Статья посвящена изучению особенностей формирования призабойных зон продуктивных пластов в процессе эксплуатации добывающих скважин месторождений севера Пермского края, отличительной особенностью которых является высокая газонасыщенность пластовой нефти. В качестве критерия, характеризующего состояние призабойной зоны, использован параметр, наиболее широко применяемый в отечественной и мировой практике – скин-фактор. Анализ научных публикаций показал, что одной из основных проблем применения скин-фактора для оценки состояния призабойных зон является неоднозначность трактовок его физического смысла и невозможность выделения превалирующих факторов, формирующих его величину. В статье предложен подход к выделению таких факторов в условиях рассматриваемых месторождений, основанный на многомерном корреляционно-регрессионном анализе. Выбор данного инструмента обусловлен сложностью процессов, происходящих в системе «пласт – призабойная зона – скважина». При описании сложных многофакторных процессов выбранный метод демонстрирует высокую степень достоверности. Для большого количества скважин региона собран и обобщен значительный материал, включающий результаты определения скин-фактора (1102 значения) при проведении гидродинамических исследований, а также данные о значениях различных геолого-технологических показателей, которые, вероятно, могут быть статистически связаны с величиной скин-фактора. Построена серия многомерных математических моделей; в качестве прогнозируемого параметра использован скин-фактор, в качестве независимых признаков – данные о значениях геолого-технологических показателей. Анализ построенных моделей является ключевым этапом настоящего исследования, в ходе которого изучен набор параметров, включенных в многомерные модели, последовательность их включения и вклад в общую величину достигнутого коэффициента детерминации как основного показателя работоспособности построенных моделей. Установлено, что основным фактором, влияющим на состояния призабойной зоны, является разгазирование нефти. Определены существенные различия в особенностях формирования скин-фактора в терригенных и карбонатных отложениях рассматриваемых месторождений.
Для решения задач, сопровождающих разработку методов прогнозирования, предложен вероятностный метод анализа данных. На примере карбонатного объекта рассмотрено применение вероятностной методики прогнозирования эффективности технологии пропантного гидравлического разрыва пласта (ГРП). Выполнен прогноз прироста дебита нефти скважин с использованием вероятностного анализа геологических и технологических данных в разные периоды выполнения ГРП. С помощью данного метода размерные показатели были переведены в единое вероятностное пространство, что позволило выполнить сравнение и построить индивидуальные вероятностные модели. Проведена оценка степени влияния каждого показателя на эффективность ГРП. Вероятностный анализ показателей в разные периоды выполнения ГРП позволил выявить универсальные статистически значимые зависимости. Данные зависимости не меняют своих параметров и могут быть использованы для прогнозирования в разные периоды времени. Определены критерии применения технологии ГРП на карбонатном объекте. С использованием индивидуальных вероятностных моделей рассчитаны комплексные показатели, на основе которых построены регрессионные уравнения. С помощью уравнений выполнен прогноз эффективности ГРП на прогнозных выборках скважин. Для каждой из выборок рассчитаны коэффициенты корреляции. Прогнозные результаты хорошо коррелируются с фактическими приростами (значения коэффициентов корреляции r = 0,58-0,67 по экзаменационным выборкам). Вероятностный метод, в отличие от других, обладает простотой и прозрачностью. С его использованием и при тщательном подборе скважин для применения технологии ГРП вероятность получения высокой эффективности значительно возрастает.
Нефтегазодобывающие компании предъявляют все более высокие требования к качеству крепления обсадных колонн скважин, в том числе к процессу непосредственной закачки и продавки тампонажного раствора с учетом требований к высоте подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве, исключения вероятного ГРП, разрабатывая при этом гидравлическую программу цементирования. Необходимо предотвратить глубокое проникновение фильтрата тампонажного раствора в проницаемые пласты для исключения загрязнения продуктивных толщ. Выполнить одновременно все указанные требования без использования модифицирующих добавок невозможно, все чаще разрабатываются и применяются сложные цементные композиции. При этом необходимость корректировки рецептур тампонажных составов появляется практически для каждой конкретной скважины. С целью выбора и обоснования рецептур тампонажных составов, а также для оперативной корректировки с учетом требований проектных документов и геолого-технических условий цементирования обсадных колонн были разработаны математические модели основных технологических свойств тампонажных растворов для крепления эксплуатационных колонн скважин в условиях Пермского края. Выполнен анализ влияния поликарбоксилатного пластификатора (Пл) и понизителя фильтрации на основе гидроксиэтилцеллюлозы (Пф) на пластическую вязкость (В), растекаемость (Р) и фильтрацию (Ф) тампонажных растворов. Разработка математических моделей выполнена по данным более 90 измерений.
Рассмотрена методика совместного учета пористости и объемной плотности породы при моделировании распределения проницаемости в объеме залежи. На основе петрофизических исследований керна месторождений Башкирского свода проведен анализ соотношений значений пористости, плотности и проницаемости горных пород. Установлены значимые корреляционные связи данных показателей в условиях поровых коллекторов, а также снижение таких связей для плотных пород и интервалов с аномально высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Для терригенных коллекторов порового типа предложена модель оценки проницаемости на основе совместного учета пористости и плотности пород. Для визейского эксплуатационного объекта Гондыревского месторождения построена модифицированная модель, для которой проницаемость коллектора рассчитана как функция от пористости и плотности пород. Проведено сравнение модифицированной модели с моделью, полученной по стандартной методике; в результате установлены их значимые различия. В модифицированном варианте максимальная проницаемость выделена на южном участке залежи. При стандартной оценке наибольшие значения характерны для центральной части, при приближении к контуру по всей площади проницаемость закономерно снижается. Геологическая модель в модифицированном варианте в отличие от стандартного значительно более однородна, не имеет резких флуктуаций в значениях проницаемости. Для обоих кубов проницаемости выполнены расчеты по воспроизведению истории разработки объекта. Установлено, что суммарная добыча нефти, рассчитанная по модифицированной модели, значительно лучше соотносится с фактическими данными. Наибольший эффект от применения предложенной методики наблюдается для начального периода разработки, где сходимость высокодебитных скважин значительно лучше. В целом результаты сравнения методик показывают значительное улучшение адаптации истории разработки модифицированной модели по сравнению со стандартной. Таким образом, методика учета плотности пород позволяет более обоснованно учитывать различия в литологии визейских коллекторов, что в конечном итоге ведет к большей достоверности распределения остаточных извлекаемых запасов нефти.
