МНОГОФАКТОРНЫЙ СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ факторов, ВЛИЯЮЩИХ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ КИСЛОТНОГО ГИДРОРАЗРЫВА

Ш. Р. Ганиев, А. В. Лысенков

Аннотация


Введение Высокопродуктивные терригенные пласты Западного Башкортостана, в которых содержатся остаточные запасы нефти, в значительной мере выработаны, и в них происходит снижение темпа добычи нефти, увеличивается обводненность продукции скважин, что приводит к росту затрат на добычу нефти и способствует увеличению фонда скважин с осложненными условиями эксплуатации. Все эти факторы вызывают необходимость проведения геолого-технических мероприятий на скважинах с целью восстановления добывных возможностей скважин. Использование статистического анализа при оценке причин снижения успешности геолого-технических мероприятий позволяет установить уровень влияния технологических процессов на эффективность проведения кислотного гидроразрыва, и тем самым способствовать его оптимизации, а также прогнозировать его эффективность. Цели и задачи Определение следующих статистических зависимостей: o величины дополнительно добытой в результате кислотного гидроразрыва нефти от общей накопленной добычи по скважине; o времени эффекта от общего времени работы скважины; o прироста коэффициента продуктивности скважины от ряда геолого-физических, энергетических характеристик пластов и технологических параметров проведения кислотного гидроразрыва. Результаты В результате проведенного многофакторного анализа геолого-технических, технологических и энергетических параметров скважины и пласта, влияющих на эффективность кислотного гидроразрыва, установлено, что при подборе скважин-кандидатов необходимо выбирать скважины с давлением в зоне дренирования не ниже, чем на 30 % от начального пластового давления. Выявлено, что оптимальное значение безразмерного коэффициента проводимости равно 4. Оптимальный удельный расход соляно-кислотного раствора для условия турнейского яруса месторождений Западного Башкортостана составляет 2,9-3,3 м3/м. Обводненность продукции скважины не должна составлять более 50 %, поскольку дальнейшее увеличение обводненности приводит к значительному снижению соотношения накопленной добычи в результате кислотного гидроразрыва к общей накопленной добыче нефти. Расстояние до водонефтяного контакта должно быть не менее 15-20 м, поскольку с уменьшением данного расстояния уменьшается соотношение добычи, накопленной в результате кислотного гидроразрыва, к общей накопленной добыче нефти из-за возможного прорыва воды.

Ключевые слова


нефтяное месторождение;дополнительная добыча нефти;кислотный гидроразрыв пласта;многофакторный статистический анализ;oil field;incremental oil production;acid fracturing;multifactorial statistical analysis;

Полный текст:

PDF

Литература


Федоров Ю.В. Повышение эффективности технологии кислотного гидравлического разрыва пласта // Нефтепромысловое дело. 2010. № 11. С. 39-45.

Баязитова В.Р., Лысенков А.В. Результаты регрессионного анализа эффективности гипано-кислотных обработок призабойных зон скважин кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения // Нефтегазовое дело. 2009. Т. 7. № 1. С. 57-61.

Abass H.H. e.a. Acid Fracturing or Proppant Fracturing in Carbonate Formation? A Rock Mechanic’s View // Annual Technical Conference and Exhibition. San-Antonio, 2006.

Якубов Р.Н., Антипин Ю.В., Лысенков В.А., Чеботарев А.В. О перспективе применения солянокислотных обработок скважин на поздней стадии разработки // Нефтегазовое дело. 2012. Т. 10. № 2. С. 22-27.

Тазиев М.М., Сагитов Д.К. Методические основы прогнозирования динамики процесса обводнения добывающих скважин на основе промысловой геолого-технической информации о строении эксплуатируемых объектов и режимах работы скважин // Нефтепромысловое дело. 2005. № 12. С. 25-29.

Сагитов Д.К. Накопление «визуального опыта» с целью дальнейшего прогнозирования процесса обводнения скважин на основе статистического моделирования // Нефтепромысловое дело. 2005. № 12. С. 30-35.

Mou J., Zhu D., Hill A.D. Acid-Etched Channels in Heterogeneous Carbonates - a Newly Discovered Mechanism for Creating Acid-Fracture Conductivity // Society of Petroleum Engineers. 2010.

Mou J., Zhu D., Hill A.D. A New Acid Fracture Conductivity Model Based on the Spatial Distributions of Formation Properties // Society of Petroleum Engineers. 2010.

Settari A. Modeling of Acid-Fracturing Treatments // Society of Petroleum Engineers. 1993. P. 30-38.

Ганиев Ш.Р., Лысенков А.В. Статистическая оценка факторов, влияющих на эффективность солянокислотного воздействия // Нефтегазовое дело. 2018. Т. 16. № 2. С. 51-55.

Alfred R., Jennings Jr. OGCI/PetroSkills Hydraulic Fracturing Applications // Enhanced Well Stimulation, 2003. 168 p.

Dong C. Acidizing of Naturally-Fractured Reservoir Formations: Cand. Engin. Sci. Diss. USA: The University of Texas at Austin, 2001.

Rodrigues V.F., Medeiros A.C.R. Limits of Fracture Conductivity Correlation Improvement through Acid Fracture Surface Characterization // Offshore Technology Conference. Brasil, 2011.




DOI: http://dx.doi.org/10.17122/ntj-oil-2019-5-33-44

Ссылки

  • На текущий момент ссылки отсутствуют.


(c) Ш. Р. Ганиев, А. В. Лысенков

Лицензия Creative Commons
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.