Накопленная добыча нефти при средневзвешенной депрессии – основной показатель эффективного применения бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта

Москва, 16 сен - ИА Neftegaz.RU. Одной из приоритетных задач бурения скважин является минимизация отрицательного воздействия на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллектора промывочной жидкости, которую используют для первичного вскрытия продуктивного пласта. При этом сегодня отсутствует общепринятая методика оценки загрязняющей способности буровых растворов, несмотря на то что задача на стадии эксплуатационного бурения, по существу, сводится к сравнению между собой добычных показателей опытных и базовых скважин, проведенных на конкурирующих промывочных жидкостях. Прежде всего, сложности возникают из-за неудачного использования в качестве базовых так называемых эта лонных (потенциальных) скважин, пробуренных на идеализированном растворе, который вообще не загрязняет коллектор и характеризуется весьма приближенными трудноопределимыми параметрами (потенциальный дебит, естественная проницаемость, радиус контура питания, радиус и характер загрязнения призабойной зоны и т.п.) [1 – 5 и др.].




В настоящей статье рассмотрен опыт применения бурового раствора Petro Com S компании «ИСК «ПетроИнжиниринг» и предложен простой промысловый методический подход к оценке его эффективности по сравнению с базовым раствором, который широко используется на трех месторождениях Западной Сибири: Малоключевом, Лас-Еганском и Нивагальском.
Суть предложенной методики заключается в оценке величины загрязнения конкурирующих буровых растворов, характеризуемой фактическими коэффициентами продуктивности, с помощью сравнения значений расчетной накопленной добычи нефти из опытных и базовых скважин при средней арифметической взвешенной депрессии в одинаковые периоды эксплуатации скважин.

Рецептура Petro Com S – одна из модификаций безглинистого биополимерного раствора с регулируемым содержанием инертной фракционированной твердой фазы, который предназначен для первичного вскрытия продуктивных горизонтов. Основным отличием опытного раствора является применение специально подобранных поверхностно-активных веществ, которые способствуют максимальному сохранению коллекторских свойств призабойной зоны скважины (ПЗС) [6]. При проведении опытно-промышленных работ по применению бурового раствора Petro Com S за время II кв. 2013 г. – I кв. 2014 г. пробурены четыре добывающие скважины. После одного года эксплуатации опытных скважин заказчиком на каждом месторождении подобраны базовые скважины, которые пробурены в примерно одинаковых с опытными скважинами условиях. В табл. 1 – 3 представлены исходные данные для проведения оценки эффективности бурового раствора Petro Com S.

Следует отметить, что приведенные в таблицах исходные данные могут быть дополнительно уточнены. В первую очередь это обусловлено тем, что измеренные характеристики работы скважин (дебит, обводненность, забойное и пластовое давления) являются дискретными по времени (см. точки на рис. 1 – 3), поэтому в целях получения более точных величин необходимо стремиться к увеличению количества измерений. Также значения, отмеченные полужирным шрифтом, были приняты равными величинам в соседние по времени периоды работы скважин.







При оценке результатов применения раствора Petro Com S авторы настоящей статьи провели анализ добычных характеристик опытных и базовых скважин и в качестве основного показателя эффективности использовали накопленную добычу нефти. Во-первых, данный показатель лишен недостатков всех лабораторных испытаний, так как является фактическим результатом промыслового внедрения. Во вторых, накопленная добыча представляет собой интегральный временной показатель, который учитывает одномоментные промысловые критерии, например, продуктивность и скин-фактор.



Сравнение добычных показателей опытных и базовых скважин возможно, если они находятся в примерно одинаковых условиях, под которыми подразумевается близость большого числа различных параметров, в частности: естественные ФЕС, мощность продуктивного пласта, внутрискважинное оборудование, длина горизонтального ствола, пластовое давление, положение водонефтяного контакта (ВНК), влияние соседних скважин, депрессии при эксплуатации сравниваемых скважин и т.д. Результат работы скважины, характеризуемый накопленной добычей нефти НД_j^ФАКТ за фиксированный промежуток времени Δt_ij, зависит от двух переменных – коэффициента продуктивности K_ij^ПР и фактической депрессии ΔP_ij^ФАКТ, причем коэффициент продуктивности, формирующийся на стадии первичного вскрытия коллектора, отражает степень загрязнения ПЗС раствором. Влияние низкого коэффициента продуктивности может возмещаться повышенной депрессией бурового раствора при эксплуатации. Поэтому, если не учитывать обе эти величины (ΔK_ij^ПР, ΔP_ij^ФАКТ) при анализе промысловых данных, а исходить только из фактической накопленной добычи НД_j^ФАКТ, то невозможно корректно оценить загрязняющее воздействие бурового раствора на коллектор и сравнить между собой конкурирующие промывочные жидкости. Чтобы избежать возможных ошибок при расчете накопленной добычи нефти, необходимо использовать для каждого интервала времени работы конкретной скважины коэффициент продуктивности, который определен по данным соответствующих фактических измерений, и одно расчетное средневзвешенное значение депрессии за период оценки по всем интервалам времени работы сравниваемых скважин. Обращение к средневзвешенной депрессии позволяет исключить неодинаковость этого фактора при эксплуатации опытных и базовых скважин в группе (выборке).

По исходным данным и результатам их обработки для каждой скважины были построены хронограммы забойного и пластового давлений, депрессии, расчетного дебита и накопленной добычи нефти. На рис. 1 – 3 представлены примеры хронограмм, построенных по скважинам Малоключевого месторождения.

Расчетную накопленную добычу нефти из одной скважины определим по формуле:

где i = 1…n – номер интервала времени работы скважины между замерами; j = 1…m – номер опытной или базовой скважины в группе (выборке); Δt_ij – i-й интервал времени работы j-й скважины в группе;

– расчетный дебит скважины, т/сут;

– фактический коэффициент продуктивности скважины по нефти, т/(сут·МПа); Q_ij^ФАКТ – фактический дебит на i-ом интервале j-й скважины, т/сут;

– фактическая депрессия, МПа;
P_ij^ПЛ, P_ij^ЗАБ – пластовое и забойное давления, МПа;

– средняя арифметическая взвешенная депрессия по интервалам работы Δt_ij группы опытных и базовых скважин, МПа;

– средняя арифметическая взвешенная депрессия j-й скважины в группе, МПа;

– суммарное время работы j-й скважины в группе, сут.

Среднюю арифметическую расчетную накопленную добычу нефти за период сравнения отдельно для опытных и базовых скважин в группе вычислим по формулам:

где ν = 1…g, w = 1…h – номер опытной и базовой скважины в группе, соответственно (m=g+h).

Дополнительная расчетная накопленная добыча нефти от использования опытного раствора на одной скважине составляет:

В качестве показателя эффективности опытного бурового раствора предлагается использовать условный экономический эффект Э, который представляет собой разность между возможным приростом расчетной накопленной добычи нефти в денежном выражении и дополнительными затратами от применения опытного бурового раствора вместо базового для одной скважины:

где С^H – стоимость 1 тонны нефти, руб/т; С^ОП, С^БАЗ – затраты на опытный и базовый растворы соответственно при строительстве одной скважины, руб.



Эффективность по группе скважин пропорциональна количеству опытных скважин. Общая эффективность опытной технологии по нескольким группам скважин определяется суммой значений эффективности отдельных групп. Очевидно, если Э > 0, то опытный буровой раствор является эффективным для первичного вскрытия продуктивного пласта по сравнению с базовой рецептурой. Если Э ≈ 0, то эффективность опытной и базовой жидкостей одинакова. Если же Э < 0, то опытный раствор не эффективен. Следует отметить, что все показатели, определяемые по формулам (1), (2), (8) – (11) и обозначенные как «расчетные», являются условными, поскольку приведены к средневзвешенной депрессии.

Оценим эффективность раствора Petro Com S на тестовом числовом примере. Требуется рассчитать прирост накопленной добычи нефти НД^ДОП на опытных скв. 480Г и 492Г по сравнению с базовой скв. 497Г Малоключевого месторождения и оценить экономический эффект от применения опытного раствора. Воспользуемся исходными данными (табл. 1), а также условно примем для расчета значения следующих величин: С^H = 10 тыс. руб/т;
С^ОП = 2,25 млн руб; С^БАЗ= 1,5 млн руб. m = 3, так как скв. 480Г, 492Г – опытные, то g = 2.



Ограничим период сравнения _ΔT_j конкурирующих растворов по рассматриваемой группе скважин, а также для других групп, временем работы базовой скважины №497Г с меньшей продолжительностью эксплуатации, которая по формуле (7) составляет: сут.

Для первого интервала времени работы скв. №480Г _Δt ₁₁ = 30 сут. по формулам (4) и (3) определим фактическую депрессию и коэффициент продуктивности:

_ΔP₁₁ ^ФАКТ = P₁₁ ^ПЛ – P₁₁ ^ЗАБ = 27,2 – 11,5 = 15,7 МПа;
К₁₁ ^ПР = Q₁₁ ^ФАКТ / _ΔP₁₁ ^ФАКТ = 66,3 / 15,7 = = 4,22 т/(сут МПа)

Аналогично по всем скважинам рассчитаем _ΔP_ij ^ФАКТ и K_ij ^ПР для каждого интервала работы, которые входят в период сравнения _ΔTj = 192 сут. Вычислим средневзвешенную депрессию на при мере скв. 480Г по формуле (6):

Аналогично определим _ΔP_j ^{СРЕД. СКВ} в двух других скважинах. В скв. 492Г

_ΔP₂ ^{СРЕД. СКВ} = 6,53 МПа, а в скв. 497Г
_ΔP₃ СРЕД. СКВ = 14,74 МПа.

Вычислим среднюю арифметическую взвешенную депрессию для трех скважин за период сравнения _ΔT_j = 192 сут по формуле (5):

Определим расчетный дебит нефти по скважине №480Г на интервале _Δt₁₁ по формуле (2): Q₁₁ ^РАСЧ = K₁₁ ^ПР ⋅ _ΔP^СРЕД = 4,22⋅10,25 = 43,3 т/сут. Используя данные табл. 1 – 3, аналогично, вычислим _ΔP_j ^{СРЕД.СКВ} и _ΔP^СРЕД для оставшихся скважин и групп, а также по всем скважинам рассчитаем Q_ij ^РАСЧ для каждого интервала времени работы. В табл. 4. сведены значения, полученные по формулам (2) – (6).

Как видно из табл. 4, средневзвешенные значения депрессий по отдельным скважинам в пределах групп существенно отличаются между собой, что дополнительно указывает на необходимость применения расчетной накопленной добычи при средневзвешенной депрессии для каждой группы скважин.

Накопленную добычу нефти по скв. №480Г за _ΔT_j = 192 сут определим по формуле (1):

НД₁ ^РАСЧ = 43,3⋅30 + 34,7⋅30 + 72,3⋅31 + 53,5⋅30 + 83,3⋅31 + 78,2⋅31 + 76,7⋅9 = 11 882 т.

Аналогично рассчитаем накопленную добычу по другим двум скважинам.
По формулам (8) и (9) вычислим среднюю арифметическую расчетную накопленную добычу нефти для двух опытных скв. 480Г, 492Г и одной базовой скв. 497Г:

Определим дополнительную накопленную добычу нефти от использования опытного раствора для одной скважины по формуле (10):

НД^ДОП = НД ^{ОП. СРЕД} – НД ^{БАЗ.СРЕД} = 13 129 – 3094 = 10 035 т.

Рассчитаем критерий эффективности опытного раствора для вскрытия продуктивного пласта по одной скважине с помощью формулы (11):

Э = НД^{ДОП ⋅СН} – (С^ОП – С^БАЗ) = = 10 035⋅10 000 – (2 250 000 – 1 500 000) = 99,60 млн руб.

Таким образом, буровой раствор Petro Com S является эффективным для первичного вскрытия продуктивного пласта ЮВ2 по сравнению с базовой рецептурой для рассматриваемой группы скважин. Поскольку на опытном растворе пробурено две скважины, то эффективность равна:

Э^МАЛ = Э⋅g = 99 600 000⋅2 = 199,20 млн руб.

Аналогично определена дополнительная накопленная добыча нефти от использования опытного раствора Petro Com S для других групп скважин. По Лас-Еганскому месторождению НД^ДОП = –8632 т; Э^Л–Е = –87,07 млн руб.; по Нивагальскому НД^ДОП = 1817 т; ЭНИВ = 17,42 млн руб. (табл. 5).



В табл. 5 сведены результаты расчетов накопленной добычи нефти и оценки эффективности опытного раствора для каждой группы скважин трех месторождений. Положительного эффекта по одной группе скважин достигнуть не удалось. Не удовлетворительный результат по Лас-Еганскому месторождению можно объяснить вероятными различиями состояния сравниваемых скважин, а также тем, что буровой раствор Petro Com S первый раз использовался на опытной скв. 3335Г. В отличие от Нивагальского и Малоключевого, для скважин Лас-Еганского месторождения характерна высокая обводненность продукции, которая существенно влияет на накопленную добычу нефти.

Различия положений горизонтальных участков скв. 3335Г, 3326Г относительно ВНК обусловило высокую начальную обводненность (60%) и ее резкий рост (до 90%) на третьем месяце эксплуатации опытной скв. 3335Г (рис. 4).



Определим общую эффективность опытного раствора Petro Com S по всем опытным скважинам:

Э^ОБЩ = Э^МАЛ + Э^Л–Е + Э^НИВ = = 199 200 000 – 87 070 000 + 17 420 000 = 117,55 млн руб.

Следовательно, несмотря на отрицательный эффект по одной из четырех опытных скважин, буровой раствор Petro Com S в целом является эффективным для первичного вскрытия продуктивных пластов по сравнению с конкурирующей базовой промывочной жидкостью.

К настоящему времени период работы большинства опытных и базовых скважин превысил один год. Экстраполируя результаты по накопленной добыче нефти скв. №497Г Малоключевого и скв. №6314Г Нивагальского месторождений за ΔT_j = 192 сут до одного года эксплуатации повторен описанный выше алгоритм расчета по формулам (1) – (11). В этом случае общая эффективность от опытного раствора увеличивается приблизительно до 293 млн руб., что дополнительно подтверждает его эффективность при более продолжительном периоде сравнения. Приведенная методика также использована для анализа результатов эксплуатации скважин по накопленной добыче всей жидкости (нефть+вода). Установлено, что накопленная добыча жидкости из опытных скважин превосходит добычу из базовых приблизительно на 18% и 28% для периодов сравнения ΔT_j = 192 сут и ΔT_j = 365 сут соответственно.


Резюмируя вышесказанное, можно сделать следующие выводы:

1. Для оценки эффективности первичного вскрытия буровым раствором продуктивного пласта рекомендуется использовать условную расчетную накопленную добычу нефти.
2. При определении показателя эффективности бурового раствора необходимо опытные и базовые скважины сравнивать в примерно одинаковых условиях. Для корректного сопоставления результаты по накопленной добыче всех сравниваемых скважин не обходимо приводить к одинаковой средневзвешенной депрессии.
3. На основе фактических результатов применения бурового раствора Petro Com S компании ООО «ИСК «ПетроИнжиниринг» выполнен тестовый числовой пример. Показано, что буровой раствор Petro Com S эффективен при первичном вскрытии продуктивных пластов на ряде месторождений Западной Сибири.
4. Авторы полагают, что предложенный сравнительный подход может также применяться для оценки влияния других технологий на качество вскрытия продуктивного пласта.

Авторы:

Гаджиев С.Г., Следков В.В., Ионенко А.В., Липатников А.А., Клеттер В.Ю., Леонов Е.Г.

Литература:

1. Hawkins M.F. A note on the skin-effect. J. Petr. Techn., 1956, vol. 8, No12. Рр. 65 – 68.
2. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. 303 с.
3. Рабинович Н.Р., Смирнова Н.В., Тевзадзе Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин // Обзор. ин форм. сер. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». М.: ВНИИОЭНГ, 1990. 40 с.
4. Marshall D.S., Gray R. and Byrne M. Return Permeability: A detailed comparative study. Paper SPE 54763 presented at the 1999 European Formation Damege Conference, The Hague, May 31 – June 1.
5. Андиева Е.А., Сидоров Л.С. Практический опыт применения скин-фактора для анализа работы скважины // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2012. №9. С. 41 – 45.
6. Буровой раствор / Е.В. Бойков, С.Г. Гаджиев, С.Н. Гаджиев, И.Н. Евдокимов и др. Заявка №2015136397 от 28.08.2015 на патент в ФИПС.


Автор: А. Иванова