Анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок ПЗП на Югомашевском месторождении

Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «РНГМ»

ОТЧЕТ о научно-исследовательской практике студента Басыровой Регины Фанусовны группы МГР12−11−01

горно-нефтяного факультета Студент: Басырова Р.Ф.

Руководитель: профессор Гафаров Ш. А.

Уфа 2012

1. Геолого-промысловая характеристика месторождения

1.1 Характеристика нефтегазоносных комплексов месторождений северной части Башкортостана

1.2 Общие сведения о месторождении

1.3 Геологическое строение месторождения и залежей

1.4 Свойства и состав нефти и газа

1.5 Запасы нефти и газа

2. Применение соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта

2.1 Причины снижения проницаемости ПЗП

2.2 Цели и задачи кислотной обработки ПЗП

2.3 Общие требования к проведению кислотных обработок

3. Регрессионный анализ параметров соляно-кислотного воздействия

3.1 Основные положения теории статистики при прогнозе ГТМ

3.2 Результаты определения уровня влияния геолого-физических и технологических факторов на эффективность проведения соляно-кислотного воздействия в НГДУ «Краснохолмскнефть»

4. Требование безопасности и охрана окружающей среды при проведении СКО

4.1. Общие требования

4.2. Охрана недр и окружающей среды

Заключение

Список использованных источников

На протяжении последнего десятилетия происходит непрерывное ухудшение качества запасов сырьевой базы страны. Это объясняется в первую очередь стремлением многих нефтедобывающих компаний вести первоочередную выработку наиболее продуктивных объектов и сокращением объемов геологоразведочных работ. Дальнейший прирост извлекаемых запасов может происходить только за счет увеличения нефтеотдачи пластов.

В условиях снижения объемов добычи нефти в мире реальным выходом из такого кризисного состояния являются скорейшее техническое и технологическое перевооружение отрасли, обеспечение ее новыми техническими реагентами и составами, использующимися на всех этапах строительства и эксплуатации нефтяных скважин.

Эффективным методом увеличения дебитов скважин является обработка их призабойных зон как наиболее уязвимого места в системе пласт-скважина.

Существует большое количество методов воздействия на призабойную зону скважин. Превалирующим видом обработки являются кислотные обработки. Наибольшее распространение на промыслах получили соляно-кислотные технологии и их модификации. Последние играют огромную роль в интенсификации добычи нефти. Объемы их использования настолько велики, что по суммарному эффекту дополнительно добытой нефти из залежи их приравнивают к методам повышения нефтеотдачи пластов.

Целью данной работы является анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок ПЗП на Югомашевском месторождении.

В качестве источников написания работы послужили специализированные учебные пособия Кабирова М. М., Куцына У. З., А.И., Мищенко И. Т., Ефомова М. Г., а так же материалы интернет

1. Геолого-промысловая характеристика месторождения

1.1 Характеристика нефтегазоносных комплексов месторождений северной части Башкортостана

Значительные промышленные запасы нефти центральной и северо-восточной части Волго-Уральской провинции расположены в пределах Пермско-Башкирского свода (ПБС). В общем объеме указанного региона, доля начальных геологических и извлекаемых запасов ПБС составляет, соответственно, 16% и 14%. В пределах границ рассматриваемого структурно-тектонического элемента разрабатывается 81нефтяное, нефтегазовое и газовое месторождения, в том числе такие крупные, как Кокуйское, Красноярско-Куединское, Павловское, Четырманское, Шагиртско-Гожанское, Югомашевское.

Крупные месторождения Пермско-Башкирского свода характеризуются неравномерной выработкой запасов нефти. Большинство залежей приурочено к терригенной толще нижнего карбона. Остаточные запасы в таких залежах относятся к категории трудноизвлекаемых и сосредоточены в «ловушках», приуроченных к кровельной части локальных поднятий высокопродуктивных горизонтов и линз.

Кроме того, большинство залежей нефти среднего и нижнего карбона имеют обширную водонефтяную зону.

Анализ структуры запасов нефти Пермско-Башкирского свода показал, что больше половины запасов в терригенных коллекторах -56% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) отнесены к трудноизвлекаемым (таблица 1). Около 55% трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) сосредоточено в пластах с нефтенасыщенной толщиной менее 2 м. В низкопроницаемых коллекторах содержится 31% НИЗ от всех ТрИЗ. Нефти с вязкостью более 30 мПа*с составляют четвертую часть трудноизвлекаемых запасов в группе начальных геологических. Выработанность начальных геологических запасов (НГЗ) и начальных извлекаемых запасов составляет 50% и 41% от ТрИЗ, соответственно. Трудноизвлекаемые запасы, приуроченные к карбонатным коллекторам, имеют значительную долю (68% от НГЗ и72% от НИЗ) в структуре общих запасов. Практически все ТрИЗ содержатся в пластах с толщиной менее 2 м, также значительна доля ТрИЗ в низкопроницаемых коллекторах (46%). Запасы высоковязких нефтей составляют 12% от НГЗ и 8% от НИЗ. Около 48% ТрИЗэто запасы объектов, по которым отобрано нефти более 70% (от НИЗ). В пределах Пермско-Башкирского свода встречаются залежи нефти, которые характеризуются нефтенасыщенностью менее 55%, пористостью менее 8% и пластовой температурой менее 20 °C.

Таблица 1 — Структура и степень выработанности запасов месторождений Пермско-Башкирского свода

Таким образом, основную долю трудноизвлекаемых запасов по Пермско-Башкирскому своду составляют залежи, характеризующиеся малой нефтенасыщенной толщиной, низкими значениями коэффициента проницаемости, нефтью высокой вязкости и коэффициентом использования запасов (КИЗ) более 70%.

1.2 Общие сведения о месторождении

месторождение нефть добыча Югомашевское нефтяное месторождение расположено в северной части Башкортостана, в 40 км к востоку от г. Янаула.

В административном отношении месторождение находится в пределах лицензионного участка, расположенного в Янаульском и Татышлинском районах Республики Башкортостан, восточнее Орьебашского, Игровского, Четырманского и Кузбаевского месторождений.

В орогидрографическом отношении территория месторождения относится к Буйско — Быстротаныпскому водоразделу. Она представляет собой слабовсхолмленную равнину (наивысшая отметка рельефа достигает отметки + 240 м), осложненную густой сетью речных долин и оврагов. Течения воды в речках направлено с севера на юг. По берегам рек и оврагов иногда встречаются оползни, вызванные наличием водоносных горизонтов, размывающих пористые пермские породы.

Немного севернее месторождения проходит Казанская железная дорога. Наиболее крупная железнодорожная станция расположена в г. Янаул. Проселочные дороги в основном плохие, и движение по ним в непогоду затруднено.

Климат района континентальный, зима суровая и продолжительная со снежными заносами и метелями. Средняя температура летом +18 0С, зимой -180С. Грунт промерзает зимой до 1,8 м. Ветры преимущественно юго-западного направления.

Население составляют работники сельского хозяйства и рабочие нефтедобывающей промышленности.

На территории месторождения имеются полезные ископаемые, используемые в строительстве — известняки, галечники, песчаники, глины, пески и суглинки.

1.3 Геологическое строение месторождения и залежей

Югомашевское нефтяное месторождение открыто в 1954 году, введено в промышленную разработку в 1966 году, эксплуатационное разбуривание продуктивных пластов нижнего карбона и терригенного девона началось в 1967 году, среднего карбона — в 1972 году. Разработку ведет НГДУ «Краснохолмскнефть» ООО «Башнефть-Добыча».

Геологический разрез Югомашевского месторождения слагается в основном отложениями палеозойского возраста, залегающими на размытой поверхности вендско-рифейских отложений и перекрытые неогеновыми осадочными образованиями.

Югомашевское месторождение по тектонической схеме Башкортостана расположено в северо-западной части Башкирского свода. На юго-западе оно граничит с Четырманским месторождением, а на северо-востоке с Куединским месторождением. На Югомашевском месторождении было выявлено 15 основных поднятий: Максимовское, Юсуповское, Кудашевское, Восточно-Кудашевское, Курдымское, Южно-Курдымское, Югомашевское, Горейбашевское, Чаршадинское, Ташкентское, Северо-Акбулатовское, Западно-Акбулатовское, Акбулатовское, Восточно-Шульгановское, Яндовское.

Югомашевское месторождение расположено в области рифового палеошельфа, в пределах которого выделен верхнефранско-нижнефаменский барьерный риф (Орьебаш-Максимово-Татышлинская полоса нефтеносных биогермных массивов), включающий в себя и локальные поднятия Югомашевского месторождения, отнесенные к разрезу шельфовых биогермов.

На 01.01.2007 г. на месторождении пробурено 1116 скважин, из них разведочных 105 скважин.

Продуктивными на Югомашевском нефтяном месторождении являются верхние карбонатные отложения среднего карбона (пласт Скш4 каширского горизонта и пласт Св1 верейского горизонта), нижние карбонатные отложения среднего карбона (пласты Св3, Св4 верейского горизонта и пласт Сбш башкирского яруса), терригенные отложения нижнего карбона (пласты CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3) тульского горизонта и пласт CVI бобриковского горизонта), карбонатные отложения турнейского яруса (пласт СТкз кизеловского горизонта), карбонатные отложения фаменского яруса (продуктивная пачка среднефаменского подяруса Dфмс1, продуктивные пачки нижнефаменского подяруса Dфмн2, Dфмн3), карбонатные отложения аскынского горизонта (пачка Dас) терригенные отложения девона (пласты Dкн1, Dкн2 кыновского горизонта, пласт DI пашийского горизонта).

Продуктивная пачка Скш4 выделяется в основании каширского горизонта («каширский репер»). Пачка Скш4 сложена доломитами и известняками, с редкими прослоями мергелей и аргиллитов. Пачка представлена коллектором практически во всех скважинах (коэффициент распространения — 0,997). В большинстве скважин пачка представлена двумя прослоями (коэффициент расчлененности равен 1,906). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Скш4 составляет 0,359. Средняя эффективная толщина пачки составляет 2,44 м.

Продуктивная пачка Св1 залегает в верхней части верейского горизонта. Он перекрывается плотными глинисто-карбонатными породами толщиной 5−7 м. Подстилается пласт плотными глинистыми и глинисто-известковистыми породами.

Пачка представлена коллектором в большинстве скважин (коэффициент распространения — 0,888). В основном пачка представлена одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,015). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Св1 составляет 0,379. Средняя эффективная толщина пачки составляет 1,09 м.

Продуктивная пачка Св3 соответствует верейскому реперу. Пачка Св3 представлена известняками органогенной и органогенно-сгустково-комковатой структуры.

Пачка представлена коллектором во всех скважинах (коэффициент распространения равен 1,0). В основном пачка представлена двумя прослоями (коэффициент расчлененности равен 2,212). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Св1 составляет 0,506. Средняя эффективная толщина пачки составляет 3,7 м.

Продуктивная пачка Св4 представлена также известняками органогенной структуры, залегает в нижней части верейского горизонта.

Пачка представлена коллектором в половине скважин (коэффициент распространения равен 0,543). В подавляющем большинстве пачка представлена одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,017). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Св4 составляет всего 0,196. Эффективные толщины изменяются от 0,5 до 5,4 м. Средняя эффективная толщина пачки составляет 0,95 м.

Нефтеносность продуктивной пачки Сбш связана с верхней частью пачки башкирского яруса. Выявленные залежи в продуктивной пачке по всей площади подстилаются водой и по своему строению относятся к типу массивных.

Пачка представлена коллектором во всех скважинах (коэффициент распространения равен 1,0). В подавляющем большинстве пачка представлена тремя и более прослоями (коэффициент расчлененности равен 7,4). Доля содержания коллекторов в продуктивной пачке Сбш составляет 0,494. Средняя эффективная толщина пачки составляет 8,7 м.

Промышленная нефтеносность в ТТНК связана с пластами CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3 тульского горизонта и с пластом CVI бобриковского горизонта.

Пласт СII залегает в верхней части тульского горизонта, сложен мелкозернистыми песчаниками. Пласт представлен коллектором более, чем в половине скважин (коэффициент распространения 0,539). В большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,2). Коэффициент песчанистости составляет 0,938. Средняя эффективная толщина пласта составляет 2,3 м.

Пласт СIV0 залегает в средней части тульского горизонта, под непроницаемым двух-трех метровым прослоем известняков и глин, сложен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Пласт представлен коллектором более, чем в половине скважин (коэффициент распространения равен 0,630). В подавляющем большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,015). Коэффициент песчанистости составляет 0,983. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,2 м.

Пласт СIV также залегает в средней части тульского горизонта, под двухметровым прослоем аргиллитов, сложен как мелкозернистыми песчаниками, так и крупнозернистыми алевролитами. Пласт представлен коллектором в более, чем в половине скважин (коэффициент распространения равен 0,647). В подавляющем большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,017). Коэффициент песчанистости составляет 0,983. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,2 м.

Пласт СV также залегает в средней части тульского горизонта, под однодвухметровым прослоем аргиллитов или алевролитов, сложен песчаниками и алевролитами. Коэффициент распространения составляет 0,668. В подавляющем большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,061). Коэффициент песчанистости составляет 0,911. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,8 м.

Пласты СVI0.1+2 залегают в нижней части тульского горизонта, сложены песчано-алевролитовой породой, отличаются высокой степенью неоднородности. Коэффициент распространения составляет 0,639. В большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,193). Коэффициент песчанистости составляет 0,516. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,5 м.

Пласт СVI0.3 залегает в подошве тульского горизонта, сложен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, выдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,785). В большинстве скважин пласт представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,26). Коэффициент песчанистости составляет 0,803. Средняя эффективная толщина пласта составляет 2,4 м.

Пласт CVI выделен единым условно. В пределах месторождения выделяются до 4 пропластков, которые хорошо коррелируются и гидродинамически связаны между собой. Коллекторы той или иной части пласта вскрываются во вех без исключения скважинах месторождения (коэффициент распространения составляет 1,0); имеет большие толщины (средняя эффективная толщина пласта составляет 12,7 м). Коэффициент песчанистости составляет 0,778. Пласт представлен 3 и более прослоями в 40% скважин. Коэффициент расчлененности равен 2,328.

Продуктивная пачка СТкз1 залегает в кровельной части кизеловского горизонта, представлена известняками мелкокристаллическими, глинистыми. Общая толщина продуктивной пачки изменяется от 7,2 до 34,6 м. Пачка СТкз1 выделяется, главным образом, в сводовых частях наиболее контрастных поднятий (коэффициент распространения равен 0,645). В большинстве скважин пачка представлен тремя и более прослоями (коэффициент расчлененности равен 3,5). Доля коллектора продуктивной пачки составляет 0,525. Средняя эффективная толщина составляет 6,3 м.

В отложениях фаменского яруса выделяются три продуктивные пачки Dфмс1, Dфмн2, Dфмн3. По всем продуктивным пачкам продуктивные прослои коллекторов залегают в различных частях разреза. Порода-коллектор представлена известняками и доломитами. Коэффициент распространения по пачкам изменяется от 0,590 (пачка Dфмс1) до 0,830 (пачка Dфмн3). Продуктивные пачки представлены в основном 3 и более прослоями. Коэффициенты расчлененности составляют: 3,7 (пачка Dфмс1); 3,4 (пачка Dфмн2); 4,6 (пачка Dфмн3). Содержание коллекторов в пачках изменяется незначительно — от 0,177 до 0,240. Средние эффективные толщины составляют по пачкам: 5,6 (Dфмс1); 5,1 (Dфмн2); 7,0 (Dфмн3).

Продуктивная пачка Dас сложена карбонатными отложениями. Единственная залежь вскрыта скважиной 337ТНП, где в интервале глубин 1760,0−1769,0 м (-1531,5−1553,5) компрессором был получен приток нефти. По керну коллекторские свойства не определялись. Характеристика неоднородности продуктивной пачки Dас не изучена. Размеры залежи равны 1,3×0,9 км, высота — 13 м. Толщина коллектора 19,2 м, состоит из 6 прослоев-коллекторов. Залежь водоплавающая. ВНК вскрыт на отметке -1544,5 м.

Промышленная нефтеносность в разрезе терригенного девона установлена в пластах Dкн1, Dкн2 кыновского и пласте DI пашийского горизонтов.

Коллекторы пластов ТТД сложены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Пласт Dкн1 невыдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,241), представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,0). Коэффициент песчанистости составляет 0,864. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,4 м.

Пласт Dкн2 еще более невыдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,094), представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,0). Коэффициент песчанистости составляет 0,865. Средняя эффективная толщина пласта составляет 1,3 м.

Пласт DI более выдержан по площади (коэффициент распространения составляет 0,574), состоит из 1 — 3 прослоев, чаще всего представлен одним прослоем (коэффициент расчлененности равен 1,081). Коэффициент песчанистости составляет 0,790. Средняя эффективная толщина пласта составляет 2,4 м.

1.4 Свойства и состав нефти и газа

Нефти среднего карбона в пластовых условиях близки по своим свойствам. Из них наиболее легкие, менее вязкие нефти из продуктивной пачки Св3, плотность разгазированной нефти по ней равна 0,867 г/см3, тогда как по остальным пачкам она меняется от 0,877 до 0,885 г/см3, по пачке Св4 нефть не отобрана.

Наиболее вязкие и более тяжелые нефти среди продуктивных пачек среднего карбона в пачке Сбш (плотность равна 0,885 г/см3), давление насыщения равно 4,99 МПа, вязкость при давлении насыщения 11,37 мПас.

Нефти терригенной толщи нижнего карбона исследованы по 30 пробам глубинной нефти, 24 пробы отобраны при раздельной перфорации пластов. Нефти близки по физико-химической характеристике. Несколько тяжелее более вязкая нефть, с наименьшим выходом светлых фракций.

Плотность разгазировнной нефти по пластам ТТНК изменяется от 0,886 до 0,891 г/см3, а в пласте CVI плотность равна 0,911 г/см3. Вязкость нефти в атмосферных условиях изменяется от 26,16 до 38,80 мПас, а по пласту CVI составляет 85,25 мПас. Давление насыщения изменяется по пробам от 3,14 до 9,61 МПа.

Нефти турнейского яруса исследовались по одной пробе. Нефть тяжелая — плотность равна 0,926 г/см3, вязкая — 133,77 мПа. с, давление насыщения равно 7,5 МПа.

Нефти фаменского яруса тяжелые, плотность составляет 0,925−0,949 г/см3, очень вязкие (вязкость в атмосферных условиях составляет 143,73 — 270,0 мПас). Давление насыщения изменяется от 4,12 до 7,19 МПа, газосодержание — от 11,3 до 26,77 м3/т.

Нефти терригенного девона изучены по 13 пробам, в основном изучены нефти пласта DI (8 проб). Плотность разгазированной нефти изменяется от 0,878 до 0,897 г/см3. Давление насыщения равно 7,18 — 8,63 МПа, газосодержание 32,4−35,93 м3/т, вязкость сепарированной нефти равно 23,1−38,6 мПас.

Попутные газы Югомашевского месторождения имеют плотность 1,204−1,511 кг/м3, содержание метана — 9,87−45,14%, этана — 8,45−34,62%, пропана — 9,73−25,41%, бутанов — 6,09−8,71%.

Газы жирные, тяжелые, азота содержится до 23,15%, углекислого газа — 0,17 — 2,4%.

Содержание гелия по имеющимся анализам некондиционно и равно 0,011 — 0,025% моль (Св3 — 0,025%, Сбш — 0,0125%, CII — 0,011%).

Нефти в поверхностных условиях имеют среднюю плотность (0,882−0,896 г/см3), вязкость равна 19,96−43,46 мм2/с, содержание серы равно 1,91−3,14%, смол 18,1−27,14%, парафина 2,4−4,66%, фракции до 150С изменяются от 10,3 до 18%.

Плотность нефтей по пластам ТТНК изменяется от 0,893−0,913 г/см3, более тяжелые нефти пластов CV и CVI. Вязкость изменяется по пластам от 51,85 до 159,1 мм2/с, содержание серы изменяется от 2,22 до 3,17%, смол — от 18,17 до 29,83%, парафина от 2,82 до 4,52%, фракции до 150С изменяются от 4,5 до 13,0%.

Нефти турнейского яруса изучены по 12 пробам. Плотность высокая (0,935 г/см3), содержание серы — 3,31%, смол — 25,93%, парафина — 2,51%, фракции до 150 С равны 11,3%.

Нефти фаменского яруса тяжелые (0,928 — 0,930 г/см3), высоковязкие (250,13 — 363,0 мм2/с), высокосернистые (3,39 — 4,0%), парафинистые (2,68 — 4,05%), фракции до 150С равны 9,7−18,1%.

По аскынскому горизонту из продуктивной пачки отобрана одна проба нефти в поверхностных условиях. Плотность нефти равна 0,901 г/см3, вязкость равна 222,3 мм2/с, содержание серы — 4,08%, смол — 13,26%, парафина — 2,39%, фракции до 150С — отсутствуют.

Нефти терригенных отложений девона тяжелые (0,872 — 0,902 г/см3), вязкие и высоковязкие (до 274,3 мм2/с), высокосернистые (до 4,3%), парафинистые (2,64 — 4,92%). Нефти пласта DI более легкие — 0,893 г/см3.

1.5 Запасы нефти и газа

Запасы нефти по пластам и объектам приведены в приложении А.

На 01.01.2007 г. на месторождении пробурено 1116 скважин, из них разведочных 105 скважин.

Продуктивными на Югомашевском нефтяном месторождении являются верхние карбонатные отложения среднего карбона (пласт Скш4 каширского горизонта и пласт Св1 верейского горизонта), нижние карбонатные отложения среднего карбона (пласты Св3, Св4 верейского горизонта и пласт Сбш башкирского яруса), терригенные отложения нижнего карбона (пласты CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1+2, CVI0.3) тульского горизонта и пласт CVI бобриковского горизонта), карбонатные отложения турнейского яруса (пласт СТкз кизеловского горизонта), карбонатные отложения фаменского яруса (продуктивная пачка среднефаменского подяруса Dфмс1, продуктивные пачки нижнефаменского подяруса Dфмн2, Dфмн3), карбонатные отложения аскынского горизонта (пачка Dас) терригенные отложения девона (пласты Dкн1, Dкн2 кыновского горизонта, пласт DI пашийского горизонта).

Начальные балансовые запасы нефти по месторождению категории А+В+С1 на 01.01. 2007 г. составляют 157 956 тыс. т, извлекаемые — 43 971 тыс.т. Запасы категории С2 составляют: геологические — 16 360 тыс. т, что составляет 10,4% от запасов промышленных категорий, извлекаемые — 2967 тыс.т.

В нераспределенном фонде числятся запасы нефти категории С1 в количестве: балансовые — 1191 тыс. т, извлекаемые — 196 тыс. т, категории С2: балансовые — 321 тыс. т, извлекаемые — 78 тыс.т.

Начальные балансовые запасы газа категории А+В+С1 в целом по месторождению составляют 4470 млн. м3, извлекаемые — 1701 млн. м3.

Остаточные запасы нефти Югомашевского месторождения утверждены протоколом ГКЗ Роснедра № 53-пд от 21.03.2006 г. и по состоянию на 01.01.2006 г. составили: геологические — 135 808 тыс. тонн, извлекаемые — 21 823 тыс. тонн по категории А+В+С1 и 16 360 тыс. тонн и 2967 тыс. тонн соответственно категории С2 (распределенный фонд). Прирост запасов нефти составил 18 543/4924ты.т. по категории С1 и 2656/499тыс.т. по категории С2. Увеличение запасов связано в основном с расширением площади нефтеносности залежей и появлением новых залежей.

Добыча нефти на 01.01.2007 года в целом по категории А+В+С1 составила 22 718 тыс. тонн. Остаточные запасы нефти Югомашевского месторождения на 01.01.2007 г. составили по категории А+В+С1: геологические — 135 238 тыс. тонн, извлекаемые — 21 253 тыс. тонн.

Добыча газа на 01.01.2007 года по категории А+В+С1 составила 424 млн. м3. Остаточные извлекаемые запасы газа по категории А+В+С1 составили 1277 тыс. тонн.

Таким образом, на Югомашевском месторождении наблюдается рост доли добычи нефти из отложений среднего карбона и уменьшение доли добываемой нефти из терригенных пластов ТТНК, бывших ранее основными объектами эксплуатации.

В настоящее время Югомашевское месторождение прошло все этапы разработки и находится на ее завершающей стадии. Основными объектами добычи нефти являются карбонатные пласты отложений среднего карбона, поэтому наиболее перспективными, с точки зрения поддержания уровня добычи нефти, являются объекты отложений среднего карбона.

2. Применение соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта

2.1 Причины снижения проницаемости ПЗП

Призабойная зона скважины — участок пласта, непосредственно прилегающий к забою скважины. Здесь скорость движения жидкости, перепады давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. Даже небольшое загрязнение ПЗП существенно снижает производительность скважины.

Воздействие на ПЗП с целью восстановления или увеличения проницаемости основано на растворении привнесенных в пласт извне или образовавшихся в пласте кольматантов.

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны добывающих и нагнетательных (водозаборных) скважин в процессе эксплуатации можно отнести следующие:

§ проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе ТКРС;

§ проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках;

§ набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

§ образование водонефтяной эмульсии (эмульсионные блоки);

§ выпадение и отложение асфальтосмолопарафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий;

§ проникновение в ПЗП механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.

ОПЗ различаются по глубине воздействия (удаление кольматирующего вещества в ПЗП при восстановлении продуктивности скважин, или воздействие на скелет породы при проведении более глубоких стимулирующих обработок) и используемым реагентам.

При выборе рабочего состава агента необходимо обеспечить его соответствие следующим критериям:

§ состав должен проникать в призабойную зону пласта на требуемую глубину;

§ состав не должен вызывать повторного выпадения осадков после реакции с породой, насыщающими её флюидами или кольматантом;

§ реагенты должны быть совместимы с раствором глушения, пластовыми водами и другими технологическими жидкостями, применяемыми при ремонте скважин, и не оказывать влияние на технологические стадии добычи, транспорта и подготовки нефти;

§ компоненты состава должны быть малотоксичными.

Основными принципами технологии обработки призабойной зоны пласта скважин являются:

§ восстановление продуктивности или приемистости скважин в случае, если они ограничены состоянием ствола скважины, перфорационных каналов и призабойной зоны, за счет воздействия на кольматирующие вещества химическими реагентами;

§ увеличение продуктивности или приемистости скважин за счет воздействия на структуру порового пространства скелета породы как вблизи призабойной зоны пласта скважин, так и удаленной зоны;

§ разрушение кольматанта при физико-химическом взаимодействии с закачиваемыми химическими реагентами;

2.2 Цели и задачи кислотной обработки ПЗП

Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону. Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты.

Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название соляно-кислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:

— обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;

— обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;

— очистки фильтра и ПЗС от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды;

— очистки фильтра в ПЗС от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;

— удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;

— инициирования других методов воздействия на призабойную зону.

2.3 Общие требования к проведению кислотных обработок

Кислотные обработки проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. В скважинах с межпластовыми перетоками их величина может увеличиться в результате проведения солянокислотных обработок.

Выбор способа ОПЗ и вида кислотных обработок осуществляют на основе изучения причин снижения продуктивности или приемистости скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

Технологию и периодичность проведения КО обосновывают технологические и геологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, данным регламентом, с учетом технико-экономической оценки их эффективности, а также исходя из ранее проведенных работ по повышению нефтеотдачи пластов.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, в которых подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ (технологической колонны), а также другого необходимого оборудования.

После проведения КО, скважины исследуют методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Требования к промывочным и продавочным жидкостям:

· Жидкость для промывки скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

· Фильтрат жидкости продавки должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

· Продавочная жидкость не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения — пластовый флюид».

· Продавочная жидкость не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 г/л.

· Продавочная жидкость должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование.

· Продавочная жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях.

· Продавочная жидкость должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

3. Регрессионный анализ параметров соляно-кислотного воздействия

3.1 Основные положения теории статистики при прогнозе ГТМ

В НГДУ «Краснохолмскнефть» при выборе скважин для СКО учитываются геолого-промысловые показатели: нефтенасыщенная толщина пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, вязкость пластовой нефти, динамика дебита скважины и обводненность продукции, коэффициент продуктивности скважины, история ремонтов и применения методов интенсификации притока нефти. В группе технологических факторов для проведения процесса воздействия определяются: объемы и концентрация соляной кислоты, продавочных жидкостей, а также давление и режим закачки реагентов в ПЗП.

В промысловых условиях Краснохолмского НГДУ геолого-физические и технологические показатели изменялись в широких пределах, потому и эффективность от соляно-кислотного воздействия оказалась весьма различной: в единичных случаях очень высокой (дополнительная добыча 1008,5−1411,6 т.), иногда — низкой (дополнительная добыча 2,9−20 т.), а обычно в интервале 200−550 т. на одну обработку. Проведение статистического анализа по выявлению зависимости увеличения дебита скважины и изменения притока нефти после обработки позволит с одной стороны выявить наиболее значимые показатели при проведении обработок и оптимизировать процесс, а с другой стороны — по известным и заранее заданным геолого-промысловым и технологическим показателям прогнозировать эффективность соляно-кислотного воздействия.

Реализация подобных задач возможно несколькими методами. Одним из таких методов является многофакторный регрессионный анализ.

Общее назначение множественной регрессии состоит в анализе связи между несколькими независимыми переменными (называемыми также регрессорами или предикторами) и зависимой переменной.

При анализе регрессионной зависимости обычно используют процедуры множественной регрессии для определения влияния на функцию отклика. Можно определить некоторое количество факторов или параметров, которые, как ожидается, оказывают влияние на результирующий параметр. Эта информация может быть использована при анализе с помощью множественной регрессии для построения регрессионного уравнения.

Как только эта, так называемая линия регрессии определена, аналитик оказывается в состоянии построить график ожидаемой (предсказанной) величины результирующего параметра. Таким образом, аналитик может определить, какие позиции недооценены (лежат ниже линии регрессии), какие находятся слишком высоко (лежат выше линии регрессии).

В общественных и естественных науках процедуры множественной регрессии широко используются в исследованиях. В общем, множественная регрессия позволяет исследователю задать вопрос (и, вероятно, получить ответ) о том, «что является лучшим предиктором для…». Термин «множественная» указывает на наличие нескольких предикторов или регрессоров, которые используются в модели. Общая вычислительная задача, которую требуется решить при анализе методом множественной регрессии, состоит в изыскании уравнении связи между независимыми переменными и параметрами характеризующим тот или иной процесс (зависимой переменной).

Метод наименьших квадратов.

По координатам из независимых переменных или переменных Х и зависимой переменной Y строится диаграмма регрессии. Целью процедуры линейной регрессии является подгонка прямой линии по точкам. А именно диаграмма строит линию регрессии так, чтобы минимизировать квадраты отклонения этой линии от наблюдаемых точек. Поэтому на эту общую процедуру иногда ссылаются как на оценивание по методу наименьших квадратов.

Уравнение регрессии.

Прямая линия на плоскости (в пространстве двух измерений) задается уравнением:

Y = a + b*X (3.1)

Более подробно: переменная Y может быть выражена через константу (а) и угловой коэффициент (b), умноженная на переменную Х. Константу иногда называют также свободным членом, а угловой коэффициент — регрессионным или В-коэффициентом.

В многомерном случае, когда имеется более одной независимой переменной, линия регрессии не может быть отображена в двумерном пространстве, однако она также может быть легко оценена. В общем случае, процедуры множественной регрессии будут оценивать параметры линейного уравнения вида:

Y = a + b1*X1 + b2*X2 +…+ bp*Xp (3.2)

Однозначный прогноз и частная корреляция.

Регрессионные коэффициенты (или В-коэффициенты) представляют независимые вклады каждой независимой переменной в предсказание зависимой переменной. Другими словами, переменная Х1, к примеру, коррелирует с переменной Y после учета влияния всех других независимых переменных. Этот тип корреляции упоминается также под названием частной корреляции. Если одна величина коррелирована с другой, то это может быть отражением того факта, что они обе коррелированы с третьей величиной или с совокупностью величин.

Линия регрессии выражает наилучшее предсказание зависимой переменной (Y) по независимым переменным (X). Однако, природа редко (если вообще когда-нибудь) бывает полностью предсказуемой и обычно имеется существенный разброс наблюдаемых точек относительно подогнанной прямой. Отклонение отдельной точки от линии регрессии (от предсказанного значения) называется остатком.

Остаточная дисперсия и Коэффициент Детерминации R2.

Чем меньше разброс значений остатков около линии регрессии по отношению к общему разбросу значений, тем лучше прогноз. Например, если связь между переменными X и Y отсутствует, то отношение остаточной изменчивости переменной Y к исходной дисперсии равно 1. Если X и Y жестко связаны, то остаточная изменчивость отсутствует, и отношение дисперсии будет равно 0. В большинстве случаев отношение будет лежать где-то между этими экстремальными значениями, т. е. между 0,0…1,0. Параметр, характеризующий совпадимость точек на диаграмме рассеяния с прямой, которая описывается некоторым линейным уравнением связи, называется R2 или коэффициентом детерминации. Это значение непосредственно интерпретируется следующим образом. Если имеется R2 равный 0,4, то изменчивость значений переменной Y около линии регрессии составляем 1−0,4 от исходной дисперсии; другими словами, 40% от исходной изменчивости могут быть объяснены, а 60% остаточной изменчивости остаются необъяснимыми. Желательно иметь объяснение если не для всей, то хотя бы для большей части исходной изменчивости. Значение R2 является индикатором степени подгонки модели к данным (значение R2 близкое к 1,0 показывает, что модель объясняет почти всю изменчивость соответствующих переменных).

Интерпретация коэффициента множественной корреляции R.

Обычно, степень зависимости двух или более предикторов (независимых переменных или переменных Х) с зависимой переменной (Y) выражается с помощью коэффициента множественной корреляции R. По определению он равен корню квадратному из коэффициента детерминации. Это неотрицательная величина, принимающая значения между 0 и 1. Для интерпретации направления связи между переменными смотрят на знаки (плюс или минус) регрессионных коэффициентов или В-коэффициентов. Если В-коэффициент положителен, то связь этой переменной с зависимой переменной положительна; если В-коэффициент отрицателен, то и связь носит отрицательный характер. Конечно, если В-коэффициент равен 0, связь между переменными отсутствует.

Таким образом, множественный регрессионный анализ позволяет вычислить значения коэффициентов регрессионной модели, оценить влияние каждой переменной и их общий вклад в оценку зависимой переменной Y.

Для оценки степени корреляции (взаимосвязи) между фактическими значениями рассчитан коэффициент корреляции R2, показывающий насколько отличаются между собой расчетные и фактические значения: если R2 стремится к 1, тогда корреляция между ними полная.

3.2 Результаты определения уровня влияния геолого-физических и технологических факторов на эффективность проведения соляно-кислотного воздействия в НГДУ «Краснохолмскнефть»

При проведении, контроле и регулировании соляно-кислотного воздействия на ПЗП важно знать не только успешность проведения такого мероприятия, но и его эффективность, выраженную через различные критерии эффективности. Иначе говоря, после проведения качественного анализа необходимо перейти к количественному. Решение этой задачи было проведено путем обобщения опыта проведения СКО с построением геолого-статистической модели при различных объемах промысловой информации, где в качестве функции отклика использовались критерии эффективности (Y), представленные в таблице 3.1. дополнительная добыча нефти (Qдоп.н.), дебит скважины по нефти после обработки (q п.о.), отношение дебитов после и до обработки (q п.о./q д.о.), обводненность продукции скважины после обработки (W п.о.), отношение обводненности до и после обработки (W д. о / Wп.о.).

Наличие столь значительного количества вариантов и критериев эффективности при различных объемах информации обусловлено необходимость решения поставленных задач на различных стадиях разработки и в условиях ограниченного объема информации о залежи (в связи с недостаточными объемами промысловых исследовании, вследствие причин организационного и финансового характера), а также при изменении тактики и стратегии предприятия в рыночных условиях. Это позволит гибко реагировать на изменения внутренних и внешних условии функционирования.

Построение моделей осуществлялось с помощью шагового регрессионного анализа. Сущность метода шаговой регрессии заключается в последовательном исключении факторов в уравнение регрессии и последующей проверке их значимости. Факторы поочередно вводятся в уравнение так называемым прямым методом. При проверке значимости введенного фактора определяется, насколько уменьшается сумма квадратов остатков и увеличивается величина множественного коэффициента корреляции. Одновременно используется и обратный метод, т. е., исключение факторов, ставших незначимыми на основе критерия Стьюдента. Фактор является незначимым, если его включение в уравнение регрессии только изменяет значение коэффициентов регрессии, не уменьшая суммы квадратов остатков и не увеличивая их значения. Если при исключении в модель соответствующего факторного признака величина множественного коэффициента корреляции увеличивается, а коэффициент регрессии не изменяется (или меняется несущественно), то данный признак существен и его включение в уравнение регрессии необходимо. Если же при включении в модель факторного признака коэффициенты регрессии меняют не только величину, но и знаки, а множественный коэффициент корреляции не возрастает, то данный факторный признак признается целесообразным для включения в модель связи.

Регрессионный анализ по выявлению влияния геолого-физических и технологических факторов на эффективность СКО был создан по результатам выборки из 161 СКО проведенных за 2009 — 2012 гг. в скважинах Югомашевского месторождения.

Для анализа эффективности СКО скважин методом множественной регрессии использовались геолого-физические, технологические факторы и параметры, характеризующие эффективность обработок, перечисленные в таблице 3.1 с соответствующими пределами изменения.

Множественный регрессионный анализ проводился в следующем порядке:

— рассчитывалась корреляционная матрица, из которой выявлялись наиболее значимые параметры;

— проведены расчеты и построены линейные зависимости с помощью современного пакета статистических программ «Статистика-10» и Microsoft Excel на ЭВМ.

Результаты обработки данных СКО скважин Югомашевского месторождения представлены ниже в виде уравнений регрессии (3.3) — (3.7) и коэффициентов корреляции.

q п.о.= 3,522 + 0,0004 VHCL + 0,022 ХHCL + 1,066 qд.о.+ 0,003 Wд. о -0,051 Pзаб. — 0,077 Pпл. — 0,021 Тэкспл.скв. — 0,220 Kпрод. (3.3)

W п.о.= - 11,452 + 0,032 VHCL + 0,831 ХHCL + 0,289 qд.о.+ 0,844 Wд. о + 0,308 Pзаб. — 0,272 Pпл. + 0,028 Тэкспл.скв.- 0,262 Kпрод. (3.4)

Q доп.н.= 1285,806 — 0,153 VHCL + 7,890 ХHCL + 24,254 qд.о.+ 1,015 Wд. о — 18,910 Pзаб. — 28,452 Pпл. — 7,588 Тэкспл.скв.- 80,576 Kпрод. (3.5)

Анализ полученных уравнений показывает, что более достоверно эффективность СКО может быть охарактеризована по данным дебитов и обводненности после проведения СКО.

Из уравнения (3.3) и (3.4) видно, что положительное влияние на дебит и обводненность скважины по нефти после мероприятия имеет концентрация и объем закачиваемой соляной кислоты (VHCL, ХHCL). Положительный вклад также вносят дебит и обводненность скважины до проведения СКО (qд.о., Wд. о), а также на обводненность повлияло и время эксплуатации скважины до обработки (Тэкспл.скв.). Наибольший отрицательный вклад вносят: пластовое и забойное давление (Pзаб., Pпл), и коэффициент продуктивности (Кпрод.).

Из уравнения (3.5) видно, что на дополнительную добычу нефти от СКО положительно повлияли концентрация соляной кислоты (ХHCL), дебит и обводненность до проведения мероприятия (qд.о., Wд. о). Отрицательно повлияло давление забойное и пластовое (Pзаб., Pпл), коэффициент продуктивности (Кпрод.), а также время эксплуатации скважины до обработки (Тэкспл.скв.).

Из полученных уравнении (3.6) и (3.7) видно, что увеличение дебита по нефти (q п.о. /q д. о) и степень уменьшения обводненности (W д.о./ W п. о) больше всего зависят: от объема и концентрации соляной кислоты (VHCL, ХHCL), забойного и пластового давления (Pзаб., Pпл), от дебита и обводненности скважины до проведения СКО (qд.о., Wд. о).

В таблицах 3.1 — 3.6 обозначения: Бета — стандартные коэффициенты, В — не стандартные коэффициенты, p-value — оцененная мера уверенности в правильности результата (чем меньше, тем лучше). Во многих исследованиях р <0,05 рассматривается как «приемлемая граница» уровня ошибки. Std.Err.- стандартная ошибка.

Таблица 3.1 — Параметры уравнения регрессии (3.3)

Таблица 3.3 — Параметры уравнения регрессии (3.4)

Таблица 3.4 — Параметры уравнения регрессии (3.5)

Таблица 3.5 — Параметры уравнения регрессии (3.6)

Таблица 3.6 — Параметры уравнения регрессии (3.7)

Для определения связи между факторами, влияющими на эффективность СКО скважин Югомашевского месторождения, построена корреляционная матрица зависимых переменных (таблица 3.7).

Таблица 3.7 — Корреляционная матрица переменных по Югомашевскому месторождению

Коэффициенты множественной корреляции по уравнениям (3.3) -(3.7) составляют 0,0045 — 0,840 это значит, что построенная регрессия объясняет достоверность прогнозных результатов на 0,45% и 84%.