RU2790639C1 - Method for assessing the efficiency of acid treatment of carbonate formations - Google Patents
Method for assessing the efficiency of acid treatment of carbonate formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2790639C1 RU2790639C1 RU2022104592A RU2022104592A RU2790639C1 RU 2790639 C1 RU2790639 C1 RU 2790639C1 RU 2022104592 A RU2022104592 A RU 2022104592A RU 2022104592 A RU2022104592 A RU 2022104592A RU 2790639 C1 RU2790639 C1 RU 2790639C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- well
- change
- acid treatment
- rank
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано при проектировании кислотной обработки для оценки эффективности мероприятий и повышения результативности воздействия на продуктивный карбонатный пласт.The invention relates to oil production and can be used in the design of acid treatment to evaluate the effectiveness of measures and improve the impact on a productive carbonate formation.
В настоящее время существует несколько подходов, позволяющих осуществлять контроль и проводить оценку результата кислотной стимуляции горных пород.Currently, there are several approaches that allow monitoring and evaluating the result of acid stimulation of rocks.
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.A known method for monitoring the effectiveness of acid treatment of a productive formation (Patent RU No. 2347901, IPC E21V 47/10), in accordance with which borehole geophysical surveys are carried out by the method of pulsed neutron-neutron logging (PNL) and analysis of the temporal distribution of the density of thermal neutrons; the damping decrement of thermal neutrons is determined before and after acid stimulation in time windows corresponding to two time delays in the near and far regions of the neutron density decay time; the penetration of a chemical agent into the perforation interval or its movement through the voids in the cement stone is estimated by increasing the neutron damping decrement after exposure.
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.The advantages of the method are differentiated detection and localization of zones of penetration or accumulation of acid behind the casing string due to behind-the-casing or interstratal flows during reservoir treatment; high accuracy, reliability and widespread use of geophysical methods in solving problems of commercial geology and development of hydrocarbon deposits.
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.The disadvantages of the method include the limited information content of the method of INN in open wells. In addition, this method provides for an exclusively qualitative assessment of the flow of an acid solution into the target reservoir or the flow of a chemical agent along the casing string to other intervals of the geological section. It is not possible to quantify the effectiveness of acid treatment according to geophysical survey data, in particular, to reliably determine the magnitude of the change in the filtration characteristics of the reservoir before and after stimulation of a well with a cased perforated string.
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.There is a known method for evaluating the effectiveness and control of acid treatment of a carbonate reservoir (Patent RU No. 2535759, IPC E21B 43/27), according to which core is taken from wells, core samples are made and examined on a scanned electron microscope, a chemical reagent is pumped through the core samples, thin sections are made from the side of the input and output of the chemical reagent, core samples are examined after pumping the chemical reagent on an X-ray tomograph, images are compared and the most effective forms of dissolution channels are distinguished, the numerical value of the acid treatment efficiency is calculated by computer processing of the values of the characteristics of the images obtained using the tomograph, the minimum numerical value of the efficiency indicator (the ratio of the volume of the wormhole to the depth of penetration of the chemical reagent) is selected as a criterion for the most effective acid treatment.
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.The advantages of the method are to increase the accuracy of determining the dissolving properties of the acid composition, the spatial distribution of the working agent in rock samples due to ultra-precise computed tomography, as well as the numerical determination of the stimulation efficiency criterion using specialized software products.
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.The disadvantages of the method include the complexity of its replication on the scale of real hydrocarbon deposits due to the lack of proven approaches to confirm the formation, control of the structure and spatial distribution of a wormhole in a rock mass. This circumstance makes it possible to use this method only for selecting the most promising acid solution for specific geological and physical conditions of target objects without confirming the results of laboratory studies with actual field materials.
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.Closest to the proposed invention in terms of technical essence is a method for evaluating the effectiveness of acid treatment of a well (Patent RU No. 2716670, IPC E21V 47/06, E21V 47/17), according to which, in preparation for a geological and technical event, a tubing is lowered and a deep measuring complex on a cable in a copper cup filled with a corrosion inhibitor, the reservoir is stimulated with an acid solution, after which the well is developed. At the same time, the downhole pressure dynamics is recorded by the downhole measuring complex, a graph of its change over time is plotted, which is further interpreted by processing the data from well surveys in transient conditions.
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. The advantage of the method is the high-precision recording of bottomhole pressure by a downhole measuring complex protected from the harmful effects of an acid solution during well development online, the interpretation of the obtained inflow curve allows you to quickly evaluate the filtration characteristics of the treated reservoir.
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.The disadvantages of the method include the absence of the stage of recording the pressure (level) recovery curve immediately before the acid treatment, which does not allow comparing the filtration characteristics of the reservoir before and after the treatment and draw a conclusion about the effectiveness of stimulation in terms of reservoir properties. In addition, there is a possibility of making a false decision about the inefficiency of acid treatment, leading to additional economic and time costs for subsoil users. In particular, the positive skin factor calculated at the stage of well development may be due to the incomplete release of the reaction products of the acid solution and rock from the void space of the reservoir, which are completely carried out by the formation fluid flow after the well reaches a stable operating mode.
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.The objective of the present invention is to increase the reliability of assessing the effectiveness of acid treatment of carbonate reservoirs based on the combined consideration of the multiplicity of impact, changes in well performance, productive and filtration characteristics of the reservoir after stimulation.
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 (TВ, ч) и объема кислотного состава (VКС, м3/м) на основании комплексного анализа промыслового опыта реализации мероприятий.The technical result of the invention is to improve the quality of acid treatment design and, as a result, reduce the technological and economic risks of subsoil users by determining the optimal technological parameters of the impact (design), namely, the duration of exposure of the acid composition to the reaction with the rock (T B , h ) and the volume of acid composition (V KS , m 3 /m) based on a comprehensive analysis of field experience in the implementation of measures.
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 TЭФ, сут.; затем показатели эксплуатации скважин по проведенным кислотным обработкам разделяют на группы в зависимости от изменения величин параметров скорости закачки VКС и времени выдержки TВ; 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 βП, безразмерный коэффициент изменения проницаемости призабойной зоны пласта по нефти βПЗП, безразмерный коэффициент изменения удаленной зоны пласта по нефти βУЗП, 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.The specified technical result is achieved by the fact that in the known method for evaluating the effectiveness of acid treatment of a carbonate reservoir, including conducting hydrodynamic studies, processing well research materials in unsteady modes by the method of pressure recovery before and after the event, according to the invention, when designing acid treatment, a rank matrix is used to build a matrix at the first stage, the well performance is analyzed when pumping various volumes of the acid composition and the duration of its exposure to the reaction with the rock, taking into account the frequency of the event, as well performance indicators are used: oil production rate increase after stimulation Δq, t/(day⋅m) ; additional oil production ΣΔQ, t; the duration of the technological effect T EF , days; then, the well operation indicators for the conducted acid treatments are divided into groups depending on the change in the values of the parameters of the injection rate V CS and the holding time T B ; the results of well operation indicators in the context of groups are averaged, on the basis of their analysis, the optimal values of technological parameters for primary and repeated measures are revealed, at the second stage, the results of acid treatments are analyzed based on changes in the productive and filtration properties of the formation, determined as a result of processing data from hydrodynamic studies using the recovery method pressure before and after the event, to do this, determine the dimensionless coefficient of change in well productivity β P , the dimensionless coefficient of change in the permeability of the bottomhole formation zone for oil β PPP , the dimensionless coefficient of change in the remote zone of the formation for oil β SPL , at the third stage, a comprehensive assessment of the effectiveness of acid treatments is carried out using a ranking system; each of the performance indicators determined in the first and second stages is assigned a certain rank, and the number of numbers used in determining the rank corresponds to the number of selected groups; then perform the summation of ranks within the selected groups; the results obtained are summarized in a single rank matrix.
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:To build a matrix, at the first stage, an analysis of the effectiveness of acid treatments is performed in terms of changes in well performance during the injection of various volumes of the acid composition and the duration of its exposure to the reaction with the rock, taking into account the frequency of the event (primary stimulation or repeated). To do this, the following geological and field information is involved: production history for the entire period of well operation, information about completed workovers with acidic impact on the reservoir (design, treatment interval, technological efficiency). The collection of these materials complies with the current industry regulations and is carried out at all oil fields. As indicators of the effectiveness of acid treatment at this stage, the following are used:
• прирост дебита нефти после стимуляции Δq, т/(сут⋅м);• increase in oil production rate after stimulation Δq, t/(day⋅m);
• дополнительная добыча нефти ΣΔQ, т;• additional oil production ΣΔQ, t;
• продолжительность технологического эффекта TЭФ, сут.• duration of the technological effect T EF , days.
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.These indicators make it possible to take into account, when evaluating a geological and technical measure, both instantaneous (initial increase in oil production rate) and cumulative effects, that is, after a decrease in the well oil production rate to the value of the previous stimulation.
Геолого-промысловую информацию по проведенным кислотным обработкам разделяют на интервалы (группы) в зависимости от изменения величин параметров VКС и TВ, 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.Geological and field information on the carried out acid treatments is divided into intervals (groups) depending on the change in the values of the parameters V KS and T B , as a rule, such groups are 3-5. The results in the context of groups are averaged, on the basis of their analysis, the optimal values of technological parameters for primary and repeated measures are revealed, that is, those that led to the achievement of the highest values of performance indicators.
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:At the second stage, according to a similar scheme, the results of acid treatments are analyzed based on changes in the productive and filtration properties of the formation. To do this, preliminarily interpret the materials of hydrodynamic studies of wells in unsteady modes by the method of pressure recovery to determine the productivity of wells, the permeability of the bottomhole and remote zones of the reservoir in the KAPPA Workstation software product (Saphir module) or analogues carried out on wells for 180 days before stimulation and during the action of the technological effect after it. As indicators of the effectiveness of acid treatment at this stage, the following are used:
• безразмерный коэффициент изменения продуктивности скважины βП, определяемый по формуле:• dimensionless coefficient of change in well productivity β P , determined by the formula:
где KП2 - коэффициент продуктивности скважины после кислотной обработки, м3/(сут⋅МПа⋅м); KП1 - коэффициент продуктивности скважины до кислотной обработки, м3/(сут⋅МПа⋅м).where K P2 - well productivity factor after acid treatment, m 3 /(day⋅MPa⋅m); K P1 - well productivity factor before acid treatment, m 3 /(day⋅MPa⋅m).
• безразмерный коэффициент изменения проницаемости призабойной зоны пласта по нефти βПЗП, определяемый по формуле:• dimensionless coefficient of oil permeability change in the bottomhole formation zone β BFZ , determined by the formula:
где kПЗП2 - проницаемость призабойной зоны пласта по нефти после кислотной обработки, мкм2; kПЗП1 - проницаемость призабойной зоны пласта по нефти до кислотной обработки, мкм2.where k PZP2 is the permeability of the bottomhole formation zone for oil after acid treatment, µm 2 ; k PZP1 - permeability of the bottomhole formation zone for oil before acid treatment, µm 2 .
• безразмерный коэффициент изменения удаленной зоны пласта по нефти βУЗП, определяемый по формуле:• dimensionless coefficient of change in the remote formation zone for oil β SPL , determined by the formula:
где kУЗП2 - проницаемость удаленной зоны пласта по нефти после кислотной обработки, мкм2; kУЗП1 - проницаемость удаленной зоны пласта по нефти до кислотной обработки, мкм2.where k UZP2 - permeability of the remote zone of the reservoir for oil after acid treatment, µm 2 ; k UZP1 - oil permeability of the remote zone of the reservoir before acid treatment, µm 2 .
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 VКС или TВ, тем выше и ожидаемая эффективность от кислотной обработки с таким дизайном на скважине. Для последующего промышленного применения полученные результаты сводят в единую ранговую матрицу.At the third stage, a rank system is used for a comprehensive assessment of the effectiveness of acid treatments. To do this, each of the performance indicators of
Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1-5.The proposed method is illustrated by the drawings shown in Fig. 1-5.
На фиг. 1 - Сводные результаты кислотных обработок в зависимости от объема кислотного состава (VКС).In FIG. 1 - Summary results of acid treatments depending on the volume of the acid composition (V KS ).
На фиг. 2 - Сводные результаты кислотных обработок в зависимости от продолжительности выдержки кислотного состава на реакцию с горной породой (TВ).In FIG. 2 - Summary results of acid treatments depending on the duration of exposure of the acid composition to the reaction with the rock (T B ).
На фиг. 3 - Присвоение рангов результатам кислотных обработок в зависимости от объема кислотного состава.In FIG. 3 - Assignment of ranks to the results of acid treatments depending on the volume of the acid composition.
На фиг. 4 - Присвоение рангов результатам кислотных обработок в зависимости от продолжительности выдержки кислотного состава на реакцию с горной породой.In FIG. 4 - Assignment of ranks to the results of acid treatments, depending on the duration of exposure of the acid composition to the reaction with the rock.
На фиг. 5 - Ранговая матрица эффективности кислотных обработок.In FIG. 5 - Rank matrix of the effectiveness of acid treatments.
Пример реализации предлагаемого способа:An example of the implementation of the proposed method:
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 VКС и TВ: менее 1 м3/м, от 1 до 2 м3/м, от 2 до 4 м3/м, более 4 м3/м и менее 1 ч, от 1 до 2 ч, от 2 до 4 ч, более 4 ч соответственно.The practical application of the developed method is considered on the example of acid treatments carried out on the Bashkir-Serpukhovian deposits of the Upper Kama oil fields. This group of fields is similar in terms of geological structure, oil and gas content, reservoir properties, and also has a sufficient amount of accumulated field information. The analysis uses information on 36 acid treatments (primary - 13 well operations, repeated - 23 well operations) performed by one acid composition, which is a 12% hydrochloric acid solution with the addition of surfactants. To assess the productive and filtration properties of the reservoir, the source materials of 72 standard hydrodynamic studies of wells in unsteady modes by the method of pressure recovery obtained using high-precision downhole instruments (two studies for each well operation) were involved. In order to determine the optimal design of acid treatment, on the basis of the available data set, 4 intervals for changing V KS and T B were identified: less than 1 m 3 /m, from 1 to 2 m 3 /m, from 2 to 4 m 3 /m, more than 4 m 3 / m and less than 1 h, from 1 to 2 h, from 2 to 4 h, more than 4 h, respectively.
Этап 1. В рамках анализа отмечена наибольшая эффективность первичных кислотных обработок при VКС от 1 до 4 м3/м (фиг. 1) виде прироста дебита нефти (Δq) с 0,42 до 0,89 т/(сут⋅м). Для повторных кислотных обработок увеличение VКС до 2 м3/м и более обеспечивает эффективность, близкую к первичному воздействию на продуктивный пласт. В частности, по результатам 6 мероприятий при VКС более 4 м3/м получен максимальный Δq=0,94 т/(сут⋅м). Изменение дополнительной добычи нефти по сравнению с результатами первичной обработки при том же VКС составляет лишь 31,3%, что существенно ниже дизайна с VКС менее 2 м3/м (88,9-93,5%).
Для кислотных обработок с TВ менее 1 ч (фиг. 2) отмечается наиболее низкая эффективность: Δq=0,43 т/(сут⋅м), что связано с кольматацией пустотного пространства продуктами, сопутствующими реакции (βПЗП=0,7; βУЗП=0,9). Это явление обусловлено особенностями минералогического состава горной породы в обработанных скважинах (присутствие сидерита). В целом, отмечается тенденция улучшения результатов воздействия при увеличении TВ: 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).For acid treatments with TINless than 1 hour (Fig. 2) the lowest efficiency is noted: Δq=0.43 t/(day⋅m), which is associated with clogging of the void space with products accompanying the reaction (βPZP=0.7; βUSP=0.9). This phenomenon is due to the peculiarities of the mineralogical composition of the rock in the treated wells (the presence of siderite). In general, there is a tendency to improve the results of exposure with an increase in TIN: for primary stimulation Δq changes from 0.49 to 0.96 t/(day⋅m), for repeated - from 0.61 to 0.70 t/(day⋅m).
Результаты, представленные на фиг. 1-2, позволяют сделать вывод, что увеличение VКС и TВ 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.The results shown in FIG. 1-2 allow us to conclude that an increase in V CS and T B contributes to the achievement of a positive result of stimulation. However, when designing a measure, one should take into account the possibility of clogging of the void space of the rock with reaction products due to the peculiarities of the mineralogical composition of the rock, excess acid or non-optimal duration of its exposure in the reservoir, which requires monitoring of the reservoir properties both before and after the impact.
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 VКС 2-4 м3/м, обеспечивающий следующее изменение характеристик коллектора: первичная стимуляция - βП=3,1; βПЗП=3,8; βУЗП=3,6; повторная стимуляция - βП=1,8; βПЗП=2,9; βУЗП=2,1.
Отмечен факт улучшения продуктивных и фильтрационных характеристик пласта и по мере увеличения TВ с 1 до 4 ч и более (фиг. 2): при первичной стимуляции βП изменяется с 2,2 до 3,4; βПЗП - с 2,1 до 4,6; βУЗП - с 2,1 до 4,4; при повторной стимуляции βП изменяется c 1,5 до 2,2; βПЗП - с 2,7 до 3,3; βУЗП - с 1,6 до 2,3.The fact of improving the productive and filtration characteristics of the formation was noted, and as T B increases from 1 to 4 hours or more (Fig. 2): during primary stimulation, β P changes from 2.2 to 3.4; β PZP - from 2.1 to 4.6; β SPL - from 2.1 to 4.4; with repeated stimulation, β P changes from 1.5 to 2.2; β PZP - from 2.7 to 3.3; β SPL - from 1.6 to 2.3.
Привлечение результатов гидродинамических исследований до и после кислотной обработки позволяет подтвердить положительное изменение продуктивных и фильтрационных характеристик пласта после воздействия (при βП, βПЗП, βУЗП более 1), а также выделить оптимальные значения технологических показателей VКС и TВ для их последующего использования при проектировании мероприятий.Involving the results of hydrodynamic studies before and after acid treatment allows us to confirm a positive change in the productive and filtration characteristics of the reservoir after the impact (at β P , β FPP , β SPL more than 1), as well as to identify the optimal values of technological indicators V KS and T B for their subsequent use when designing events.
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 VКС и TВ. 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: VКС - 2-4 м3/м, TВ - 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.The application of the proposed method allows to increase the reliability of assessing the effectiveness of acid treatment of carbonate reservoirs due to the integrated accounting of the multiplicity of impact, changes in well operation indicators, productive and filtration characteristics of the reservoir, provides an opportunity to make decisions about the need for industrial implementation of technologies that are at the stage of pilot work, reduce technological and economic risks of subsoil user enterprises by increasing the quality of project design.
Условия реализации:Implementation conditions:
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.The proposed method is applicable to oil deposits or a group of deposits with similar geological and physical properties of the rock with accumulated experience in carrying out activities with acid impact on the reservoir. At wells, acid treatment facilities, the technological effect after the implementation of the geological and technical measures should be completed, that is, it is necessary to reduce the oil production rate of wells to the initial value (before acid treatment). Otherwise, an extrapolation of the oil production decline curve based on the existing rates (at least 3 months from the date of implementation) is required to determine the expected additional oil production and the duration of the technological effect. At wells, objects of influence, in the period within 180 days before the acid treatment and after it, during the period of the technological effect, hydrodynamic studies should be carried out under unsteady modes by the method of pressure recovery.
Средства реализации:Implementation means:
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.To assess the productive and filtration properties of the formation, it is necessary to use the KAPPA Workstation software product (Saphir module) or analogues. In the absence of software, it is necessary to process the pressure build-up curve using standard methods for interpreting well survey data in unsteady conditions.
Claims (1)
отличающийся тем, что 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 TЭФ, сут; затем показатели эксплуатации скважин по проведенным кислотным обработкам разделяют на группы в зависимости от изменения величин параметров скорости закачки VКС и времени выдержки TВ; 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 βП, безразмерный коэффициент изменения проницаемости призабойной зоны пласта по нефти βПЗП, безразмерный коэффициент изменения удаленной зоны пласта по нефти βУЗП, 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.A method for evaluating the effectiveness of acid treatment of a carbonate formation, including conducting hydrodynamic studies, processing materials from well studies in transient modes by the method of pressure recovery before and after the event,
characterized in that when designing acid treatment, a rank matrix is used, to build a matrix, at the first stage, an analysis of well performance is performed when injecting various volumes of acid composition and the duration of its exposure to reaction with rock, taking into account the frequency of the event, as well performance indicators are used : increase in oil production rate after stimulation Δq, t/day m; additional oil production ΣΔQ, t; the duration of the technological effect T EF , days; then, the well operation indicators for the conducted acid treatments are divided into groups depending on the change in the values of the parameters of the injection rate V CS and the holding time T B ; the results of well operation indicators in the context of groups are averaged, on the basis of their analysis, the optimal values of technological parameters for primary and repeated measures are revealed, at the second stage, the results of acid treatments are analyzed based on changes in the productive and filtration properties of the formation, determined as a result of processing data from hydrodynamic studies using the recovery method pressure before and after the event, to do this, determine the dimensionless coefficient of change in well productivity β P , the dimensionless coefficient of change in the permeability of the bottomhole formation zone for oil β PPP , the dimensionless coefficient of change in the remote zone of the formation for oil β SPL , at the third stage, a comprehensive assessment of the effectiveness of acid treatments is carried out using a ranking system; each of the performance indicators determined in the first and second stages is assigned a certain rank, and the number of numbers used in determining the rank corresponds to the number of selected groups; then perform the summation of ranks within the selected groups; the results obtained are summarized in a single rank matrix.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2790639C1 true RU2790639C1 (en) | 2023-02-28 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2819869C1 (en) * | 2023-09-19 | 2024-05-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for acid treatment of bottomhole zone of oil producing and injection well |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2078918C1 (en) * | 1992-01-21 | 1997-05-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of selection of methods of stimulation of bottom-hole zone of terrigenous formations in producing wells at late stage of development |
| RU2129656C1 (en) * | 1997-06-20 | 1999-04-27 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Method of oil pool development |
| RU2149992C1 (en) * | 1999-08-26 | 2000-05-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method of prognostication of efficiency of geological and engineering measures in carbonate reservoirs |
| WO2012134497A1 (en) * | 2011-04-01 | 2012-10-04 | QRI Group, LLC | Method for dynamically assessing petroleum reservoir competency and increasing production and recovery through asymmetric analysis of performance metrics |
| RU2716670C1 (en) * | 2019-07-23 | 2020-03-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for assessment of efficiency of hydrochloric-acid treatment of well |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2078918C1 (en) * | 1992-01-21 | 1997-05-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of selection of methods of stimulation of bottom-hole zone of terrigenous formations in producing wells at late stage of development |
| RU2129656C1 (en) * | 1997-06-20 | 1999-04-27 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Method of oil pool development |
| RU2149992C1 (en) * | 1999-08-26 | 2000-05-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method of prognostication of efficiency of geological and engineering measures in carbonate reservoirs |
| WO2012134497A1 (en) * | 2011-04-01 | 2012-10-04 | QRI Group, LLC | Method for dynamically assessing petroleum reservoir competency and increasing production and recovery through asymmetric analysis of performance metrics |
| RU2716670C1 (en) * | 2019-07-23 | 2020-03-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for assessment of efficiency of hydrochloric-acid treatment of well |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2819869C1 (en) * | 2023-09-19 | 2024-05-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for acid treatment of bottomhole zone of oil producing and injection well |
| RU2820909C1 (en) * | 2023-10-30 | 2024-06-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method of determining efficiency of geological and technical measures |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20200141215A1 (en) | Evaluating far field fracture complexity and optimizing fracture design in multi-well pad development | |
| Kumar et al. | Well interference diagnosis through integrated analysis of tracer and pressure interference tests | |
| Ezulike et al. | Flowback fracture closure: A key factor for estimating effective pore volume | |
| US9284833B2 (en) | Method of tracing flow of hydrocarbon from a subterranean reservoir | |
| RU2010119067A (en) | PRELIMINARY ANALYSIS OF THE DRILLING AREA FOR PLANNING THE DEVELOPMENT OF DEPOSITS | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| US7303009B2 (en) | Method to detect low salinity injection water encroachment into oil formations | |
| Mulhim et al. | First successful proppant fracture for unconventional carbonate source rock in Saudi Arabia | |
| Alameedy et al. | The impact of matrix acidizing on the petrophysical properties of the Mishrif Formation: Experimental investigation | |
| US5404010A (en) | Method of well logging in fractured subterranean formation | |
| Ursell et al. | High resolution fluid tracking from verticals and laterals using subsurface DNA diagnostics in the Permian Basin | |
| Tian et al. | Understanding frac fluid distribution of an individual frac stage from chemical tracer flowback data | |
| RU2790639C1 (en) | Method for assessing the efficiency of acid treatment of carbonate formations | |
| Lynk et al. | Hydraulic fracture completion optimization in Fayetteville Shale: Case study | |
| Ortiz et al. | Asphaltene-prevention work flow enhances oil production in high-temperature fractured carbonate reservoirs | |
| Kholy et al. | Development of an empirical equation To predict hydraulic-fracture closure pressure from the instantaneous shut-In pressure using subsurface solids-injection data | |
| Se et al. | ‘Log-Soak-Log’Experiment in Tengiz Field: Novel Technology for In-Situ Imbibition Measurements To Support an Improved Oil Recovery Project | |
| Ganiev et al. | Waterflood Optimization Planning Based on MRT Analysis of Long-Term Bottom-Hole Pressure Records | |
| Anderson et al. | Determination of fracture height by spectral gamma log analysis | |
| Scott* et al. | Drill Bit Geomechanics and Fracture Diagnostics Optimize Completions in the Powder River Basin | |
| Eker | Numerical simulation of poroelasticity and multiphase flow in matrix-fracture system: Application to Niobrara Formation, DJ Basin | |
| Tandon | Identification of productive zones in unconventional reservoirs | |
| Bybee | Proper evaluation of shale-gas reservoirs leads to more-effective hydraulic-fracture stimulation | |
| Sharaf et al. | A novel approach to acidizing of carbonates: Case history from the Gulf of Suez in Egypt | |
| Li | Oilfield Tracer Analysis and Application for Hydraulic Fracture Diagnostics |