Повышение эффективности комбинированного солянокислотного воздействия при разработке обводненных карбонатных коллекторов
| Вид СКО | Интервал обводнения скважин (%) для эффективного применения | Анализируемый период времени, годы | Количество проведенных СКО | Успеш-ность обрабо-ток, % | Среднее значение на одну обработку | |
| степень увеличения дебита qп.о./qд.о. | дополни-тельная добыча нефти, т | |||||
| ПСКО | 0 – 18 | 1989 – 2000 | 229 | 89,7 | 2,23 | 499 |
| 2001 – 2008 | 175 | 92,1 | 2,98 | 346 | ||
| ПКО | 18 – 38 | 1989 – 2000 | 122 | 87,5 | 2,32 | 387 |
| 2001 – 2008 | 42 | 98,7 | 3,48 | 351 | ||
| НКО | 12 – 60 | 1989 – 2000 | 109 | 94,1 | 2,06 | 549 |
| 2001 – 2008 | 317 | 98,2 | 2,64 | 314 | ||
| ГКО | 48 – 99 | 1989 – 2000 | 124 | 92,4 | 2,82 | 886 |
| 2001 – 2008 | 192 | 96,8 | 3,04 | 257 | ||
В работе изложены механизм, условия и последовательность проведения технологии, схема расположения и обвязки оборудования при ГКО.
Для повышения эффективности ГКО из-за возникающих осложнений при продолжающемся росте обводненности скважин требуется совершенствование технологии проведения и разработка новых составов для ГКО скважин.
В третьей главе даны пути совершенствования метода ГКО высокообводненных скважин. Эффективность ГКО, при неизменном забойном давлении, может быть охарактеризована изменением дебита и обводненности скважины после обработки. Проведенная статистическая обработка результатов ГКО скважин Октябрьского УДНГ позволила установить связь дебита и обводненности скважин после проведения обработки с дебитом и обводненностью до обработки (таблица 2). Для карбонатных объектов разработки такие связи аппроксимируются линейными уравнениями с высокой степенью точности.
Таблица 2 – Зависимости дебита и обводненности скважин после ГКО от дебита и обводненности до обработки
| Величина выборки | Уравнение связи увеличения qп.о. и изменения Wп.о. | Интервал изменения дебитов (т/сут) и обводненности (%) | Достоверность аппроксимации (R2) |
| 257 | qп.о. = 0,694+1,634qд.о., Wп.о. = -2,097+0,894Wд.о. | 0,2 – 10 25 – 98 | 0,794 0,714 |
Уравнения рекомендуется использовать для предварительного прогноза дебитов и обводненностей перед планируемым гивпанокислотным воздействием.
В настоящее время в Октябрьском УДНГ ГКО являются одним из основных методов интенсификации добычи нефти из высокообводненных карбонатных коллекторов. Проведенные 279 ГКО скважин за 1989 - 2007 годы позволили дополнительно получить в среднем 264 т нефти на одну обработку. В результате проведенного анализа выявлено, что ГКО эффективны в скважинах с обводненностью до 98%, однако 7,9% из всех обработок не обеспечили требуемой эффективности. Анализ причин неудачных и малоэффективных обработок выявил, что характерными причинами неудач являются недостаточно обоснованный выбор скважины для обработки и нарушение технологии их проведения.
Для аргументированного выбора скважин под воздействие и параметров проведения ГКО выполнен регрессионный, статистический анализ и созданы универсальные модели, описывающиеся математическими уравнениями, позволяющими максимально точно учесть влияние геолого-физических и технологических параметров на эффективность ГКО скважин.
При приведении многофакторного регрессионного анализа ГКО скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты Копей-Кубовского месторождения, были получены математические зависимости, описывающие влияние 14 геолого-физических и технологических факторов проведения ГКО на эффективность обработок. В таблице 3 представлены параметры, вошедшие в регрессионный анализ.
Таблица 3 – Геолого-физические и технологические параметры, входящие в регрессионный анализ
| Наименование параметра, единица измерения | Обозначение в уравнении регрессии | Пределы изменения |
| Геолого-физические и технологические параметры | ||
| Объем хлористого кальция, м3 | Vх.к. | 3 – 8 |
| Давление закачки хлористого кальция, МПа | Pх.к. | 4 – 8 |
| Объем гипана (гивпана), м3 | Vг. | 1,5 – 6,0 |
| Давление закачки гипана (гивпана), МПа | Pзак.г. | 4 – 15 |
| Объем соляной кислоты, м3 | Vс.к. | 5 – 9 |
| Давление закачки соляной кислоты, МПа | Pзак.с.к. | 2 – 9 |
| Объем продавочной воды, м3 | Vп.в. | 6 – 9 |
| Давление закачки продавочной воды, МПа | Pзак.п.в. | 2 – 9 |
| Дебит скважины до обработки (по нефти), т/сут | qд.о. | 0,1 – 8,4 |
| Обводненность продукции до обработки, % | Wд.о. | 52 – 90 |
| Перфорированная толщина пласта, м | hпл.перф. | 4 – 18 |
| Коэффициент продуктивности, т/(сут·МПа) | kпрод. | 0,04 – 5,99 |
| Пластовое давление, МПа | Pпл. | 7,5 – 13,5 |
| Время эксплуатации скважины до обработки, г | Tэкспл.скв. | 0 – 31 |
| Параметры, характеризующие эффективность обработки | ||
| Дополнительная добыча нефти, т | Qдоп.н | 212 – 5962 |
| Дебит скважины после обработки (по нефти), т/сут | qп.о. | 0,3 – 12,6 |
| Отношение дебитов после и до обработки, ед. | qп.о./qд.о | 1,0 – 8,0 |
| Обводненность продукции после обработки, % | Wп.о | 17,0 – 89,0 |
| Отношение обводненностей до и после ГКО, ед. | Wд.о./Wп.о. | 0,8 – 3,0 |
| Продолжительность эффекта, мес. | Тэф. | 11 – 108 |
Результаты обработки данных ГКО скважин, эксплуатирующих турнейский ярус, по программе «Statistica» (с помощью модуля «Множественная регрессия»), представлены в виде уравнений регрессии (1) – (6) и коэффициентов корреляции. Коэффициенты при параметрах показывают степень их влияния на результат обработки.
| Qдоп.н = 8806,00 -593,34·Vх.к. +87,14·Pх.к. +478,30·Vг. +171,80·Pзак.г. - -239,10·Vс.к. -12,18·Pзак.с.к. +192,67·Vп.в. +5,64·Pзак.п.в. -673,79·qд.о. - -115,39·Wд.о. -37,98·hпл.перф. +2050,49·kпрод. -29,53·Pпл. +36,43·Tэкспл.скв. | (1) |
R2 = 0,931
| qп.о. = 8,923 +0,530·Vх.к. +0,718·Pх.к. +0,709·Vг. +0,154·Pзак.г. -1,559·Vс.к. - -2,019·Pзак.с.к. +0,632·Vп.в. +1,455·Pзак.п.в. +1,926·qд.о. +0,035·Wд.о. - -0,065·hпл.перф. -0,116·kпрод. -1,492·Pпл. +0,212·Tэкспл.скв. | (2) |
R2 = 0,930
| qп.о./qд.о = 20,823 -0,255·Vх.к. +0,232·Pх.к. +1,200·Vг. +0,316·Pзак.г. - -1,988·Vс.к. -1,202·Pзак.с.к. +0,142·Vп.в. +0,629·Pзак.п.в. -0,102·qд.о. - -0,061·Wд.о. +0,005·hпл.перф. +0,068·kпрод. -0,873·Pпл. +0,269·Tэкспл.скв. | (3) |
R2 = 0,906
| Wп.о = 95,561 -14,913·Vх.к. +0,701·Pх.к. +13,340·Vг. -1,416·Pзак.г. +2,481·Vс.к. + +3,817·Pзак.с.к. +7,964·Vп.в. +0,268·Pзак.п.в. -3,526·qд.о. -0,523·Wд.о. – -1,227·hпл.перф. +3,428·kпрод. -2,877·Pпл. +0,214·Tэкспл.скв. | (4) |
R2 = 0,922
| Wд.о./Wп.о. = -2,119 +0,581·Vх.к. -0,121·Pх.к. -0,559·Vг. +0,026·Pзак.г. + +0,040·Vс.к. -0,067·Pзак.с.к. -0,379·Vп.в. -0,013·Pзак.п.в. +0,146·qд.о. +0,050·Wд.о. + +0,053·hпл.перф. -0,155·kпрод. +0,120·Pпл. -0,021·Tэкспл.скв. | (5) |
R2 = 0,906
| Тэф. = -78,442 -2,507·Vх.к. +1,629·Pх.к. +0,716·Vг. +8,443·Pзак.г. +24,552·Vс.к. + +6,205·Pзак.с.к. -2,274·Vп.в. -12,237·Pзак.п.в. -9,079·qд.о. -0,842·Wд.о. - -5,980·hпл.перф. +13,565·kпрод. +4,767·Pпл. -0,660·Tэкспл.скв. | (6) |
R2 = 0,934
Анализ полученных уравнений показывает, что достоверно эффективность ГКО может быть охарактеризована по дополнительной добыче нефти от мероприятия (Q), промежуточная эффективность может характеризоваться продолжительностью эффекта (Тэф), а успешность ГКО сразу после проведения мероприятия – по степени увеличения дебита по нефти и степени снижения обводненности (qп.о./qд.о. и Wд.о./Wп.о.).
Для определения структуры уравнений регрессии построены таблицы, характеризующие связь между зависимыми переменными и факторами, влияющими на эффективность ГКО скважин, эксплуатирующих турнейский ярус Копей-Кубовского месторождения. Для определения связи между факторами, влияющими на эффективность ГКО скважин, эксплуатирующих этот ярус, построена корреляционная матрица зависимых переменных.
В результате проведенного многофакторного регрессионного анализа выявлено, что эффективность ГКО зависит от двух групп факторов: от качества блокирования водопроводящих каналов и от качества солянокислотного воздействия на поровую нефтенасыщенную часть коллектора. Однако эффективность солянокислотного воздействия во многом зависит от полноценного проведения водоизоляционных работ, а изолирующий материал должен обладать устойчивыми прочностными свойствами для препятствования попадания кислоты в водопроводящие каналы.
Проведение большого количества ГКО позволило отработать технологию приготовления и закачки применяемых жидкостей. Для совершенствования технологии ГКО и образования качественной гелевой системы рекомендованы расчеты по уравнениям (7) и (8) с коэффициентами корреляции R2=0,977 и R2=0,967 соответственно для определения объема полимера (Vпол., м3) и доли коагулянта (ДК, % масс.) от общего объема гелеобразующих реагентов при давлении их закачки (8 МПа) в зависимости от приемистости скважины (kпрм.).
ДК = 0,018 · kпрм. + 16,44; (7)
Vпол. = 0,0102 · kпрм. + 0,6166. (8)
После обобщения результатов проведения ГКО разработана методика подбора оптимального соотношения количества гелеобразующих компонентов (гивпана и хлористого кальция). Наиболее устойчивые гелевые системы получаются при смешении полимера концентрацией 16 – 17 % (здесь и далее % масс.) с раствором хлорида кальция концентрацией 20 – 30 %. Для лучшего перемешивания реагентов и образования качественной гелевой системы рекомендуется использовать раствор хлорида кальция по объему в 1,5 – 2,0 раза больше объема полимера.
Технология ГКО постоянно совершенствуется, что позволяет улучшить технико-экономические результаты от их проведения. Совершенствование идет по пути применения новых реагентов и проведения ГКО с учетом особенностей геолого-физического строения и текущего состояния продуктивных пластов. В качестве одного из перспективных направлений повышения надежности изолирующих составов рекомендуется использование пластифицированного полимера, а в роли сшивателя – раствора хлористого кальция. Были проведены лабораторные исследования с использованием растворов различных соотношений и концентраций: полимера «гивпан», реагентов класса ацеталей типа 4,4-диметил-1,3-диоксан (ДМД) и коагулянта (раствор хлористого кальция). Для сопоставления проведены контрольные опыты без использования ацеталей.
В результате проведенных лабораторных исследований предложено:
- применение ДМД в качестве добавок в состав полимера для придания свойств пластичности и увеличения доли осадка после коагуляции. Применение добавок 0,1 – 0,5% ацеталей типа ДМД в объем полимера позволит придать ему пластические свойства и увеличить объем осадка, в среднем на 8%, что позволит достичь более качественное перекрытие водопроводящих каналов;
- для расширения границ применимости полимера «гивпан» при пониженных температурах (для снижения температуры кристаллизации), предложено в состав гивпана добавлять до 10% хлористого натрия. Обработка результатов проведенных экспериментов позволила определить уравнения связи вязкости 20% водного раствора гивпана и температуры, которая в экспериментах изменялась от –15 до +25С (таблица 4);
- добавление в состав соляной кислоты 0,1 - 0,5% ДМД позволяет снизить поверхностное натяжение на границе нефть – раствор соляной кислоты в среднем на 60%, что обеспечит проникновение кислоты к поверхности породы.
Таблица 4 – Уравнения связи вязкости гивпана от температуры
| Состав раствора гивпана | Уравнение связи вязкости гивпана (мПа·с) от температуры (С) | Достоверность аппроксимации (R2) |
| 20% водный раствор гивпана | г = -0,35·t + 18,24 | R2 = 0,998 |
| 20% водный раствор гивпана + 10%NaCl | г = -0,28·t + 13,66 | R2 = 0,999 |
