Прогнозная оценка эффективности реагентных обработок нефтяных скважин позволяет до начала работ оценить рентабельность последующих обработок на основании экстраполяции данных по кратности увеличения дебита скважины после обработки, продолжительности действия эффекта обработки и дополнительно отобранной нефти за счет обработки.

В принципе потенциальные возможности скважины могут быть определены по данным КВД. Вместе с тем оценка кратности увеличения дебита скважин после реагентной обработки может быть установлена в результате анализа эффективности реагентных обработок, проводимых на месторождении ранее. При отсутствии информации об эффективности реагентных обработок на рассматриваемом месторождении и данных по КВД можно воспользоваться данными, полученными на аналогичном месторождении.

За информационную основу прогнозных оценок были взяты результаты кислотных обработок скважин порошкообразными реагентами, которые производились на Муравленковском, Вать-Еганском и Долинском месторождениях.

Муравленковсое месторождение

Расположено в 120 км к северу от г.Ноябрьск в зоне Средне-Обской и Надым-Пурской нефтеносных областей. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке простирания с более крутым восточным крылом. На месторождении открыты одна газовая залежь в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валанжинских отложениях. Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах 2450-2660 м и приурочены к верхней части мегионской свиты, представленные переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников. Песчаник мелкозернистый, тип цемента преимущественно контактный, в различной степени карбонатный. Средние значения коэффициентов: пористости 18%, проницаемости 36 мД, расчлененности 4,8. Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81-840С. На месторождении отобрано до 30% извлекаемых запасов.

Вать-Еганское месторождение

Открыто в 1971 году и расположено в Сургутском районе Ханы-Мансийского автономного округа Тюменской области в 150 км к северу от Сургута и в 30 км от Когалыма. Структура Вать-Еганского месторождения приурочена к пластам АВ_1-2, АВ₃, АВ₆, БВ₁, БВ₂₆, БВ₁₇, БВ₁₀, ачимовской пачке П.ЮВ₁, залегающим на глубинах от 1920 до 2860м. Основные запасы нефти связаны с пластом АВ_1-2.Залежь пластовосводового типа, многопластовая. Коллектор терригенного типа. Средние значения коэффициентов: пористости 24%, проницаемости 244 мД. На месторождении отобрано до 60% извлекаемых запасов.

Тевлинско-Русскинское месторождение

Находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа, в 80 км к юго-западу от Когалыма. Открыто в 1981, введено в промышленную эксплуатацию в 1986 году. Месторождение приурочено к структурам второго порядка: Савуйскому структурному куполу и Тевлинскому куполовидному поднятию, осложняющими северовосточное погружение Сургутского свода. Нефтеносность связана с терригенными отложениями меловой и юрской систем. Продуктивными являются пласты БС₁₀⁰, БС₁₀^2-3, БС_11-12, БС_16-22, ЮС_1-2. Основным объектом разработки является пласт БС₁₀^2-3, где сосредоточены основные запасы нефти. Пласт БС₁₀^2-3 чрезвычайно сложен по геологическому строению. Подошвенная часть его представлена коллектором типа «рябчик», для пласта характерно наличие литологических экранов, причем развитие коллектора наблюдается в виде полос субмеридиального простирания.

Характеристика объекта – невыдержанность толщин и коллекторских свойств по толщине и простиранию, наличие зон замещения коллектора слабоппроницаемыми породами, высокий коэффициент расчлененности. При подобном строении объекта и нефтенасыщенных толщ пласта БС₁₀^2-3 до 15 м дебиты скважин, вскрывших подошвенную часть разреза, не превышают 3-5 т/сут. Средние значения коэффициентов: пористости 20%, проницаемости 85 мД. На месторождении отобрано до 60% извлекаемых запасов.

Долинское месторождение

Расположено в Предкарпатском прогибе на территории Украины. На месторождении основным объектом разработки являются породы менилитовой серии, представленные чередующимися пачками песчаноалевролитовых и глинистых пород. Глубины нефтяных залежей изменяются от 1900 до 2490 м. Коэффициент проницаемости пород изменяется от 2 до 26 мД. Лучшие коллекторские разности представлены кварцевыми (до 95%) малоглинистыми (5%) песчаниками пористостью 15-18%. Минералогический состав цемента представлен карбонатной, кремнистой и глинистой составляющими. Тип цементации классифицирован как контакто-поровый, поровый и пленочный. Пластовая температура 780С, пластовое давление близко к гидростатическому. Месторождения находятся в поздней стадии разработки (отобрано более 65% извлекаемых запасов).

Математический аппарат прогнозирования

На рассматриваемых месторождениях были проанализированы результаты проводимых кислотных обработок скважин. По зависимостям приращения удельных дебитов скважин после реагентной обработки от удельных дебитов скважин до обработки (рис. 1-3) проведены исследования по возможности аппроксимации соответствующих кривых аналитическими функциями. Установлено, что искомые зависимости могут быть аппроксимированы кусочно-линейными функциями: η=- κ · Δq+b (1); где η – увеличение удельного дебита после обработки, %; κ – угол наклона графика, Δq – удельный дебит скважины до обработки (отношение дебита скважины к вскрытой мощности продуктивного пласта), b – отрезок, отсекаемый на вертикальной оси.

Рисунки 1-3: Зависимость приращения удельного дебита скважины после реагентной обработки от удельного дебита до обработки

Коэффициенты аппроксимации для различных показателей выработанности месторождений и удельных дебитов скважины до кислотной обработки представлены в таблице 1.

Таблица 1: Значения коэффициентов к и b для аппроксимации (1)

Представленные результаты могут быть использованы для ориентировочной оценки увеличения дебита нефтяной скважины после реагентной обработки. Для этого в расчетную формулу (1) подставляют значения удельного дебита скважины до обработки Δq, коэффициенты κ и b, получают увеличение удельного дебита в процентах и пересчитывают на прогнозный дебит.

В прогнозной оценке дополнительно добытой нефти за счет кислотной обработки (КО) важным является оценка продолжительности действия эффекта обработки Тэф. На момент окончания действия эффекта от КО зависимости дебита скважины от времени по базовому варианту и после КО должны пересечься, т. е. qБ0=qБ1. При этом базовый прогнозный среднесуточный дебит qБ0 скважины в конце периода Тэф составит: q0Б=q0*KTэфП (2); где q0 – средний суточный дебит скважины в месяц, предшествующий обработке, т/сут; Kп – коэффициент падения дебита в период, предшествующий обработке, доли единиц.

Прогнозный среднесуточный дебит скважины qБ1 в конце периода Тэф после КО составит: q1Б=q1 · KTэфП1 (3); где q1 – дебит скважины послеобработки, т/сут; Kп1 – коэффициент падения дебита после КО, доли единиц; Тэф – продолжительность эффекта, месяц.

Приравняв зависимости (2) и (3), путем последующих несложных преобразований получим следующее выражение для оценки продолжительности действия эффекта обработки:

где K_эк – коэффициент эксплуатации скважины, доли единиц; K_эк1 – коэффициент эксплуатации скважины после КО, доли единицы; K_п1 – коэффициент падения дебита после КО.

Необходимо отметить, что коэффициенты падения дебита до и после обработки определяются из выражения (2).

Теперь, зная Т_эф и прогнозный дебит скважины после обработки с учетом темпов падения дебита скважины до и после обработки, можно определить как суммарную добычу нефти из скважины, так и дополнительную добычу нефти за счет обработки.

Заключение

На Муравленковском месторождении были произведены реагентные обработки 17 скважин. В результате обработок средний дебит скважин был увеличен с 5,6 до 25,2 т/сут, и дополнительная добыча нефти на одну скважину составила 2849 т, что на 5 % выше расчетного показателя, определенного по приведенной выше методике.

Таким образом, прогнозные расчеты таких показателей, как увеличение дебита скважин после обработки, продолжительность действия эффекта обработки и дополнительная добыча нефти за счет обработки, позволяют на стадии проектирования мероприятий по КО дать предварительную оценку рентабельности обработок в различных геолого-технических условиях эксплуатации месторождений.