Методика моделирования обработок призабойной зоны кислотными составами на основе гидродинамической модели в условиях слоисто-неоднородных башкирских отложений месторождений Пермского края

UDK: 622.276.63
DOI: 10.24887/0028-2448-2021-8-58-62
Ключевые слова: гидродинамическая модель (ГДМ), скважина, скин-фактор, неоднородность проницаемости по разрезу, обработка призабойной зоны
Авт.: А.C. Казанцев (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми)

В настоящее время геолого-гидродинамические модели (ГДМ) залежей, объектов разработки стали неотъемлемым инструментом при проектировании. При этом подходы к созданию и настройке ГДМ постоянно совершенствуются. В статье рассмотрены вопросы учета особенностей применяемых технологических решений по освоению скважины из бурения и мероприятий по интенсификации добычи нефти с использованием кислотных систем при настройке и адаптации ГДМ слоисто-неоднородных карбонатных отложений. Показано, что опережающее обводнение слоисто-неоднородных карбонатных коллекторов при организации системы поддержания пластового давления не только связано с особенностями геологического строения изучаемых отложений, но и напрямую зависят от технологии освоения пробуренных скважин. При монокислотном воздействии радиусы измененной зоны по прослоям могут различаться, так как в одной части прослоев реализуется механизм компактного растворения, в другой - режим формирования червоточин. Предложенные решения основаны в том числе на обобщении результатов исследований условий равномерного (компактного) растворения горной породы и формирования червоточин при кислотном воздействии. В результате выполненных расчетов с комплексным учетом неоднородности разреза, данных гидродинамических исследований скважин и технологии проведения работ в скважине обоснованы значения скин-фактора для каждого прослоя. Предложена методика расчета фактического радиуса измененной зоны при кислотном воздействии в режиме формирования червоточин по прослоям. На базе методики определения поинтервальных значений скин-фактора в разрезе выполнена настройка ГДМ на историю эксплуатации скважин. Показано, что достигается более высокий уровень сходимости с фактическими данными, чем при использовании единых параметров измененных свойств призабойной зоны пласта для всех прослоев разреза, что свидетельствует о правильности выбранного направления решения поставленной задачи. Разработанный комплекс решений успешно апробирован также при оценке и прогнозировании эффективности обработок скважин комплексными кислотными системами с отклонителями.

Cписок литературы

1. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / В.Е. Гавура [и др.]. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. – 339 с.

2. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. Т.1 / Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, А.Г. Телин [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 251 с.

3. Результаты промышленного тиражирования технологий кислотных обработок с применением отклоняющихся систем на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / С.С. Черепанов, Т.Р. Балдина, А.В. Распопов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6(330). – С. 19–28.

4. Казанцев А. С. Лабораторные исследования самоотколняюшихся составов для комплексных кислотных обработок скважин в условиях послойной неоднородности карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 94-97. – DOI 10.24887/0028-2448-2020-11-94-97.

5. Новиков В.А., Мартюшев Д.А. Опыт применения кислотных составов в карбонатных отложениях нефтяных месторождений Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2020. – Т. 20. – № 1. – С. 72–87.

6. Мищенков И.С., Трошков С.А. Влияние скорости движения соляной кислоты на скорость растворения карбонатной породы // Нефтяное хозяйство. – 1986. – №5. – С. 48–49.

7. Подбор оптимальной кислотной композиции для проведения кислотного воздействия на низкопроницаемых карбонатных коллекторах / Н.Н. Орлов, А.Р. Туриянов, Р.Р. Загиров  [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2017. – №3. – С. 37–42.

8. Хузин Р.А., Хижняк Г.П. Лабораторные исследования влияния концентрации и скорости закачки кислоты на развитие «червоточин» в пластовых условиях // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. – №4. – С. 356–372. – DOI: 0.15593/2224-9923/2019.4.5

9. Глущенко В. Н., Пташко О.А. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – Т. 13. – № 11. – С. 46–56.

10. Каневская Р.Д., Новиков А.В. Методы моделирования червоточин при соляно-кислотном воздействии на карбонатные пласты // Нефтепромысловое дело, – 2018. – №3. – С. 19–28.

11. Schechter R.S., Gidley J.L. The change in pore size distribution from surface reactions in porous media // AIChE J. – 1969. – V. 15. – № 3. – P. 339–350.

12. Zolotukhin A.B., Jan-Rune Ursin Introduction to petroleum reservoir engineering. – Kristiansand, Norway: Høyskoleforlaget, Norwegian Academic Press, 2000. – 407 p.

13. Мордвинов В. А., Глущенко В.Н. Влияние свойств коллектора и состава кислотных растворов на эффективность обработок скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2002. – № 11. – С. 22–26.

14. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966. - 219 с.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.