Исследование эффективности производства гидроразрыва пласта на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

Исследование эффективности производства гидроразрыва пласта на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 году и введено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире.

По объему геологических запасов является крупнейшим в России. Начальные балансовые запасы нефти составляют 6,5 млрд. тонн, извлекаемые 3,2 млрд. тонн.

Однако к настоящему времени уровни отборов углеводородного сырья заметно снизились. Вместе с тем оставшиеся запасы нефти оцениваются в 1,08 млрд. тонн, из которых 630 млн. тонн являются слабодрейнируемыми и для вовлечения в разработку требуют применения технологий повышения нефтеотдачи пластов. Причём 347 млн. тонн таких запасов находятся в низкопродуктивных зонах пластов АВ1³, АВ2-3 и БВ10.

Извлечение таких запасов возможно с применением физико-химических методов, активно влияющих на повышение нефтеотдачи, позволяющих улучшить связанность коллекторов и тем самым увеличить охват пласта воздействием.

К таким методам относится гидравлический разрыв пласта.

Целью данного проекта является анализ широкомасштабного применения гидравлического разрыва пласта, как способа разработки продуктивных пластов.

При этом особенно важным представлялась оценка не столько текущего прироста добычи нефти в результате применения метода, сколько влияние его на долгосрочные перспективы разработки, а, следовательно, и на конечный коэффициент нефтеизвлечения.

Именно это в конечном счёте и определило необходимость и возможность широкого применения метода гидравлического разрыва пласта.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое положение

Самотлорское нефтегазовое месторождение округлой формы площадью 3000 км² находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 километрах к северо-востоку от г. Тюмени и в 30 километрах от г. Нижневартовска.

В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые - Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо востока), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения (рис. 1.1).

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, Ватинского Егана и правых притоков реки Обь. Рельеф слабо пересеченный. Абсолютные отметки поверхности изменяются от плюс 45 до плюс 75 метров. Заболоченная на 80% площадь представлена четвертичными аномальными и озерно-суглинистыми песчаниками мощностью до 20 метров, грунтами с прослойками и линзами мелкозернистых песков, торфа. На глубине от 200 до 350 метров распространены многолетние мерзлые горные породы с температурой от 0 ⁰С до 0,5 ⁰С, их общее влияние на бурение и эксплуатацию незначительно. При относительном уровне грунтовых вод проявляется в разной степени сезонное пучение глинистых грунтов, иногда песчаных грунтов с прослойками глин. Допускаемые нагрузки на талый грунт составляют 0,5-1 кг/см², на мерзлом 4-5 кг/см². На площади месторождения отмечаются многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь равна 62 км²), Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и кустарников, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет -3 ⁰С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (-25 ⁰С). Самым теплым - июль (+20 ⁰С). Абсолютный минимум температур -50 ⁰С, абсолютный максимум +47 ⁰С. Ледостав на реках начинается в конце октября и ледоход - в конце мая.

По характеру выпадающих атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь, что составляет 70% от годовой нормы. Внутри этого периода наибольшее количество осадков (30% годовой нормы) приходится на июль и август. Снеговой покров проявляется в октябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем достигает 33 см., а на заледенелых участках может достигать 120-160 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1,7 м. В середине июля почва полностью оттаивает.

Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие - расположены на берегу реки Обь в 35 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района - русские, ханты и манси.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие.

В Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет около 400 тысяч человек.

Рис.1.1 Обзорная карта

1.2 История освоения месторождения

Открытию многочисленных месторождений нефти и газа в Западной Сибири предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории.

Сравнительно планомерное изучение геологического строения района началось в 1948 году. В этот период были выполнены следующие работы:

1. Аэромагнитная съемка масштаба 1:1000000

2. Аэрогравиметрическая съемка масштаба 1:1000000

3. Сейсмозондирование и колонковое бурение

Комплексная интерпретация результатов этих работ позволила определить общие закономерности геологического строения осадочного чехла и фундамента платформы и выделить тектонические структуры первого порядка, в том числе и Нижневартовский свод.

На территории Нижневартовского свода планомерные поиски перспективных структур методами сейсмических исследований начали проводиться с 1957 года. Результаты работ сейсмопартии позволили уточнить тектоническое строение района, выявить и подготовить к поисково-разведочному бурению Самотлорскую, Северо-Покурскую, Ватинскую, Мегионскую, Аганскую и другие структуры.

Глубоким разведочным бурением были открыты крупнейшие нефтяные месторождения: в 1961 году - Мегионское, в 1964 году - Ватинское, Северо-Покурское, а в 1965 году - Самотлорское, Аганское и другие. Промышленно нефтеносные горизонты в них связаны преимущественно с нижнемеловыми отложениями.

После завершения промышленной разведки основных продуктивных горизонтов и утверждение запасов в ГКЗ (1973 г.) в 1977 году Самотлорское месторождение передано на баланс Главтюменьнефтегаза.

С экономической точки зрения Нижневартовский район можно считать высокоразвитым. Наличие различных путей сообщения с другими районами и странами позволяет с высокой степенью совершенствовать существующие методы и системы разработки нефтегазовых месторождений данного района за счет быстрого обмена информацией, опытом, кадрами и новой техникой.

В области геологической изученности район считается зрелым. Первые геологические исследования начались порядка 50 лет назад. За этот период в районе открыто более 50 месторождений различных размеров[1].

.3 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.3.1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений, платформенного чехла.

Геологический разрез месторождения представлен мощной толщей (2740 - 2870 метров) осадочных пород мезо-кайнозойского возраста от юрских до четвертичных включительно, несогласно залегающих на размытой поверхности отложений складчатого палеозойского фундамента.

Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

Комплекс осадочных пород сложен континентальными, прибрежно-морскими и морскими отложениями.

В разрезе месторождения выделяются пять основных продуктивных горизонтов снизу вверх: БВ₁₀, БВ₈, АВ_4-5, АВ_2-3 и АВ₁, к которым приурочены нефтяные нефтегазовые залежи промышленного значения. Отложения продуктивных горизонтов представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями глин. Приурочены они к нижнему отделу меловой системы (мегионская, вартовская и алымская свиты) общей толщиной 1330 метров.

Средняя глубина залежей нефти (до ВНК) продуктивных горизонтов АВ₁, АВ_2-3 и АВ_4-5 составляет 1750 метров, горизонтов БВ₈ и БВ₁₀ соответственно 2130 и 2220 метров.

Помимо этого промышленная нефтеносность подчиненного значения установлена на объектах ЮВ₁¹, ЮВ₁² (васюганская свита верхней юры), БВ_19-20 (ачиновская пачка мегионской свиты нижнего мела), а также в горизонте АВ_6-7 (вартовская свита, барренский ярус).

Залежи свободного газа установлены в горизонтах АВ_6-7, АВ_4-5, АВ₁, АВ_2-3 и в сеноманском ярусе.

Коллекторские свойства продуктивных пластов представлены в таблице 1.1. Подробная характеристика геологического строения выделенных горизонтов представлена ниже.

Таблица 1.1 Коллекторские свойства пластов

1.3.2 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта БВ₁₀

Горизонт БВ₁₀ залегает на глубине 2100 - 2220 метров и представлен частым чередованием маломощных и нередко линзовидных прослоев песчаников, алевролитов и плотных глинистых пород.

В настоящее время в составе горизонта выделяются два пласта БВ₁₀⁰ и БВ₁₀¹⁺².

Пласты БВ₁₀⁰ и БВ₁₀¹⁺² разделены пачкой глин, средняя толщина которой 5 м. Это обстоятельство, а также несовпадение наиболее мощных и проницаемых пород пластов в плане обусловили гидродинамическую изолированность залежи пласта БВ₁₀⁰ от залежи пласта БВ₁₀¹⁺².

В составе пласта БВ₁₀¹⁺² выделяются основная и северная залежи, а также две локальные залежи нефти. Основная залежь пластовая сводовая, остальные - структурно-литологического типа.

Основная залежь, содержащая 72,8% запасов горизонта, приурочена к южной части структуры. Залежь контролируется структурными особенностями и литологической изменчивостью песчаных пропластков. В ее пределах выделено две чисто нефтяных зоны: Самотлорская и Южно-Белозерская, разделенные водонефтяной зоной, ширина которой увеличивается с юго-востока на северо-запад от 4 до 6 километров. Водонефтяной контакт в большинстве скважин колеблется в пределах отметок минус 2150 - 2160 метров, понижаясь в восточном направлении.

Вблизи зон замещения наблюдается подъем водонефтяного контакта до минус 2114,5 метров связанный, вероятно, с ухудшением коллекторских свойств песчаников.

Размеры основной залежи 24 x 18,5 километров, высота - 125 метров.

Северная залежь приурочена к Северо-Белозерской структуре, с юга ограничена зоной замещения коллекторов глинистыми породами. Размеры залежи 10,5 x 12 километров, высота - 75 метров.

В пласте БВ₁₀⁰ разделены две залежи: Северо-Белозерская и Черногорская.

Северо-Белозерская залежь структурно-литологического типа, содержит 88,5% запасов БВ₁₀⁰. Залежь имеет неправильную форму, вытянутую в северо-восточном направлении. С северо-востока и севера залежь подпирается контурными водами. Максимальная ширина водонефтяной залежи - 1750 метров. Водонефтяной контакт фиксируется на отметках минус 2185 - 2203 метров. Размеры залежи 18 x 25 километров, высота - 110 метров.

Черногорская залежь относится к типу пластовых сводовых, расположена в 8 километрах к северо-востоку Северо-Белозерской. Водонефтяной контакт принят на отметке минус 2230 метров. Размеры ее 3 x 7 километров, высота - 32 метра.

В пределах залежей пласт БВ₁₀⁰ развит промышленно - продуктивными коллекторами, на остальной площади он замещается глинистыми породами или представлен маломощными водоносными песчано-алевролитовыми линзами. Общая толщина пласта - 15 метров.

Нижележащий пласт БВ₁₀¹⁺² в пределах месторождения в песчаных разностях развит на Самотлорской и Белозерской структурах. Общая толщина пласта - 40 метров.

Объект БВ₁₀ Самотлорского месторождения отличается крайне сложным геологическим строением, слабой пространственной выдержанностью слагающих его коллекторов. Основными элементами геологической неоднородности проницаемой части пласта являются: гидродинамически связанные коллектора (ГСК), прерывистые коллектора (ПК), сильно прерывистые коллектора (СПК).

1.3.3 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта БВ₈

Отложения горизонта БВ₈ представлены прибрежно-морскими осадками, хорошо выдержанными по площади и толщине.

По характеру строения, литологическому составу пород и распространению их по площади в разрезе горизонта БВ₈ выделяют сверху вниз три пласта: БВ₈⁰, БВ₈¹⁺², БВ₈³.

К выделенным пластам приурочены две нефтяные залежи горизонта: залежь пласта БВ₈^1-3 и залежь пласта БВ₈⁰.

Залежь пласта БВ₈^1-3 - это основная интенсивно разрабатываемая залежь горизонта пластово-сводового типа. Содержит 24% геологических запасов нефти месторождения. Размеры ее 27 x 37,5 километров, высота - 138 метров. Водонефтяной контакт в монолитных песчаных телах практически горизонтален с незначительным наклоном на северо-восток. Находится на отметках минус 2072 - 2085 метров. Водонефтяная зона занимает около 23% площади залежи.

Пласт БВ₈¹⁺² развит повсеместно и включает почти 70% объема нефтенасыщенных пород продуктивного горизонта. В целом пласт отличается незначительной глинистостью. Прослои глин имеют малую толщину и сравнительно редки. Средняя мощность песчаников на участках самостоятельного развития пласт 16 метров.

Пласт БВ₈³ отделен от вышележащего пласта БВ₈¹⁺² глинистым разделом толщиной 2 - 8 метров. Отличается повышенной глинистостью. Средняя эффективная толщина пласта равна 6,7 метров.

Залежь пласта БВ₈⁰ относится к структурно-литологическому типу. Размеры залежи 28,5 x 41 километров, высота - 151 метр. От нижележащего пласта залежь повсеместно отделяется глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров, однако, водонефтяной контакт отбивается на тех же отметках, что и в пласте БВ₈^1-3. Площадь водонефтяной зоны занимает 87% площади залежи.

Пласт БВ₈⁰ имеет не повсеместное распространение. Отделен от нижележащего пласта БВ₈¹⁺² глинистым разделом толщиной 8 - 12 метров. Наиболее продуктивная часть пласта расположена в присводовой и юго-восточной части структуры. Характеризуется присутствием хотя бы одного не глинистого песчаного слоя толщиной два и более метров. Эффективная толщина пласта в отдельных скважинах здесь достигает 14,6 метров. Средняя эффективная толщина пласта БВ₈⁰ равна 4,8 метра.

1.3.4 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта АВ_4-5

Основная залежь нефти горизонта АВ_4-5 относится к типу пластовых сводовых. Размеры ее 27 x 18,7 километров. Залежь имеет небольшую газовую шапку в сводовой части, занимающую 2% площади. Этаж нефтеносности залежи 70 метров, высота центральной газовой шапки 15 м. Водонефтяной контакт принимается на отметках -1670 -1690 метров, газонефтяной контакт на отметке - 1615 метров.

Залежь нефти горизонта АВ_4-5 характеризуется обширной водонефтяной зоной, занимающей 90% ее площади, ширина ее колеблется от 3 до 15 километров, на большей части площади 8 - 12 километров.

Общая толщина пород, слагающих горизонт АВ_4-5, является значительной - достигает 60 метров, эффективные же толщины колеблются от 10 метров на западе и северо-западе до 53 метров в центре залежи при среднем значении этой величины 30 метров, а нефтенасыщенной толщины 19 метров.

1.3.5 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта АВ_2-3

Продуктивный горизонт АВ_2-3 общей толщиной 32 метра отделен от горизонта АВ_4-5 глинистым разделом толщиной 6 - 10 метров и имеет сложное геологическое строение.

Приуроченная к горизонту залежь нефти относится к типу пластовых сводовых. Залежь имеет газовую шапку размером 15 x 10,5 километров и высотой 20 метров. Размеры нефтяной залежи 32 x 50 километров, высота - 94 метра, этаж нефтеносности 75 метров. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0,6 до 14 километров, в среднем она равна 2 - 3 километра. Водонефтяной контакт установлен на отметках 1680 - 1693 метра, отмечается слабый его наклон в восточном направлении. В тонкослоистом разрезе отмечается тенденция к подъему водонефтяного контакта.

Газонефтяной контакт практически горизонтален с некоторыми отклонениями в ту и другую сторону - 1611 метров, обусловленными неоднородностью пластов и ошибками в определении удлинения наклонных скважин.

В пределах залежи продуктивная толща горизонта имеет два типа строения: первый тип представлен чередованием проницаемых слоев толщиной менее 4 метров с глинистыми непроницаемыми слоями. Ко второму типу относится проницаемая структура горизонта, когда в разрезе его появляется хотя бы один монолитный песчаный слой толщиной 4 и более метров.

В разрезе продуктивной части горизонта встречается от 1 до 3 песчаных монолитных тел, залегающих в основном совместно с так называемым усеченным тонким чередованием песчано-глинистых пород и имеющих сложную взаимосвязь. Мощные слои песчаников залегают, как в виде широких полос размером 4 x 12 километров, так и в виде небольших линз размером 0,5 x 0,5 километров. Песчаные монолитные тела в большинстве случаев гидродинамически связаны между собой. Часть их залегает изолированно от связанных монолитов, выше или ниже по разрезу или отдельными линзами в пределах развития первого типа строения горизонта. Довольно часто наблюдаются случаи слияния монолитных песчаников с песчаными телами вышележащего горизонта АВ₁ в зонах отсутствия глинистого раздела между горизонтами.

1.3.6 Характеристика геологического строения продуктивного горизонта АВ₁

Горизонт АВ₁ отделен от нижележащего горизонта АВ_2-3 глинистым разделом толщиной 6 метров.

В составе горизонта выделяют два пласта: АВ₁³ - сложенный преимущественно слабоглинистыми песчаниками; АВ₁^1-2 - представленный в основном своем объеме сильно глинистыми (“ рябчиковыми “) породами. Общая толщина пласта АВ₁³ равна 14 метров, пласта АВ₁^1-2 -24 м.

Залежь нефти пласта АВ₁³ относится к типу пластовых сводовых с обширной газовой шапкой. Размеры нефтяной залежи 35 x 55 километров, этаж нефтеносности 75 метров. Размеры газовой шапки 17 x 24 километров, высота 54 метров. Ширина водонефтяной зоны колеблется от 0,5 на участках отсутствия слабоглинистых коллекторов пласта до 6 километров, в среднем она равна 2 - 3 километра.

Водонефтяной контакт залежей горизонта АВ₁ отбивается на абсолютных отметках - 1675 - 1698 метров, с небольшим наклоном в восточном направлении.

Газонефтяной контакт имеет практически горизонтальное положение и принят на абсолютной отметке - 1611 метров.

В пределах залежи к особенностям строения пласта АВ₁³ можно отнести наличие следующих типов проницаемых структур: монолитные песчаные тела толщиной 4 и более метра (9% площади, 12% объема проницаемых пород); совместное залегание монолитных песчаников и тонкого чередования песчано-глинистых слоев (45,8% площади, 26,5% объема проницаемых пород); тонкое чередование песчано-глинистых слоев (34,2% площади, 26,5% объема проницаемых пород); отсутствие слабоглинистых коллекторов (11% площади, 3,5% объема проницаемых пород).

Пласт АВ₁³ отделен от вышележащего пласта АВ₁^1-2 глинистым разделом толщиной 0,4 - 7 метров.

Залежь нефти пласта АВ₁^1-2 относится к структурно-литологической с обширной газовой шапкой, контуры залежи выходят далеко за пределы месторождения. В связи с огромными размерами, при подсчете запасов Самотлорского месторождения, залежь нефти пласта АВ₁^1-2 была ограничена с запада и с юга условными прямыми линиями. В пределах указанных ограничений размеры залежи составляют 40 x 65 километров, этаж нефтеносности - 75 метров. Размеры газовой шапки 25 x 35 километров, высота - 78 метров.

В пределах залежи пласт АВ₁^1-2 представлен своеобразными породами, которые в силу текстурных особенностей получили название “рябчиковая порода“. Литологически они представлены тонкослоистыми и линзовидными прослоями алевролитов, глин толщиной 0,01 - 0,1 метра.

1.4 Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефтей, насыщающих углеводородных газов, свободного газа в газовой шапке и свойства пластовых вод Самотлорского месторождения рассматриваются в ряде специальных работ и представлены в таблице 2.2. По групповому составу нефти относятся к смешанному типу с преобладанием метановых (40 - 50%) и примерно равным количеством нафтеновых и ароматических углеводородов. По товарным свойствам они относятся к классу высокосернистых, подклассам малосмолистых (ЮВ₁ - БВ₁₀) и смолистых (остальные горизонты).

По содержанию парафина нефти всех горизонтов, за исключением АВ_4-5 относятся к типу высокопарафинистых, нефти горизонта АВ_4-5 умеренно парафинистые. Пластовые нефти горизонтов БВ₈ и БВ₁₀ характеризуются сравнительно низким давлением насыщения, которое меньше первоначального пластового в два раза.

Газонасыщенность пластовых нефтей по глубинным пробам составляет 104 - 107 м³/м³. Вязкость их в пластовых условиях практически равна 1,7 МПа•с. Пластовые воды продуктивных горизонтов Самотлорского месторождения относятся к хлоркальциевому типу с высоким содержанием ионов кальция и относительно низким содержанием гидрокарбонатов.

Для целей поддержания пластового давления на месторождении используют поверхностные воды, что привело к формированию нестабильных вод. В результате чего на подземном и наземном оборудовании и в системах подготовки нефти наблюдается отложение карбонатных солей.

Физико-химические свойства жидкостей Самотлорского месторождения позволяют добывать пластовую жидкость установками ЭЦН, но из-за негативных свойств (содержание серы, парафина, смол и т. п.) жидкости приходится использовать УЭЦН с более жесткими претензиями к оборудованию

Таблица 1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях

. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Анализ показателей разработки пласта АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения

Самотлорское месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1965 году.

В 1968 году на бюро ЦКР (протокол №184) рассмотрена технологическая схема разработки первоочередного участка на южной части месторождения. В ней было предусмотрено выделение двух объектов, бурение 18 нагнетательных и 44 добывающих скважин, уровень добычи нефти 5,5 - 6 млн. т/год. В 1968 году при составлении Генеральной схемы на месторождении площадью более 1200 км² было пробурено всего 33 разведочных скважины, которые, естественно, не могли отражать даже основные черты строения месторождения. Площадь пластов группы представлялась значительно меньше фактической. Особенности залегания нефти и газа были неизвестны. Запасы нефти пластов АВ₁, АВ_2-3 и БВ₁₀ на 40 - 80% относились к категории С₂. Данные о геологическом строении были ограниченные или отсутствовали. Из нескольких рассчитанных вариантов Центральная комиссия по разработке месторождений Миннефтепрома приняла вариант с трех рядной системой и сеткой скважин, плотностью 64 га/скв (800 x 800 м²), шириной полос - 3,6 километра с выделением двух объектов: пласты БВ₈ и БВ₁₀ и пласты АВ_4-5 и АВ_2-3.

При обсуждении Генеральной схемы разработки Самотлорского месторождения 22 января 1971 года было принято решение:

рассмотреть вариант разработки с бурением самостоятельной сетки скважин на пласт АВ_2-3 и на пласт БВ₁₀ и организацией трех и пяти рядных блоковых систем разработки, учесть мероприятия по интенсификации добычи нефти - переноса фронта нагнетания, очагового заводнения, бурения скважин и т. д.

В 1971 году Центральная комиссия постановила:

принять систему разработки месторождения, обеспечивающую добычу нефти в 1975 году - 60 млн. т., в 1980 году - 100 млн. т. и предусматривающую:

выделение пяти объектов разработки АВ₁, АВ_2-3, АВ_4-5, БВ₈, БВ₁₀;

разрезание каждого из объектов на полосы шириной около 4 км. с максимальным совмещением линии нагнетания по объектам

бурение преимущественно самостоятельных скважин на каждый объект, пятирядное размещение эксплуатационных скважин со смещением сеток объектов относительно друг друга и т.д.

Генеральную схему с этими изменениями переименовали в Принципиальную схему разработки Самотлорского месторождения, которая была утверждена Коллегией Министерства нефтяной промышленности в апреле 1972 г.

В течение 1973 - 1975 годов вносились дополнения и уточнения в Принципиальную схему разработки, в том числе, было предусмотрено: первоочередное разбуривание горизонтов БВ₈, АВ_4-5 и БВ₁₀; осуществление по горизонту АВ_4-5 разрезания по внутреннему контуру нефтеносности.

По заданию Миннефтепрома в апреле 1974 года институтами ВНИИ и Гипротюменьнефтегазом при участии Главтюменьнефтегаза были изучены условия и перспективы интенсификации разработки Самотлорского месторождения. В качестве основных рассматривались:

ускорение темпа разбуривания по всем пластам;

повышение депрессии на пласты АВ₁³ и АВ_2-3;

повышение активности систем заводнения путем организации площадных систем заводнения по пластам АВ₁³, АВ_2-3, БВ₁₀ и уплотнение скважин в водонефтяной зоне пласта АВ_4-5 ;

ввод в разработку подгазовых зон залежей нефти в пластах АВ₁³ и АВ_2-3

В 1975 году при составлении Комплексной схемы разработки месторождения все запасы уже относились, в основном, к категории А, В и С₁ и только по пласту АВ₁³ до 35% запасов были в категории С₂.

Комплексная схема разработки Самотлорского месторождения, выполненная совместно СибНИИНП и ВНИИ, была рассмотрена Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений Миннефтепрома (протокол №478 от 24 марта 1976 года) и утверждена Коллегией Миннефтепрома нефтяной промышленности (протокол №15 от 25 марта 1976 года).

Были приняты следующие основные решения:

достижение максимального годового уровня 130 млн. т. в 1978 году и сохранение его в течение 4 - 5 лет;

фонд скважин - 7786, в том числе: 4955 - добывающих, 2838 - нагнетательных, 783 - резервных;

разукрупнение горизонта БВ₈ на объекты разработки БВ₈⁰ (в южной части), БВ₈^1-2, БВ₈³;

бурение самостоятельных скважин на пласты группы АВ и группы БВ в пределах трехрядных блоков;

отрезание чистонефтяной зоны объекта разработки АВ_4-5 кольцевой батареей нагнетательных скважин;

организация центрального разрезающего ряда в чистонефтяной зоне объекта АВ_4-5;

организация барьерного заводнения, размещение добывающих скважин в подгазовой зоне горизонтов АВ_2-3 и АВ₁³;

усиление линейной системы воздействия в зонах низкой продуктивности очаговыми скважинами.

За время реализации Комплексной схемы (1976 - 1980 года) существенно уточнились контуры нефте-газо-водоносности, строение проницаемой части объектов разработки. Установлена значительная изменчивость коэффициентов нефтенасыщенности по толщине залежи и элементам неоднородности проницаемой части объектов разработки.

За счет более высоких темпов освоения месторождения на 24,3 млн. т. был повышен проектный максимальный уровень добычи нефти. Эти обстоятельства явились причиной уточнения запасов нефти и прогнозных показателей разработки месторождения.

В 1981 году институтами СибНИИНП и ВНИИнефть был составлен и утвержден постановлением коллегии Миннефтепрома (протокол №46 от 26 августа 1982 года) и Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений СССР (протокол №989 от 14 июля 1982 года) проект разработки Самотлорского месторождения.

В дальнейшем по поручению ЦКР Миннефтепрома был составлен уточненный проект разработки месторождения (протокол №1267 от 11 августа 1987 года).

В проекте особое внимание уделено детальным исследованиям в области геологии нефтяного пласта, анализу процесса нефтеизвлечения по зонам нефте-газо-водонасыщенности и продуктивности, анализу текущего состояния разработки, эффективности работ по оптимизации плотности сетки скважин, организации отборов жидкости из скважин, интенсификации систем заводнения и т. д.

Комплексное обобщение промысловых данных продуктивных объектов месторождения позволило отразить влияние последствий тенденций сложившихся в использовании добывных возможностей пробуренного фонда скважин, на нефтеотдачу пластов.

Разработка пласта АВ₁^1-2 в границах деятельности ОАО "СНГ'" начата в 1976 году. За период разработки добыто 6142 тыс. т нефти, что составляет 2,7 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,008. Основные показатели разработки на 1.01.2010 г. представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

Объект АВ₁^1-2 Основные показатели разработки на 1.01.2010 г

За 2009 год добыто 1842 тыс. т. нефти, что составляет 11 % от всей добытой нефти на месторождении. Основной объем добычи нефти из пласта АВ₁^1-2 в СНГДУ-2 равен 1373 тыс. т. (74,5 %). Прирост добычи нефти по сравнению с уровнем 2008 года составил 918 тыс. т. (99.2 %). Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 0,81 %, от текущих извлекаемых запасов-0,83. Средний дебит скважин по нефти за 2009 год составил 10,5 т/сут, жидкость- 21,5 т/сут, средняя обводненность равна 51,1%.

В настоящее время разработка пласта характеризуется растущей добычей, что связано с активной работой по переводу бездействующих скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащих объектах, на пласт АВ₁^1-2 и проведением ГРП.

Добыча свободного газа из газовой шапки осуществлялась газовыми скважинами и транзитными добывающими нефтяными скважинами подгазовой зоны. Текущая добыча свободного газа на 1.01.2010 г. составляет 205,6 млн. м³, накопленная добыча - 20,9 млрд. м³.

Закачка воды организована в 1975 году. Всего по объекту АВ₁^1-2 на начало 2010 года закачано 18508 тыс. м воды, в том числе в 2009 году - 792 тыс. м³. Средняя приемистость нагнетательных скважин за 2009 год составила 154,1 м³/сут.

Текущая компенсация отборов жидкости и свободного газа закачкой воды составляет 14,2 %, накопленная компенсация - 14,1 %.

Добыча нефти по пласту АВ₁^1-2 в границах деятельности СНГДУ-2 в 2009 году составила 1373 тыс. т нефти (74,5 % от всей добытой нефти по объекту). Всего за период разработки на 1.01.2010 года добыто 461 1 тыс. т нефти, текущая нефтеотдача равна 0,011. От НИЗ, приходящихся на долю СНГДУ-2, отобрано 3.7 %. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 1,12 %, от текущих извлекаемых запасов - 1,15 %. Основные технологические показатели приведены на рисунке 2.1.1 и в таблице 2.1.1.

Разработка пласта AB₁^1-2 характеризуется растущей добычей, прирост к уровню 2008 года составил 591 тыс. т. (75,7 %).Средний дебит добывающих скважин по нефти в 2009 году составил 10,4 т/сут, жидкости - 20,9 т/сут, средняя обводненность продукции равна 52,1 %. Закачка воды с целью поддержания пластового давления организована в 1982 г. За весь период разработки закачано 4536 тыс.м³ в том числе в 2009 году - 308 тыс.м³ воды.

Средняя приемистость нагнетательных скважин в 2009 г.составила 120м³/сут.

Таблица 2.1.1

Основные технологические показатели разработки пласта АВ11-2

Рис.2.1.1

Основные технологические показатели разработки пласта АВ11-2

         2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

По состоянию на 1.01.2010 года общий фонд добывающих скважин составляет:

Таблица 2.2.1 Объект АВ₁^1-2. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2010 г

скважин, в эксплуатационном добывающем фонде числятся 592 добывающих и 37 нагнетательных скважин.

Характеристика пробуренного фонда представлена в табл. 2.2.1.

В добывающем фонде СНГДУ-2 на 1.01.2010 г. на пласте АВ₁^1-2 числится 485 скважин, в том числе в эксплуатационном фонде числится 422 добывающих и 17 нагнетательных скважин. В действующем добывающем фонде находятся 388 скважин (91.9 % эксплуатационного фонда), в бездействии числятся 33 скважины (7,8 %). В пассивном фонде находятся 63 скважины: 45 скважин - в консервации, 3 скважины - контрольные и пьезометрические, 15 скважин ликвидировано. Распределение добывающего фонда скважин по категориям фонда показано на рисунке 2.2.1.

Рис. 2.2.1

Характеристика добывающего фонда скважин на 1.01.2010 года

Практически весь действующий фонд эксплуатируется механизированным способом, фонтаном работают 4 скважины. Распределение действующего фонда добывающих скважин по способам эксплуатации представлено на рисунке 2.2.2.

Рис.2.2.2 Распределение действующего фонда добывающих скважин по способам эксплуатации на 1.01.2010 г

Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности на 1.01.2010 г. приведено в таблице 2.2.2.

Среднегодовые дебиты жидкости за весь период разработки изменялись от 3.3 т/сут до 34,0 т/сут. Максимальный дебит отмечался в 1994 году. В 2009 году средний дебит жидкости составил 21,7 т/сут при обводненности продукции 52.1 %, средний дебит нефти -10,4 т/сут. Действующий фонд можно характеризовать как низкодебитный. Наибольшее количество добывающих скважин (150 скважин) эксплуатируется с дебитами по жидкости менее 10 т/сут (38,7 % действующего фонда). С дебитами жидкости в интервале 10-20 т/сут и 20-50 т/сут эксплуатируется равное количество - соответственно 94 и 95 скважин (около 50 % скважин), в основном, это скважины после проведения ГРП.

Основной объем действующего фонда эксплуатируется с обводненностью от 20 до 60 % - 182 скважины (46,9 %). Число высокообводненных скважин невысоко и составляет 20 скважин (5,2 %).В общем нагнетательных фонде находятся 18 скважин, из них действующие - 14 скважин, 3 скважины находятся в бездействии и одна ликвидирована.

Распределение нагнетательных скважин по категориям фонда показано на рисунке 2.2.2.

Таблица 3.5 Распределение действующего фонда по дебитам жидкости и обводненности на 1.01.2010 г

Рис. 2.2.3

Характеристика нагнетательного фонда скважин на 1.01.2010 года

На рисунках 2.2.4 показано распределение добывающих скважин по причинам бездействия и консервации. Основными причинами остановки являются:

•высокая обводненность (31 %),

•низкие дебиты (28 %),

•тяжелые аварии (27 %).

•ожидание обустройства, обследования (10 %).

Из трех нагнетательных скважин две бездействуют из-за тяжелых аварий и одна в связи с регулированием закачки.

Рис. 2.2.4 Причины бездействия добывающих скважин

Выводы

•разработка объекта находится на стадии возрастающей добычи, прирост добычи нефти в 2009 году составил 918 тыс.т, или 99,2 % к уровню 2008 года;

•увеличение добычи связано с увеличение фонда добывающих скважин, в основном, за счет перевода скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащих объектах;

• увеличение дебитов скважин связано с проведением ГРП, как на возвратных, так и на самостоятельных скважинах, пробуренных на объект AB₁^1-2;

• фонд добывающих скважин характеризуется как низкодебитный и обводненный, большинство скважин эксплуатируется с дебитами менее 10 т/сут и обводненностью от 20 до 60 %.

3.      АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА ГРП НА ОБЪЕКТЕ АВ₁^1-2 САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

Теория гидравлического разрыва развивалась на протяжении ряда лет. Совершенствование технологии и оборудования, создание новых химических компонентов, проведенные в период после первого воздействия, выполненного в 1947 году, к настоящему времени превратили гидроразрыв пласта (ГРП) в операцию с надежно предсказуемым результатом. Нет сомнений, что дальнейшее развитие техники и новые исследования приведут к новым достижениям в этой области.

Гидравлический разрыв играет основную роль в увеличении нефтяных запасов и ежедневной добыче. Процесс ГРП впервые был осуществлен в нефтяной промышленности в 1947 году на газовом месторождении “Хуготон” на скважине “Келпер 1”, расположенной в графстве “Грант” в Канаде. Скважина имела четыре продуктивных известняковых газовых пласта от 715 до 790 м. Забойное давление равнялось примерно 2.9 Мпа.

К 1981 году, было проведено более чем 800,000 обработок. А к 1988 году это число превысило 1 миллион. Около 30-40% всех направленно пробуренных скважин обработаны ГРП (в Северной Америке), и около 25-30% от общего объема запасов США сделали экономически рентабельными с помощью этого процесса.

3.1 Технология и моделирование процесса ГРП

Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

Весь процесс гидравлического разрыва пласта может быть успешно осуществлен при определенном соотношении темпа закачки жидкости, ее вязкости, фильтруемости и транспортирующей способности потока.

При этом в каждый момент увеличения темпа закачки жидкости должно опережать количество фильтрующейся ее в окружающие породы с тем, чтобы происходило быстрое возрастание давления на скелет пласта, достижение значения, при котором произойдет расслоение породы (разрыв пласта.)

При дальнейшей закачке в пласт жидкостей (песконосителя и продавочной) давление нагнетания должно обеспечить развитие трещины вглубь пласта.

Темп закачки жидкостей и их вязкость оказывают решающее влияние на успешность проведения и эффективность операции ГРП.

Произведением темпа закачки жидкости на ее вязкость определяется гидравлическая мощность потока, его транспортирующая способность, т.е. те технологические параметры, от которых зависит успех операции ГРП.

При недостаточной гидравлической мощности потока существует опасность выпадения песка вблизи ствола скважины, образование песчаной пробки на забое и ограниченное распространение трещин.

При высокой мощности потока обеспечивается образование далеко уходящих в пласт трещин, повышенная концентрация песка в потоке и транспортировка его в пласт на значительное расстояние от ствола скважины.

Задачи гидравлического разрыва.

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

Создание трещины.

При нагнетании жидкости под высоким давлением, подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. Происходит расслоение породы и образование новых или расширение существующих трещин. Трещины образуются в местах наименьшей механической прочности пород, часто по плоскостям напластовываний, или в наиболее проницаемой части продуктивного пласта.

Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

Повышение продуктивности пласта.

До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.

Цель гидравлического разрыва.

Гидравлический разрыв пласта производится в скважинах:

Работающих с дебитами, значительно меньшими потенциально возможных, исходя из емкостно-фильтрационной характеристики продуктивного пласта;

Вскрывших продуктивный пласт с низкой проницаемостью, но с высоким пластовым давлением и значительными запасами газа (нефти).

Работающих со значительно меньшей продуктивностью по сравнению с окружающими;

С разрушающейся призабойной зоной, с применением пробкообразующих агентов, для снижения депрессии на пласт с целью предупреждения разрушения породы;

Нагнетательных для увеличения приемистости пласта.

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:

.        Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.

.        Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируется именно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта.

Обычно нарушение проницаемости продуктивного пласта отождествляется со “скиновым повреждением”, то есть с нарушением проницаемости призабойной зоны. Однако, эту величину не всегда можно определить через измерения или расчет “скина”. Обычно принимают скин - фактор (коэффициент, определяющий степень нарушения коллекторских свойств пласта) равным нулю, чтобы указать, что нарушения проницаемости пласта нет, однако это фактически не означает, что повреждения нет.

Например, кислотная обработка может проникнуть достаточно глубоко в пласт на участке в несколько метров в верхней части 20 - метрового интервала перфорации, чтобы при исследованиях было обнаружено устранение положительного скина. Однако при этом положительная часть интервала может быть частично забита механическими примесями или буровым раствором. Подлинная потенциальная продуктивность этой скважины может оказаться во много раз больше, чем ее производительность при замеренном нулевом скине.

Проницаемость пласта может быть нарушена в результате воздействия физических или химических факторов или их совместного действия: закупорки пор раствором, изменения смачиваемости пласта из-за вторжения воды из постороннего источника. Обыкновенный водяной барьер, вызванный избыточным поглощением жидкости, является разновидностью нарушения проницаемости. Аналогичный результат вызывает вторжение пластовой воды из другой зоны или из другого участка коллектора.

Вот некоторые формы нарушения проницаемости пласта :

)        Вторжение в пласт частиц бурового раствора.

)        Вторжение в пласт фильтрата бурового раствора.

)        Вторжение в пласт фильтрата цемента.

)        Несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий.

)        Разрушение перфорации и уплотнение материнской породы.

)        Мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в пласт или забивающие перфорацию.

)        Вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения.

)        Закупоривание пласта природными глинами.

)        Отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации.

)        Отложения солей в пласте или перфорации.

)        Образование или закачка эмульсии в пласт.

)        Закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения мехпримесей в пласте.

Все это может привести к снижению продуктивности, а в тяжелых случаях - к полному прекращению добычи из скважины. Помочь могут некоторые виды стимуляционного воздействия.

Влияние нарушенной проницаемости на продуктивность скважин

Большинство видов нарушения проницаемости понижает начальную проницаемость пласта. Влияние этого понижения на продуктивность зависит от глубины повреждения зоны, окружающей ствол.

Если, например, имеет место снижение проницаемости на 50% в слое толщиной 5 см, то это приведет к снижению продуктивности всего на 14%. Если же снижение проницаемости охватило 30-сантиметровый слой, продуктивность понизится на 40%. Снижение на 75% проницаемости в 30-сантиметровой толще приведет к потере продуктивности в 64%. Поэтому скважина, которая должна давать 100 кубометров в сутки, но проницаемость пласта в радиусе 30 см от ствола составляет лишь 25% от начальной добычи, нефти составит только 36 м³/сутки.

Для изучения влияния повреждения пласта на продуктивность можно использовать модели пласта (как математические, так и физические лабораторные модели). Важно помнить, что для минимизации глубины и степени тяжести повреждения пласта не нужно жалеть усилий.

Низкая проницаемость

Первоначально гидроразрыв внедрялся как экономическое средство повышения добычи газа из пластов с относительно низким давлением. В низко проницаемых (до 10 мд) пластах создается высоко проницаемый канал (100 - 1000 дарси) притока. Этим обеспечиваются большие площади дренирования, в которые и осуществляется медленная подпитка углеводородами из пласта с очень низкой проницаемостью. Таким образом, вся энергия пласта используется максимально. Значительное влияние на ожидаемые результаты гидроразрывов различных типов и размеров оказывает несущая способность пластовой жидкости.

Направление трещины разрыва.

Трещина разрыва может быть сориентирована в горизонтальном или вертикальном направлении. Тип разрыва, который может произойти в конкретных условиях, зависит от напряжения в пласте. Разрыв происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению.

Вертикальный разрыв.

В большинстве скважин происходят вертикальные разрывы. Трещина разрыва образует два крыла, ориентированные под углом 180° друг к другу.

Горизонтальный разрыв

Горизонтальный разрыв происходит в скважине, если горизонтальное напряжение больше, чем вертикальные напряжения[6].

3.1.1 Критерии выбора скважин

Критерии выбора скважин были определены исходя из особенностей строения Самотлорского месторождения и схемы его разработки.

. Для проведения ГРП предпочтительны слабопроницаемые, сцементированные крепкие породы.

. Лучшие результаты ГРП наблюдаются в скважинах с высоким пластовым давлением, меньшей степенью дренированности, более высокой остаточной нефтенасыщенностью. Обводненность скважины не должна превышать 75%.

. Не рекомендуется проводить ГРП в добывающих скважинах, расположенных вблизи очагов нагнетания, водонефтяного (газонефтяного) контуров. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 100 м.

. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта, подвергаемая разрыву, составляет 2-15м.

. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократные или поинтервальные ГРП.

. ГРП не рекомендуется осуществлять в технически неисправных колоннах, при недостаточной высоте подъема цемента или плохом состоянии цементного кольца за колонной. Состояние цемента должно быть хорошим выше и ниже 10 м от перфорации.

. Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах.

.Окупаемость затрат на проведение ГРП.

Критерии выбора скважин пересматриваются ежегодно.

В настоящее время на предприятиях Западной Сибири скважины для проведения выбирают по следующим основным критериям.

дебит по жидкости - до 10м3/сут.

Перфорированная толщина не менее 3 м.

Обводненность не менее 30%

Остаточные извлекаемые запасы - не менее 70% от начальных.

Кроме того, при выборе скважин для ГРП оценивается строение пласта, анализируется текущее геолого-промысловые условия на участке, учитывается работа окружающих нагнетательных и добывающих скважин.

3.1.2 Процесс ГРП

Технология ГРП.

Процесс ГРП можно разделить на три стадии:

.        Создание трещины. Чтобы создать трещину в пласте, необходимо увеличить фактор разрыва пород. Это достигается закачиванием в пласт определенного раствора в темпе, более быстром, чем тот при котором пласт мог бы принять. Давление закачиваемой жидкости увеличивают до тех пор, пока не возрастают силы сжатия в пласте, и порода не разрывается.

.        Поддержание ее в открытом состоянии. Когда появляется трещина, в раствор добавляют проппант, который потоком жидкости уносится в нее. Концентрация проппанта будет возрастать до тех пор, пока не обеспечит хорошую герметичность трещины. Когда процесс закончен, давление снижается, проппант удерживает трещину в открытом положении и проводит пластовые жидкости.

.        Откачка из скважины раствора ГРП. Прежде, чем начать добычу нефти из скважины после ГРП, следует откачать раствор, применявшийся для ГРП. Из раствора ГРП необходимо извлечь загущающиеся добавки. Глубинные температуры могут превратить этот раствор в пар, тем самым облегчая его извлечение.

3.2 Анализ эффективности ГРП на скважинах Самотлорского месторождения в 2009 году в границах СНГДУ-2

Целью этой работы было определение эффективности проведенных в 2009 году работ по гидроразрыву пласта, причём основное внимание следовало уделить эффективности ГРП по новой технологии, сущность которой заключалась в существенном увеличении (в разы) веса закачиваемого проппанта и изменении самой технологии ГРП (применялось несколько различных модификаций новой технологии, объединяемых термином “новый дизайн”).

Впрочем, предметом рассмотрения данной работы являются не детали технологии “нового дизайна”, а анализ эффективности ГРП по объекту АВ₁^1-2 и видам работ (с изоляцией и без изоляции) и, главное, сопоставление эффективности ГРП при использовании старой и новой технологии, выявление динамики дебитов скважин после получения эффекта.

Анализ эффективности ГРП осуществлялся в следующей последовательности:

·   анализ эффективности ГРП по скважинам и по всем вышеназванным группам скважин, отремонтированных в 2009 году

·   определение величин удельного дебита нефти и жидкости по скважинам (где ГРП проводилось по новой технологии)

·   определение зависимости результатов ГРП от объёмов закачиваемого проппанта

·   прослеживание динамики изменения дебита скважин после проведения ГРП и анализ динамики темпов изменения дебитов нефти и жидкости по месторождению и группам скважин

Источниками информации в процессе этого анализа были данные ПТО по ПНП СНГДУ, в том числе перечень скважин, в которых проведены в 2009 году гидроразрывы пласта, с указанием даты проведения ремонта, вида ремонта и подрядчика, данные программы BASPRO (эксплуатационные карточки скважин и каротажный материал)

3.2.1 Анализ эффективности ГРП по скважинам, отремонтированным в 2009 году

В 2009 году ГРП осуществлён в 69 скважинах, из которых 29 ремонтов осуществлено силами “Катобьнефти”, 40 - силами фирмы “Халлибуртон”(рис. 3.2.1.) . 54 ремонта осуществлены по новой, а 15 по старой технологии.

ГРП без РИР осуществлены по 12 скважинам, а с РИР по 57 скважинам (подавляющее большинство которых составляют скважины, переведённые на пласт АВ1^1-2 с нижележащих горизонтов)

По объектам разработки общее количество ГРП распределяется следующим образом:

·   объект АВ1^1-2 - 68 скважин

·   объект АВ1³ +АВ1^1-2 - 1 скважина

Рис. 3.2.1 Распределение операций ГРП по видам работ

При расчёте эффективности ремонта оценивались такие показатели как прирост дебита нефти и жидкости сразу после ремонта и суммарный прирост нефти и жидкости до конца года. Первоначальный прирост определялся как разница между дебитами нефти и жидкости до ремонта и после ремонта (в следующем после ремонта месяце), а суммарный прирост как разница между фактической добычей нефти и жидкости до конца года и расчётной добычей за этот период при сохранении дебитов до ремонтного периода (если скважина до ремонта находилась в длительном бездействии, суммарный прирост равняется всей послеремонтной добыче).

По результатам анализа средний дебит после ремонта составил 41,54 т/сут нефти и 70,66 т/сут. жидкости (прирост дебита соответственно 40,7 и 67,9 т/сут), а суммарный прирост за год составил 429 тыс. т. нефти и 627 тыс. т. Жидкости (рис. 3.2.2.).

скважина разрыв пласт месторождение

Рис.3.2.2.

Сравнение средних показателей работы скважины до и после ГРП

При этом по скважинам, отремонтированным по новой технологии, прирост дебита составил 47,68 т/сут по нефти и 78,31 т/сут по жидкости против соответственно 14,88 и 30,3 т/сут для скважин, отремонтированных по старой технологии (разница в 3,2 раза по нефти и в 2,5 раза по жидкости). Накопленный прирост по скважинам с новой технологией ГРП составил 353,6 тыс. т. по нефти и 512,7 тыс. т. по жидкости, что в 4,6 и 4,5 раза больше, чем, чем по скважинам со старой технологией (соответственно 75,8 тыс. т нефти и 115,1 тыс. т. жидкости).

В то же время величины абсолютного прироста на 1 скважину по новой и старой технологиям довольно близки (по скважинам с новой технологией 6548 т. нефти и 9494 тыс. т. жидкости, а по скважинам со старой технологией соответственно 5053 и 7674 т.), что объясняется меньшим отработанным временем (в среднем 151 день на 1 скважину против 252) по той причине, что в своём большинстве ремонты с новой технологией стали осуществляться только во 2 квартале.

Наибольший эффект получен по скважинам, где ГРП совмещён с РИР (прирост дебита в среднем 39,09 и 63,5 т/сут против соответственно 29,08 и 56,50 т/сут для скважин, где ремонт проведен без РИР). Дополнительная добыча нефти за 2009 год по группе скважин с РИР составила 389,4 тыс. т., а жидкости 562,5 тыс. т (против соответственно 39,9 и 65,2 тыс. т. для скважин, где ГРП проведен без РИР) (рис.3.2.3.)

Рис.3.2.3 Средние показатели работы скважин после ГРП

Наибольший эффект в накопленной добыче нефти приходится на скважины объекта АВ1 ^1-2, суммарный прирост по которому составил 423,6 тыс. т нефти. Средний прирост дебита нефти на 1 скважину по этому объекту составил 40,93 т/сут.

Обобщая результаты ГРП по отдельным подрядчикам, получены следующие результаты:

·   по фирме “Катобьнефть” c/суточный прирост на 1 скважину составил 40,42 т. по нефти и 73,6 т/сут по жидкости, а суммарный прирост составил 155,2 тыс. т. нефти и 238,3 тыс. т. жидкости

·   по фирме “Халлибуртон” c/суточный прирост на 1 скважину составил 40,03 т. по нефти и 59,7 т/сут по жидкости, а суммарный прирост 58,4 тыс. т. нефти и 64,5 тыс. т. жидкости

Поскольку выше была отмечена существенная разница между эффективностью ГРП, проведенных по обычной технологии по сравнению с ГРП, проведенными по новой технологии, ниже приводятся соответствующие данные по всем группам скважин (рис.3.2.4.)

Рис. 3.2.4

Средний прирост добычи нефти и жидкости на 1 скважину

Из числа скважин, где ГРП сделан в сочетании с РИР, по новой технологии отремонтировано 43 скважины (75,4 %).

В этих скважинах прирост дебита составил в среднем 51,97 т/сут по нефти и 84,6 т/сут по жидкости, а дополнительная добыча нефти и жидкости соответственно 318,7 и 453,5 тыс. т.

ГРП по новой технологии без РИР проведен в 11 скважинах (91,6%), и средний прирост на 1 скважину составил по этой группе 30,87 т/сут по нефти и 60,05 т/сут по жидкости, а дополнительная добыча нефти и жидкости составила соответственно 34,8 и 59,1 тыс. т. Очевидна существенно более низкая эффективность ГРП, проводившихся без проведения изоляционных работ.

Эффект в накопленной добыче нефти по скважинам объекта АВ₁^1-2, отремонтированным по новой технологии (53 скважин из 68) составил 423,6 тыс. т. нефти, а средний прирост дебита нефти на 1 скважину по этому объекту составил 48,04 т/сут.

Если же рассматривать отдельные скважины, то наибольший суточный прирост отмечен по скважинам 15388 (прирост по нефти 138,9 т/сут, по жидкости 100,7 т/сут) и 32151 (прирост по нефти 87,05 т/сут, по жидкости 98,7 т/сут, до ГРП находилась в бездействии)

По отдельным подрядчикам для скважин, отремонтированных по новой технологии, получены следующие результаты:

·   по фирме “Катобьнефть” c/суточный прирост на 1 скважину составил 47,25т. по нефти и 87,1 т/сут по жидкости, а суммарный прирост 137,7 тыс. т. нефти и 215,6 тыс. т. жидкости

·   по фирме “Халлибуртон” c/суточный прирост на 1 скважину составил 48,5 т. по нефти и 76,2 т/сут по жидкости, а суммарный прирост 215,8 тыс. т. нефти и 297 тыс. т. жидкости

За рассматриваемый период суммарный дебит нефти отремонтированных скважин снизился с 2866,1 до 2328,5, а суммарный дебит жидкости с 4875,6 до 3782,7 т/сут (соответственно на 18,76 и 22,4 %), при этом по скважинам, отремонтированным по новой технологии, снижение суммарного дебита нефти и жидкости составило соответственно 20,5 и 22,25 % (в то время, как по скважинам, отремонтированным по обычной технологии, снижение суммарного дебита нефти и жидкости составило 20,47 % и 22,96%. Обводненность продукции за этот период снизилась с 83% до 38,44 %, в том числе по скважинам, отремонтированным по новой технологии с 94,83% до 39,36%.

Поскольку скважины, отремонтированные по обычной технологии, отработали значительно больше дней, чем скважины с новой технологией ремонта (252 дня против 151), разница в среднесуточных темпах снижения значительно больше, чем в абсолютных (среднесуточное снижение дебита жидкости при ремонте по новой технологии 0,18 %, при ремонте по старой технологии 0,1 %).

В свете изложенного, требуется объяснить 2 обстоятельства:

1)   Почему темпы снижения дебитов жидкости превышают темпы снижения дебитов нефти (исходя из естественного процесса обводнения, должно было бы быть наоборот)

2)   Почему темпы снижения дебитов жидкости после ремонта по новой технологии значительно превышают эти темпы после ремонта по обычной технологии

Первое обстоятельство объясняется, очевидно, 2-мя причинами

а) постепенной очисткой призабойной зоны от ранее накопившейся в ней воды

б) выносом части проппанта в процессе эксплуатации, приводящее к смыканию части трещин (в первую очередь по высокопродуктивным и, соответственно, по более обводнённым пропласткам)

Второе обстоятельство объясняется, очевидно, помимо 2-х вышеназванных причин (вторая причина как раз и касается скважин, отремонтированных по новой технологии) также тем обстоятельством, что, в связи с высокой эффективностью проведенного ремонта, по этим скважинам, не осуществлялись, как правило, (во избежание излишнего риска) мероприятия по оптимизации.

Характерно и вполне объяснимо то обстоятельство, что наибольшие темпы снижения дебитов нефти и жидкости имеют место по скважинам, отремонтированным без РИР, по которым среднесуточное снижение дебита нефти составило 0,28 %, а дебита жидкости 0,3 % (по скважинам, отремонтированным по новой технологии соответственно 0,34 и 0,39 %).

3.2.2 Определение величин удельного дебита нефти и жидкости по скважинам с новой технологией ГРП

Отбор на 1 м. нефтенасыщенной толщины по объекту АВ ₁^1-2 составил 5,01 т. по нефти и 8,1 т. по жидкости (при средней величине аПС 0,459); при этом по 12 скважинам c аПС менее 0,4 (в среднем 0,391) удельный дебит по нефти составил 4,99, по жидкости 7,1 т/сут, по 28 скважинам с аПС 0,4-0,5 (в среднем 0,443) удельный дебит составил 5,86 т/сут по нефти и 8,9 т/сут по жидкости, по 13 скважинам с аПС более 0,5 (в среднем 0,557) удельный дебит составил 2,76 т/сут по нефти и 6,1 т/сут по жидкости.

Из анализа данных, очевидно, что сколь- нибудь прямая связь между коллекторскими свойствами и эффективностью ГРП зафиксирована только по объекту АВ1^1-2 и то в диапазоне аПС до 0,5.

Рис. 5.2.5.

Зависимость удельного дебита жидкости и нефти от величины аПС

Столь неопределённые данные анализа могут быть объяснены 3-мя возможными причинами;

1)   Большей относительной эффективностью ГРП в скважинах с низкой проницаемостью (которая способствует формированию при гидроразрыве вертикальных трещин)

2)   Недостаточно продуманной технологией ГРП в скважинах с высокой проницаемостью

3)   Недостаточная (для корректной статистической обработки) представительность данных.

3.2.3 Определение зависимости результатов ГРП от объёмов закачиваемого проппанта

Прослеживается достаточно чёткая зависимость между количеством закачанного проппанта (на 1м. эффективной толщины пласта) и удельным дебитом скважины после ГРП.

Если при закачке на 1м. нефтенасыщенной толщины менее 2 т. (в среднем по 16 скважинам 1,49 т.) проппанта удельный дебит нефти составил (в целом по объекту) 3,59 т/сут, а удельный дебит жидкости 6,2 т/сут, то при закачке проппанта в количестве 3 - 4 т на 1м. (в среднем по 13 скважинам 3,42 т.) удельный дебит увеличился соответственно до 7,57 и 10,5 т/сут., а при закачке 4 - 5 т. на 1м. (в среднем по 5-ти скважинам 5,77 т.) до 4,698 и 14,8 т/сут.

Максимальное количество проппанта на 1м. толщины отмечено по скважинам 15509 и 51344 пласта АВ1^1-2 (6,1 и 6,5 т), по которым удельный дебит по нефти составил соответственно 5,92, 3,64 а по жидкости 22,6 и 8,0

То, что концентрацию проппанта не следует увеличивать безгранично, свидетельствуют данные по скважинам 15509 и 51344, по которым хотя и получен относительно высокий прирост (соответственно 36,69 и 20,22 т/сут по нефти при 139,9 и 44 т/сут по жидкости), но одновременно имели место исключительно высокие темпы роста обводненности после ремонта, в результате чего величины с/суточного снижения дебита нефти по этим скважинам составили соответственно 1,08 и 0,66 % (при среднем темпе по пласту АВ1^1-2 для скважин с новой технологией ГРП 0,16).

При анализе по отдельным залежам наибольший интерес представляет анализ по объекту АВ1^1-2 (поскольку данные по этому объекту наиболее представительны). По этому объекту при увеличении расхода проппанта от величины менее 2-х тонн на 1м. (группа из 16 скважин со средним весом проппанта на 1м. 1,49 т.) до величины 3 - 4 т/сут (группа из 10-ти скважин со средним весом проппанта на 1м. 3,43 т.) удельный дебит по нефти возрос с 3,59 до 7,57 т., а по жидкости с 6,2 до 10,6 т.; целесообразность дальнейшего наращивания объёмов проппанта для этой залежи выглядит проблематичной, поскольку при дальнейшем увеличении концентрации удельный отбор по нефти практически не увеличивается и поскольку в этом случае следует ожидать резкого роста обводненности (что и имело место по скважинам 15509 и 51344) (рис.3.2.6).

Рис. 3.2.6.

Зависимость удельного дебита от объема закачиваемого проппанта

.2.4 Анализ динамики и темпов изменения дебита скважин после проведения ГРП по месторождению и группам скважин

Результаты анализа динамики изменения дебитов нефти и жидкости после получения эффекта представлены в таблице 3.1.

В таблице 3.1 дана помесячная динамика дебита нефти и жидкости по каждой скважине, причём отсчёт (первый месяц) начинается с месяца, следующего за месяцем, когда был получен начальный эффект, и заканчивается последним месяцем эксплуатации.

Необходимые данные для таблицы взяты из эксплуатационных карточек (с использованием системы BASPRO), причём для скважин, по которым эффект получен в январе 2009 года, последним (12-м) месяцем является январь 2010 года, а для скважин, где эффект получен в феврале и позже, последним месяцем является февраль 2010 года, но если для скважин февраля 2009 года он является двенадцатым месяцем, то, скажем, для июньских скважин он будет восьмым, а для декабрьских скважин - вторым.

Таблица 3.1 Результаты анализа динамики изменения дебитов нефти и жидкости после получения эффекта

Вполне естественно, что наибольшей представительностью отличаются группы скважин, проработавших короткий срок (2 месяца отработали 69 скважин, 3 месяца - 66 скважин, 6 месяцев - 51 скважина, 9 месяцев - 28 скважин, 12 месяцев - 10 скважин).

Для скважин, отремонтированных по новой технологии, получены следующие результаты:

месяца отработали 54 скважины, 3 месяца - 51 скважина, 6 месяцев - 35 скважин, 9 месяцев - 14 скважин, 11 месяцев - 4 скважины, 12 месяцев - ни одной.

В таблице 1 представлены, помимо динамики дебитов нефти и жидкости, величины снижения этих дебитов (в %) относительно первоначальных (после получения эффекта) величин, а также сводные данные по динамике дебитов нефти и жидкости.

Исходя из данных табл. 4 построены графики динамики добычи и жидкости после ГРП в целом и по видам работ (рис.3.2.7 и рис.3.2.8.)

Рис. 3.2.7 Динамика добычи жидкости и нефти после проведения ГРП

Рис. 3.2.8 Динамика добычи жидкости и нефти после проведения ГРП по видам работ

Анализ динамики по отдельным группам позволяет сделать следующие выводы:

) Темпы снижения дебитов по скважинам, где ГРП проведены без РИР, значительно выше, чем по скважинам, где ГРП проведены с РИР (через 4 месяца дебиты нефти и жидкости по первой группе снизились на 39,2 и 48,6 %, а по второй на 18,0 и 20,8%), причём по скважинам, отремонтированным по новой технологии, снижение дебитов составило в первом случае 48,0 и 49,4 %, а во втором случае 21,8 и 22,8%

1)   Из числа отдельных подрядчиков наибольшее снижение дебитов за первые 4 м-ца имело по скважинам, отремонтированным фирмой “Катобънефть” (снижение по дебиту жидкости составило 27,5 % по нефти и 28,9 % по жидкости, в том числе по скважинам, отремонтированным по новой технологии соответственно 29,4 % и 29,4 %

3.2.5 Обоснование необходимости повторных ГРП в 2010 году

Снижение дебита по ряду скважин после первоначально высоких значений является столь значительным, что возникает вопрос о целесообразности повторного ГРП.

Попытка наметить первоочередные скважины для повторного ГРП реализована в данной работе и представлена в таблице 2

Таблица 2 Предлагаемые для повторного ГРП в 2010 году скважины СНГДУ-2

При определении возможного эффекта исходили из того, что после повторного ГРП дебит жидкости будет равен дебиту жидкости после проведения первоначального ГРП (исключением является скважина 5537, по которой дебит жидкости принят в 1,5 раза больше, поскольку первый ГРП проводился по старой технологии). Дебит нефти принят равным 90 % от дебита после предыдущего ГРП (учитывая рост обводненности)

После анализа данных, представленных в таблице 1, было намечено для повторного ГРП 13 скважин, по которым на февраль 2010 года имело место наиболее резкое снижение дебитов нефти (от 42 до 77 %, в среднем 57,4 %) и жидкости (от 40 до 79 %, в среднем 53,96 %). Согласно проведенному расчёту, средний прирост дебита нефти должен составить 32,96 т/сут, а суммарный 423,3 т/сут.

Учитывая довольно значительные текущие дебиты рассматриваемых скважин, повторные ГРП следует осуществлять достаточно осторожно. В первую очередь, следует убедиться, что скважина не подлежит оптимизации; при высоких динамических уровнях проводится оптимизация отбора, а проведение повторного ГРП откладывается. Если же возможности оптимизации исчерпаны, проведение повторного ГРП будет достаточно обоснованным, но по скважинам с дебитами более 20 т/сут нефти, ГРП следует совмещать с очередной остановкой скважины.

Выводы

Из анализа фактических данных о результатах ГРП в 2009 году можно сделать следующие выводы:

·   эффективность ГРП в 2009 году оказалась достаточно высокой, что можно объяснить широким применением “нового дизайна”, заключающегося в коренном изменении технологии процесса ГРП и в существенном увеличении количества используемого при ГРП пропанта

·   выявлена зависимость между количеством используемого при ГРП проппанта (на 1м. эффективной нефтенасыщенной толщины эксплуатируемого пласта) и эффективностью ГРП (по крайней мере, до концентрации 5 т/м); при концентрации более 5 т/м появляется реальная опасность прорыва воды

·   эффективность ГРП при применении новой технологии превосходит эффективность при применении старой технологии по нефти в 3,2 раза, а по жидкости в 2,2 раза

·   ГРП на объекте АВ1^1-2 - очень положительное явление (учитывая низкую выработку запасов по этому объекту)

·   отмечено значительное снижение во времени первоначально достигнутого прироста (составившее на конец 2009 года в целом по месторождению 18,85 % по нефти и 24,68 % по жидкости в том числе по скважинам с новой технологией ГРП соответственно 21,98 и 25,39 %). С/суточное снижение дебита нефти составило в целом по месторождению 0,13 % (при применении новой технологии 0,18 %), с/суточное снижение дебита жидкости 0,17 % (при применении новой технологии 0,21 %, при применении старой технологии-0,09 %)

·   основное снижение дебитов жидкости имеет место в первые 3-4 месяца; далее темпы снижения дебитов резко падают

·   одной из основных причин снижения дебитов нефти и жидкости следует считать вынос пропанта в процессе эксплуатации

3.3 Усовершенствование процесса ГРП

В разделе 3.3. мы остановимся на некоторых технологиях, позволяющих снизить вынос проппанта, таких как образование блока расклинивающего агента на входе в трещину (концевое запечатывание трещины) для получения закрытых трещин без каналов, принудительное смыкание трещины или методики управляемого выноса, которые помогают создать набивку в трещине, а также применение проппанта со спекаемым полимерным покрытием. Вероятность возникновения условий, при которых будет происходить вынос проппанта из трещины с нормальной набивкой, значительно ниже, нежели из трещины без соответствующей набивки, однако даже и набивка еще не дает полной гарантии того, что выноса проппанта не будет. Имеется информация о том, что даже хорошо спроектированные и выполненные гидроразрывы все равно были осложнены выносом проппанта.

Как выяснилось, проблема выноса не только проппанта, но и мелких пластовых фракций, существует на некоторых скважинах главным образом в пластах с низкой температурой (Рябчик). В то же время на других скважинах не возникает проблемы с выносом проппанта или мелких механических пластовых частиц, что свидетельствует о том, что применяемый проппант с полимерным покрытием выполняет свою функцию, а вынос проппанта в ряде скважин обусловлен другими причинами.

Даже сама проппантная пачка сама по себе способна сдерживать выход пластового песка при условии, что размер зерен проппанта находится в определенной пропорции (~ 6) к среднему распределению пластового песка по диаметру. Однако, в случае пласта Рябчик, который характеризуется повышенной рыхлостью и склонностью к выносу пластового песка и мелких фракций, следует рассмотреть дополнительные меры с целью недопущения их выноса.

Для предупреждения выноса проппанта в принципе есть два основных способа, не считая снижения скорости отбора:

1 Применение проппанта с полимерным покрытием

2 Применение технологии ускоренного нанесения полимерного слоя в процессе обработки Экспедайт

При закачке проппанта полимерный материал покрытия спеканиеуется (вулканизируется) при забойной температуре. Спеканиеация означает, что покрытие, нанесенное на зерна проппанта, сцепляется в местах контакта зерен друг с другом. В результате формируется проппантная запечатывающая набивка для разрушения которой уже требуется определенная увлекающая сила. Теоретически рассчитанное значение составляет 1,5 атм. Следовательно, сила сцепления спекаемого полимерного покрытия проппанта должна быть выше этого значения.

Компания Халлибуртон недавно разработала для таких случаев другую систему под названием Экспедайт (Expedite), которая позволяет ускоренное нанесения полимерного слоя в процессе обработки и может применяться при относительно небольших температурах (Expedite - ускорять. Прим перев.). Материал Expedite вводится в проппант в процессе закачки. Затем происходит его вулканизация при существующих условиях на забое. Для него не требуется никакого усилия смыкания и его спекание происходит только за счет температуры.

Существует несколько мер в процессе операции ГРП, направленных на ограничение выноса проппанта.

3   Образование блока расклинивающего агента на входе в трещину (концевое запечатывание трещины) - Tip-Screen-Out (TSO): Методика концевого запечатывания трещины позволяет сформировать плотную проппантную пачку в конце обработки, ограничивающую любое перемещение проппанта после смыкания трещины. Реализация этой методики на практике зависит от правильно выполненных расчетов с помощью компьютерной программы проектирования ГРП и анализа технологического процесса в режиме реального времени на месте проведения работ. Такая мера направлена не только ограничение выноса проппанта, но и на геологических объектах Самотлорского и других аналогичных месторождений, позволяет добиться оптимальных дебитов. Проекты для любой скважины должны подразумевать выполнение ГРП с концевым запечатыванием трещины. Поэтому проектирование обработок должно выполняться с учетом специфических условий коллектора для данной скважины.

4   Принудительное смыкание: Принудительное смыкание трещины применяют в тех случаях, когда необходимо гарантированно обеспечить наличие проппантной пачки в нужном месте. При технологии принудительного смыкания трещины очень важно иметь возможность регулирования низких значений оттока проппанта из трещины вплоть до момента ее закрытия.

5   Проппант с полимерным покрытием: Проппант с полимерным покрытием применяется для возможности предупреждения выноса проппанта.

Смысл применения данного типа проппанта состоит в том, что между зернами проппанта образуется дополнительное сцепление, оказывающее дополнительное сопротивление влекущей силе потока. Поскольку в настоящее время гибкая труба не используется для выполнения промывки скважины, можно применять только проппант с полимерным покрытием, который садится в стволе скважине не только за счет температуры, а для спекания и сцепления зерен друг с другом дополнительно требует усилия и температуры смыкания трещины. В противном случае потребуется разбуривание проппанта с полимерным покрытием, или же, эффект от ГРП будет весьма ослаблен, поскольку за перфорациями не останется больше проппанта, что выразится в снижении дебита, особенно в длительной перспективе.

После образования трещины при гидроразрыве ее дальнейшее распространение происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему главному напряжению. Свое начало трещина берет в точке наименьшего пластового напряжения. Но поскольку имеется фазовый сдвиг на 60 или 90 градусов, то, скорее всего, это означает, что не все отверстия перфорации будут совмещены с трещиной. Некоторые отверстия перфорации вообще не будут задействованы, как это показывают проводимые диагностические закачки (ступенчатый тест с понижением подачи). Тогда это означает также, что и проппанта не будет в этих отверстиях перфорации и есть вероятность того, что через эти отверстия будет идти отток пластового песка на более позднем этапе эксплуатации скважины. Единственный способ исправить эту ситуацию состоит в том, чтобы выполнить прострел отверстий перфорации со сдвигом фазы на 180 градусов в направлении максимального горизонтального напряжения.

Для того, чтобы устранить вынос проппанта используются как проппанты с частично отвержденным покрытием, так и проппанты с покрытием, подлежащим полному процессу отверждения. Имеется большое разнообразие проппантов с полимерным покрытием, предназначенным для разных применений. Критериями для выбора нужного проппанта являются давление смыкания, температура, область конкретного применения.

Имеется несколько факторов, влияющих на процесс выноса проппанта при использовании проппанта с полимерным покрытием. Здесь они приведены не обязательно в порядке степени воздействия, однако, все они взаимосвязаны и влияют на конечный результат:

6 Система полимера: полимерные системы рассчитаны на их отверждение (полимеризацию) при различных температурах, напряжениях смыкания и отличаются особыми свойствами

Температура и профиль смыкания под который «садится» проппантная пачка. В частности время, в течение которого проппант находится в составе суспензии, температурная кривая нагревания суспензии и пачки в пласте, а также кривая давления смыкания.

7 Составляющие жидкости разрыва, кислотность рН, вязкость и температура.

8 Сферичность проппанта и его размер по номеру сита (меш). Чем большую сферичность и размер имеет проппант, тем легче он выдавливается из трещины (если он помещен в породу с высоким значением модуля при минимальном осаждении). Зерна проппанта большого размера имеют меньше точек взаимного соприкосновение на единицу объема.

9 Способ отработки скважины и/или технологический перерыв с последующей отработкой.

Одной из наиболее ответственных операций, позволяющих избежать создания ситуации возможного выноса проппанта, является работа по очистке скважины после закачки расклинивающего агента во время операции гидроразрыва. Любая проппантная пачка, как из обычного, так и из проппанта с полимерным покрытием, рассчитываются таким образом, чтобы оказывать определенное противодействие влекущей силе потока. Проппант образует проппантную пачку, которая сохраняется свою целостность до определенного предела, пока влекущая сила не превысит его, либо на проппантную пачку будут оказывать воздействие внешние факторы, например, импульсные нагрузки, выражающиеся в циклически изменяющихся напряжениях. Хотя проппант с полимерным покрытием и обеспечивает большее усилие сцепления между зернами проппанта, возникшее сцепление может быть нарушено при приложении чрезмерного усилия или воздействии циклически изменяющегося напряжения на проппантную пачку. Материал полимера обычно характеризуется хрупкостью, и любые импульсные нагрузки могут нарушить это сцепление. Нарушение этого сцепления мы наблюдали на лабораторных образцах и это свидетельствовало о том, что на проппантную пачку из полимерного проппанта было оказано слишком большое усилие. Полимер, используемый для AcFrac CR, фактически обладает даже еще большей хрупкостью по сравнению с полимером, используемым в производстве Керамакс I, и вероятность разрушения сцепления зерен становится еще выше.

Точно так же, как и при промывке скважины, вывод скважины на режим должен производиться плавно во избежание возникновения импульсных нагрузок. После надлежащей очистки скважины оптимальные объемы отбора должны основываться на прогнозных показателях после проведения ГРП. В тех случаях, когда невозможно гарантировать чистоту скважины, тогда может быть использован один насос в качестве протекторного расходуемого насоса, который приносится в жертву. Однако, это не обязательно, если скважина была должным образом очищена, проппантная пачка сохранила стабильность и на нее не было оказано никакого пульсирующего или расшатывающего воздействия. Конечно, как было уже отмечено ранее, всегда есть вероятность того, что проппант с полимерным покрытием не перекрыл полностью интервал перфорации.

Кроме того, уменьшая длину перфорации и соответственно вероятность, что это произойдет, этого явления можно избежать вообще. Предупредить возникновение такой ситуации невозможно, поскольку реакция каждой скважины отличается, особенно, когда мы имеем дело с рыхлыми пластами.

Для корректировки проведенных ГРП можно рекомендовать два вида корректирующих ремонтных мероприятий:

а.       Дополнительное запечатывание проппантной пачки с использованием только проппанта с полимерным покрытием

б.      Обработка в пласте с целью уплотнения

Обработка в пласте с уплотнением выполняется методом закачки для уплотнения проппантной пачки или пластового песка в приствольной зоне. Обработка для уплотнения в пласте является технологией, направленной на то, чтобы остановить выход проппанта или песка, искусственно связав зерна проппанта или пластового песка в одну общую массу. Через отверстия перфорации прокачивается жидкий полимер, попадая в поровые пространства между зернами проппанта или песка. Избыток полимера затем удаляется промывкой или методом разделения фаз. Полимерная оболочка покрывает зерна проппанта или песка, застывает и уже удерживает песок на месте.

Имеется несколько типов доступных полимеров: эпоксидные смолы (HydroCon E, PropLok), фурановые смолы (Hydrofix, Sanfix) и фенольные смолы. Процессу упрочнения способствуют следующие условия:

10  Непродолжительное время

11  Ранее не наблюдалось оттока песка

12  Ограниченная склонность к выносу песка

13  Высокое пластовое давление

14  Хорошее качество песка с проницаемостью в вертикальном направлении Обычно закачивают тип полимера, соответствующий данному проппанту.

Но чтобы выполнить эту работу, необходима соответствующая предварительная промывка при помощи поверхностно-активного вещества. Предварительная промывка жидкостью необходима для того, чтобы подготовить пласт к приему полимера. Далее нагнетается полимер с малой вязкостью, который стремится к поверхностям кремнезема. Для вымывания полимера из порового пространства нужна последующая промывка. И последняя стадия - это закачка катализатора в матрицу из увлажненного полимером песка, после чего сразу же начинается процесс отверждения.

Выводы

На способы борьбы с выносом пластового песка и проппанта влияют многие факторы. Но только определенные целенаправленные решения, учитывающие все обстоятельства, могут снизить и свести к минимуму вынос мелких механических частиц и проппанта. Для начала скважина должна быть хорошо подготовлена. Следующий шаг - непосредственно проведение на ней ГРП, в процессе которого могут быть сделаны измерения определенных параметров, способствующих выносу проппанта. Предельно внимательно нужно относиться к пласту во избежание воздействия на него периодических импульсных нагрузок. Такие периодические нагрузки вызывают циклические напряжения, которые разрушают любую созданную проппантную пачку. Это относится к любому виду проппанта с полимерным покрытием. Проппанты с полимерным покрытием рассчитываются так, чтобы выдерживать влекущую силу потока, но они не выдерживают импульсных нагрузок.

Необходимо понять, что стопроцентная эффективность предупреждения выноса проппанта и миграции мелких частиц не всегда возможна из-за самого характера коллектора и других факторов, влияющих на вынос проппанта, таких как распределение проппанта с полимерным покрытием в интервале перфорации.

В частности, мы должны представлять себе, что на больших интервалах перфорации решить проблему, скорее всего, не удастся.

В этих случаях фильтры могут оказаться единственной возможностью по предупреждению выноса проппанта. Однако, фильтры обладают положительным механическим скин-эффектом и применение фильтра снизит дебит. Они также легко забиваются пластовыми мелкими частицами, нарушают нормальную работу и требуют замены. Другая возможность состоит в том, чтобы в процессе всей обработки использовать 100 процентов проппанта с полимерным покрытием, чтобы гарантированно не происходило смешивания, однако, такой подход может оказаться нереализуемым по экономическим показателям

Выводы и рекомендации

Из вышеизложенного анализа можно сделать вывод, что ГРП является более эффективным, чем глубокопроникающая перфорация, однако, в некоторых случаях необходимо рассматривать целесообразность применения глубокопроникающей перфорации как альтернативы ГРП.

-  считать целесообразным применение ГРП только по новой технологии

-        рекомендуется применять ГРП с РИР, для уменьшения обводненности продукции

-  во время ГРП применять технологии, предупреждающие вынос проппанта

-        продолжить практику широкого применения ГРП для интенсификации разработки объекта АВ1^1-2

         при планировании технологии процесса ГРП определять количество пропанта исходя из условия расхода пропанта не менее 3-х, но не более 5 т. на 1м. нефтенасыщенной эффективной толщины пласта, причём оптимальной концентрацией предлагается считать 4 тонны на 1м. нефтенасыщенной толщины.

         при планировании процесса ГРП на объектах, где может произойти прорыв воды рассматривать возможность применения глубокопроникающей перфорации вместо ГРП.

4. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

4.1 Обоснования мероприятий и анализ научно-технического развития «СНГДУ-2»

Основные направления научно-технического прогресса нефтегазодобывающего предприятия:

. Повышение среднего дебита на новых скважинах за счёт улучшения первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, за счёт ГРП и за счёт бурения горизонтальных скважин.

. Повышение среднего дебита за счёт совершенствования системы регулирования выработки запасов, снижения темпа обводненности, повышение уровня надёжности оборудования и межремонтного периода , оптимизация режима работы системы скважина-пласт, систематическая работа с призабойной зоной пласта, совершенствование работ по текущему и капитальном ремонту скважин.

. Повышение эффективного использования разведанных запасов нефти, конденсата и соответствующих компонентов за счет использования тепловых и физико-химических методов .

. Энерго- и ресурсосбережение, обеспечение прогрессивных норм расходов материально-технических ресурсов.

Гидравлический разрыв пласта используется для повышения нефтеотдачи пластов месторождений вступивших в третью и четвертую стадии разработки, а также для освоения новых месторождений, где коллекторские свойства пластов оставляют желать лучшего.

В предыдущих частях курсового проекта был рассмотрен гидравлический разрыв пласта как элемент разработки месторождения, техника и технология гидроразрыва. Произведена оценка технологического эффекта, получаемого от проведения гидроразрывов. В этой части проводится экономическое обоснование целесообразности проведения ГРП.

4.2 Методика технологического обоснования НТП

Научно технический прогресс - это улучшение параметров производства, техники и технологии.

Конкретные действия, направленные на улучшение определенных параметров производства НТП называются мероприятиями.

Технологический эффект - это улучшение каких-либо технологических или технических показателей, происходящее в результате проведения НТМ.

Экономический эффект считают на базе технологического эффекта.

Год, предшествующий получению технологического эффекта называется расчетным годом.

Экономический эффект считается в виде потока денежной наличности.

Поток денежной наличности ПДН представляет из себя прирост прибыли чистой DП + амортизация А - капитальные вложения К.

ПДН определяется за каждый год расчетного периода.

ПДН=DП+ А - К                                                                            (4.1)

DП=DВр - З_тек - А - Н                                                                    (4.2)

где:

D Вр - прирост выручки от реализации;

DВр = DQ × Ц                                                                                 (4.3)

З_тек - затраты текущие;

Н - налоги; DQ - прирост продукции;

Прирост добычи

Q= q × n × 365 × К_э                                                                                    (4.4)

Где: Q - добыча; q - суточная добыча; n - количество скважин;

К_э - коэффициент эксплуатации.

) DQ =Dq× n_скв × 365 × К_э · n_в/100*p_н                                                        (4.5)

) DQ = q ×Dn × 365 × К_э                                                                    (4.6)

) DQ = q × n × 365 × DК                                                                                                                 (4.7)

Затраты текущие подсчитываются по следующей формуле:

З_тек = З_мер + З_{доп.доб}                                                                                                                           (4.8)

Где З_мер - затраты на мероприятие;

З _{доп.доб} - затраты на дополнительную добычу.

Затраты на мероприятие - затраты непосредственно связанные с проведением данного мероприятия и включенные в себестоимость.

З_мер = С/С_ед × n                                                                                (4.9)

где: n - количество проведенных мероприятий.

З_{доп.доб} = DQ × З_ус.-пер                                                                        (4.10)

где: З _ус.-пер - условно переменные затраты.

З _ус.-пер = с/с × d_y.пеp / 100                                                                           (4.11)

где: d_у.пер - удельный вес условно переменных затрат, принят 36,5 %.

Капитальные затраты - единовременные затраты и они не включаются в себестоимость продукции, связаны с финансированием НИР и приобретением основных средств.

В рассматриваемом в настоящем проекте расчете не будут учитываться капитальные затраты, ввиду их отсутствия при проведении обработки ГРП.

Расчетный период определяется следующим образом:

. Если мероприятие связано с приобретением и установкой оборудования (основных средств), расчетный период принимается равным сроку службы оборудования.

. Если мероприятие связано с интенсификацией добычи нефти, расчетный период равен 4 годам.

. Во всех остальных случаях расчетный период равен 3 годам плюс время, связанное с научными разработками.

Коэффициент дисконтирования.

Для учета фактора времени путем применения коэффициента дисконтирования осуществляется приведение разновременных результатов и затрат к одному моменту времени.

a=(1+Е) ^tp-t                                                                                              (4.12)

где: Е - норма дисконта, показывает процент доходности на капитал, в стабильных условиях принимается равным 0,15.

tp - расчетный год; t-текущий год, показатели которого приводятся к расчетному году.

Поток денежной наличности рассчитывается нарастающим итогом до конца расчетного периода (накопленный поток денежной наличности).

НПДН=S ПДН                                                                              (4.13)

НПДН умножается на коэффициент дисконтирования соответствующего года и получается показатель, который называется чистая текущая стоимость.

ЧТС= НПДН × a                                                                            (4.14)

ЧТС и ПДН являются показателями, характеризующими выгоду предприятия от проведения мероприятия, причем ПДН соответствует поступлению денежных средств на расчетный счет предприятия. ЧТС представляет собой базу для принятия решения, при ЧТС = 0 - внедрение мероприятия.

При обосновании одного варианта проекта для принятия решения достаточно чтобы ЧТС имела знак (+).

При обосновании нескольких вариантов, выбор осуществляется по наибольшей величине ЧТС.

4.3 Исходные данные

Исходные данные необходимые для расчета были взяты из годовых отчетов планового отдела, за исключением цены на нефть и себестоимости.

Эти данные являются коммерческой тайной, поэтому возьмем примерные цифры. Расчетный период - 4 года

Таблица 4.1 Расчетные данные

Данные вычислений сведем в таблицу:

Таблица 4.2 Расчет ЧТС

Результаты расчетов представлены в таблице 4.2, на рис 4.1 показаны профили потока денежной наличности и чистой текущей стоимости при проведении ГРП.

Рис. 4.1 Профили НПДН и ЧТС

         Анализируя данные таблицы 4.2 и рисунка 4.3 заметно, что затраты на ГРП окупаются в первый год. А поток денежной наличности и чистая текущая стоимость накапливаются с первого года проведения ГРП. Поток денежной наличности 2009-2012 г. составил 898864,68тыс.руб.

4.4 Расчет чувствительности проекта к риску

Для оценки чувствительности проекта необходимо подсчитать ЧТС и НПДН при заданных вариациях параметров.

Расчет чувствительности проведения ГРП на Самотлорском месторождении был произведен при следующих диапазонах изменения параметров:

стоимость обработки (-20%; +30%);

дополнительная добыча нефти (-20%; +10%);

ставка налога на прибыль (-10%; +10%);

-    цена на нефть (-10%; +20%);

-        текущие затраты (-15%;+10%)

Результаты расчета для ГРП сведены в таблицы с 4.3 по 4.7, а диаграмма чувствительности проекта изображена на рис. 4.2.

Таблица 4.3 Расчет ЧТС при Q=(-20,+10)%

Таблица 4.4 Расчет ЧТС при Ц_н=(-10,+20)%

Таблица 4.5 Расчет ЧТС при ТЗ=(-15,+10)%

Таблица 4.6 Расчет ЧТС при Н_пр=(-10,+10)%

Таблица 4.7 Расчет ЧТС при Змер.=(-10,+30)%

Рис.6.2 Диаграмма чувствительности проекта к риску

Анализируя рис.4.2. видно, что при различных вариациях как экономических, так и добывных возможностях, проведение ГРП имеет минимальный риск, однако при более широких вариациях ЧТС проекта может быть увеличиваться как положительно, так и отрицательно, поэтому необходимо более тщательно учитывать возможные изменения, влияющие на ЧТС.

Эффект от проведения ГРП составит 2353,2 тыс. тонн нефти в первый год работы скважин и 583,4 тыс. тонн нефти через 4 года работы, а прибыль от реализации нефти составит соответственно 3,8 млн. руб. и 1,1млн.руб.

Анализ экономических расчетов показывает, что при действующей системе налогообложения представленная инновация не является убыточной для предприятия. При приведенных в работе показателях, действующей системе налогообложения и норме дисконта 15% накопленный поток денежной наличности за 4 года работы скважин положителен и равен 7,8млн. рублей, а чистая текущая стоимость 5,9 млн.руб.

На основании главы 6 приходим к выводу, что мероприятие НТП довольно сильно повлияло на основные показатели СНГДУ-2. Дополнительная добыча достигается как вводом новых скважин, так и проведением ГРП, причем при столь высоком эффекте на одну скважинно-операцию (35.9 т/сут), можно говорить о применении этого метода увеличения нефтеотдачи как элемента разработки месторождения. Можно порекомендовать дальше применять гидроразрыв пласта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Целью данной работы является анализ эффективности производства ГРП на объекте АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения в границах СНГДУ-2. Для выполнения данной задачи необходимо рассматривать месторождение с разных сторон.

В связи с этим в работе представлена геологическая характеристика месторождения, дающая представление о его строении и нефтеносности.

При анализе разработки месторождения были рассмотрены принципы разработки, способы эксплуатации, технологические показатели, мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов.

Состояние разработки, рассматриваемого объекта, находится на стадии снижающейся добычи нефти и роста обводненности. На фоне этого неоправданным является факт, разбалансирования системы разработки данного объекта. Фактическая плотность сетки скважин в 2-3 раза ниже реализованной. Недостаточно активна система воздействия на пласты, особенно в зонах низкопродуктивных коллекторов, где как показал анализ выработки запасов, сосредоточены остаточные запасы нефти данной залежи. Тем не менее, производство ГРП и работа с фондом скважин позволили не только приостановить падение, но и стабилизировать добычу нефти на уровне до 0,42 млн.т. в год по объекту АВ₁^1-2.

Так же описаны критерии выбора скважин и изложена технология проведения обработки. В заключении сделан анализ эффективности ГРП с точки зрения прироста дебита, снижения обводненности и увеличения добычи нефти.

Эффект от ГРП стабилен, прирост дебита нефти составляет в среднем порядка 20-30 т/сут. и продолжительность его не ограничивается рассматриваемым периодом. Основной объем скважин, стимулированных ГРП, находится в зонах трудноизвлекаемых запасов нефти -73% от общего количества. Анализ показал, что эффективность работ по ГРП в целом связана с увеличением дебита скважин по жидкости, в то время, как в ПК и СПК гидроразрыв не только интенсифицирует приток из пласта жидкости, но и положительно влияет на характеристику вытеснения, что позволяет говорить о вовлечении в разработку дополнительных запасов нефти путем подключения продуктивных пропластков. По оценке проведенного анализа прирост подвижных запасов за счет улучшения характеристики вытеснения при массовом производстве ГРП в условиях ПК и СПК достигает 39%. Результаты проведения ГРП в краевых (приконтурных) зонах продуктивных пластов позволяют обоснованно рассчитывать на экономически эффективную эксплуатацию скважин, вскрывающих нефтенасыщенную мощность пласта 2-4 м.

Надо отметить, что для обеспечения эффективной эксплуатации скважин с ГРП, необходимо создать благоприятные условия работы залежи путем развития в зонах ГРП системы заводнения.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Проект разработки Самотлорского месторождения. СибНИИНП, ВНИИ, 1981 г.

2. Проект разработки Самотлорского месторождения. Геологическое строение продуктивных горизонтов. СибНИИНП, 1991 г.

3. Отчет о работе скважин за 2009год

4. Проблемы разработки Самотлорского месторождения СибНИИНП, 1995г.

5. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998, 40с.

6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова, М., Недра, 1983, 455с.

7. Амиров А.Д., Овнатанов С.М., Яшин А.С. «Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин», М. Недра, 1975г

8. И.В. Шпуров, А.В. Ротбергер, М.Ю. Горячева, С.А.Стариков, С.В.Абатуров. Критерии применения перфорационных систем DYNAWELL в различных геологических условиях// Нефть и газ 2002/3

9. Анализ проведенных ГРП по СНГДУ-2 за 2009 год