выделить оптимальные значения технологических показателей V и T для их последующего использования при проектировании мероприятий.
КС
В
КС
В
3
Этап 3. Результатам, представленным на фиг. 1-2, присвоены численные ранги (фиг. 3-4): минимальному значению эффективности кислотной обработки соответствует ранг 0, максимальному - 3, так как всего выделено 4 интервала изменения V и T. Выполнено суммирование рангов на фиг. 3-4 в пределах выделенных интервалов (групп) изменения технологических параметров, что позволило сформировать ранговую матрицу (фиг. 5). Выделен оптимальный вариант дизайна для первичных и повторных кислотных обработок: V- 2-4 м/м, T - более 4 ч. Выбор итоговых технологических параметров стимуляции из диапазона для реализации осуществляется недропользователем на основании технико-экономической оценки исходя из затрат на требуемый объем кислотного состава и постановку бригады капитального ремонта скважин.
Применение заявляемого способа позволяет повысить достоверность оценки эффективности кислотной обработки карбонатных коллекторов за счет комплексного учета кратности воздействия, изменения показателей эксплуатации скважин, продуктивных и фильтрационных характеристик коллектора, предоставляет возможность принятия решений о необходимости промышленного внедрения технологий, находящихся на стадии опытно-промышленных работ, снизить технологические и экономические риски предприятий-недропользователей за счет увеличения качества проектирования мероприятий.
Условия реализации:
Предлагаемый способ применим для нефтяных залежей или группы залежей со схожими геолого-физическими свойствами горной породы с наличием накопленного опыта проведения мероприятий с кислотным воздействием на продуктивный пласт. На скважинах, объектах кислотной обработки, технологический эффект после реализации геолого-технического мероприятия должен быть закончен, то есть необходимо снижение дебита скважин по нефти до исходной величины (до проведения кислотной обработки). В противном случае требуется проведение экстраполяции кривой падения добычи нефти на основании существующих темпов (не менее 3 месяцев с момента реализации) для определения ожидаемой дополнительной добычи нефти и продолжительности технологического эффекта. На скважинах, объектах воздействия, в период в течение 180 суток до проведения кислотной обработки и после нее в период действия технологического эффекта должны быть проведены гидродинамические исследования при неустановившихся режимах методом восстановления давления.
Средства реализации:
Для оценки продуктивных и фильтрационных свойств пласта необходимо использование программного продукта KAPPA Workstation (модуль Saphir) или аналогов. В случае отсутствия программного обеспечения необходимо провести обработку кривой восстановления давления стандартными методами интерпретации материалов исследований скважин при неустановившихся режимах.