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

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

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 АВ1і, 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:

Аэромагнитная съемка масштаба 1: 1 000 000

Аэрогравиметрическая съемка масштаба 1: 1 000 000

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].

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, АВ4−5, АВ2−3 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, АВ2−3 и АВ4−5 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), БВ19−20 (ачиновская пачка мегионской свиты нижнего мела), а также в горизонте АВ6−7 (вартовская свита, барренский ярус).

Залежи свободного газа установлены в горизонтах АВ6−7, АВ4−5, АВ1, АВ2−3 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

Горизонты

Проницаемость, мкм2

Пористость, д. ед.

Гранулометрический состав, мм

БВ10

0,151

0,24

0,05 — 0,1

БВ8

0,49

0,24

АВ4−5

0,844

0,26

АВ2−3

0,343

0,27

АВ1

0,282

0,26

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 24×18,5 километров, высота — 125 метров.

Северная залежь приурочена к Северо-Белозерской структуре, с юга ограничена зоной замещения коллекторов глинистыми породами. Размеры залежи 10,5×12 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 18×25 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 3×7 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 БВ81−3 и залежь пласта БВ80.

Залежь пласта БВ81−3 — это основная интенсивно разрабатываемая залежь горизонта пластово-сводового типа. Содержит 24% геологических запасов нефти месторождения. Размеры ее 27×37,5 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 28,5×41 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 БВ81−3. 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 АВ4−5

Основная залежь нефти горизонта АВ4−5 относится к типу пластовых сводовых. Размеры ее 27×18,7 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 АВ4−5 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 АВ4−5, 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 АВ2−3

Продуктивный горизонт АВ2−3 общей толщиной 32 метра отделен от горизонта АВ4−5 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 15×10,5 километров и высотой 20 метров. Размеры нефтяной залежи 32×50 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 4×12 километров, так и в виде небольших линз размером 0,5×0,5 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 АВ2−3 глинистым разделом толщиной 6 метров.

В составе горизонта выделяют два пласта: АВ13 — сложенный преимущественно слабоглинистыми песчаниками; АВ11−2 — представленный в основном своем объеме сильно глинистыми («рябчиковыми «) породами. Общая толщина пласта АВ13 равна 14 метров, пласта АВ11−2 -24 м.

Залежь нефти пласта АВ13 относится к типу пластовых сводовых с обширной газовой шапкой. Размеры нефтяной залежи 35×55 километров, этаж нефтеносности 75 метров. Размеры газовой шапки 17×24 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 АВ11−2 глинистым разделом толщиной 0,4 — 7 метров.

Залежь нефти пласта АВ11−2 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 АВ11−2 была ограничена с запада и с юга условными прямыми линиями. В пределах указанных ограничений размеры залежи составляют 40×65 километров, этаж нефтеносности — 75 метров. Размеры газовой шапки 25×35 километров, высота — 78 метров.

В пределах залежи пласт АВ11−2 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 АВ4−5 относятся к типу высокопарафинистых, нефти горизонта АВ4−5 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 м33. 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

Горизонты

Вязкость, МПа*с

Содержание серы, %

Содержание парафина, %

Содержание асфальтен. %

Содержание смол, %

Усадка, д. ед.

Объемные коэффициенты

Плотность, кг/м3

Газосодержание, м3/ м3

БВ10

1,14

0,65

2,21

1,26

7,19

0,22

1,27

747

96,89

БВ8

1,15

0,91

2,86

1,02

8,54

0,22

1,28

856

97,46

АВ4−5

2,15

1,00

1,90

1,69

9,44

0,16

1,19

793

75,9

АВ2−3

1,56

0,91

3,73

1,84

11,74

0,23

1,29

754

107,72

АВ1

1,48

0,94

2,59

1,82

9,19

0,19

1,24

773

93,68

2. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Анализ показателей разработки пласта АВ11−2 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, АВ2−3 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 (800×800 м2), шириной полос — 3,6 километра с выделением двух объектов: пласты БВ8 и БВ10 и пласты АВ4−5 и АВ2−3.

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

— рассмотреть вариант разработки с бурением самостоятельной сетки скважин на пласт АВ2−3 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, АВ2−3, АВ4−5, 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, АВ4−5 и БВ10; осуществление по горизонту АВ4−5 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 АВ2−3;

— повышение активности систем заводнения путем организации площадных систем заводнения по пластам АВ13, АВ2−3, БВ10 и уплотнение скважин в водонефтяной зоне пласта АВ4−5;

— ввод в разработку подгазовых зон залежей нефти в пластах АВ13 и АВ2−3

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), БВ81−2, БВ83;

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

— отрезание чистонефтяной зоны объекта разработки АВ4−5 кольцевой батареей нагнетательных скважин;

— организация центрального разрезающего ряда в чистонефтяной зоне объекта АВ4−5;

— организация барьерного заводнения, размещение добывающих скважин в подгазовой зоне горизонтов АВ2−3 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 АВ11−2 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 АВ11−2 Основные показатели разработки на 1. 01. 2010 г

Показатели

СНГДУ-2

Добыча нефти в 2009 г, тыс. т

1373,1

Накопленная добыча нефти, тыс. т

4610,6

Добыча жидкости в 2009 г, тыс. т

2867,3

Накопленная добыча жидкости, тыс. т

9941,8

Обводненность, %

52,1

Закачка воды, тыс. м3

308,5

Накопленная закачка воды, тыс. м3

4535,9

Текущий КИН, ед

0,011

Отбор от НИЗ, %

3,75

Темп отбора от НИЗ, %

1,12

Темп отбора от ТИЗ, %

1,15

Дебит нефти в 2009 г, т/сут

10,4

Дебит жидкости в 2009 г, т/сут

21,7

Приемистость в 2009 г, м3/сут

120,0

Эксплуатационный фонд добывающих скважин, шт.

422

Действующий фонд добывающих скв., шт.

388

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин, шт.

17

Действующий фонд нагнетательных скв., шт.

14

Текущая компенсация, %

8,9

Накопленная компенсация, %

9,5

За 2009 год добыто 1842 тыс. т. нефти, что составляет 11% от всей добытой нефти на месторождении. Основной объем добычи нефти из пласта АВ11−2 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 АВ11−2 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 АВ11−2 на начало 2010 года закачано 18 508 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 АВ11−2 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 AB11−2 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 120 м3/сут.

Таблица 2.1. 1

Основные технологические показатели разработки пласта АВ11−2

Дата

Добыча нефти, тыс. т

Дебит Нефти, т/сут

Накопл добыча нефти, тыс. т

Добыча жид-ти, тыс. т

Дебит жид-ти, т/сут

Накопл добыча жид-ти тыс. т

Обвод, %

Закачка воды, тыс. м3

Накопл закачка воды, тыс. м~

1983

2,6

7,9

2,6

2,6

7,9

2,6

0

0

0

1984

16,0

11,0

18,7

16,1

11,0

18,7

0,4

0

0

1985

13,9

8,9

32,5

14,4

9,2

33,1

3,7

0

0

1986

12,7

7,6

45,2

12,9

7,7

46,1

2,1

0

0

1987

8,3

3,3

53,5

8,3

з, з

54,4

0,2

0

0

1988

11,9

6,2

65,4

11,9

6,2

66,3

0,0

0

0

1989

37,9

8,7

103,4

37,9

8,7

104,3

0,0

1,7

1,7

1990

58,9

6,4

162,3

71,5

7,7

175,8

17,7

19,5

21,2

1991

26,1

8,9

188,4

48,8

16,7

224,6

46,5

48,7

69,9

1992

45,6

11,4

234,0

72,5

18,1

297,1

37,1

102,4

172,4

1993

58,6

13,2

292,6

93,3

21,0

390,4

37,2

51,3

223,6

1994

111,3

20,0

403,9

189,5

34,0

579,9

41,3

69,6

293,2

1995

153,4

14,5

557,3

259,6

24,6

839,6

40,9

191,5

484,6

1996

163,8

10,9

721,1

481,6

32,1

1321,2

66,0

306,2

790,8

1997

135,9

6,4

857,0

279,3

13,2

1600,5

51,4

605,3

1396,1

1998

126,4

6,8

983,5

277,4

15,0

1877,9

54,4

398,1

1794,2

1999

72,3

3,7

1055,8

241,3

12,3

2119,1

70,0

331,6

2125,9

2000

73,8

7,2

1129,6

254,0

24,8

2373,2

71,0

485,2

2611,1

2001

68,7

6,5

1198,3

158,1

14,9

2531,3

56,5

279,0

2890,1

2002

75,4

5,5

1273,7

207,7

15,1

2739,0

63,7

453,2

3343,3

2003

111,3

6,5

1385,0

278,7

16,2

3017,7

60,0

190,7

3533,9

2004

184,0

9,7

1569,0

432,7

22,9

3450,4

57,5

106,9

3640,8

2005

219,2

8,4

1788,2

600,5

23,0

4050,9

63,5

143,3

3784,1

2006

279,6

8,8

2067,9

600,3

18,8

4651,2

53,4

110,6

3894,7

2007

388,0

7,4

2455,9

785,9

14,9

5437,1

50,6

197,8

4092,5

2008

781,7

8,5

3237,5

1637,4

17,8

7074,5

52,3

134,9

4227,4

2009

1373,1

10,4

4610,6

2867,3

21,7

9941,8

52,1

308,5

4535,9

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 АВ11−2. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01. 01. 2010 г

Наименование

Характеристика фонда скважин

СНГДУ-2

Фонд добывающих скважин

Общий фонд

485

Эксплуатационный фонд

в т.ч. действующие

из них фонтанные

ЭЦН

ШГН

УВН

СТР

КГ

в бездействии

в освоении

422

388

4

152

222

2

8

0

33

1

В консервации

Пьезометрические

Наблюдательные

В ожидании ликвидации

Ликвидированные

45

1

2

0

15

Фонд нагнетательных скважин

Общий фонд

18

Эксплуатационный фонд

в т.ч. действующие

в бездействии

в освоении

17

14

3

0

В консервации

Пьезометрические

Наблюдательные

В ожидании ликвидации

Ликвидированные

0

0

0

0

1

Фонд газовых скважин

Общий фонд

37

Эксплуатационный фонд

в т.ч. действующие

в бездействии

0

0

0

Скважины отбирающие газ с пласта

36

Ликвидированные

1

726 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 АВ11−2 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

Дебит жид., т/сут

Параметры

Обводненность, %

0−1

1−20

20−60

60−90

90−98

98−100

Всего

0−10

Количество скважин

1

20

77

51

1

0

150

% от эксплуатационного фонда

0,3

5,2

19,9

13,1

0,3

0

38,7

Добыча нефти за месяц, т

73

2577

7981

2604

22

0

13 257

% от общей добычи нефти

0,1

2,0

6,3

2,0

0,0

0

10,4

Добыча жидкости за месяц, т

73

2965

13 459

9181

250

0

25 928

% от общей добычи жидкости

0,0

1,2

5,3

3,7

0,1

0

10,3

Среднесут. добыча нефти, т/сут

2,4

83,1

257,5

84,0

0,7

0

427,7

Среднесут. добыча жидкости, т/сут

2,4

95,7

434,2

296,2

8,1

0

836,4

10−20

Количество скважин

0

12

48

31

о j

0

94

% от эксплуатационного фонда _

0

3,1

12,4

8,0

0,8

0

24,2

Добыча нефти за месяц, т

0

3952

10 114

3052

117

0

17 235

% от общей добычи нефти

0

3,1

7,9

2,4

0,1

0

13,5

Добыча жидкости за месяц, т

0

4602

17 075

12 866

1653

0

36 196

% от общей добычи жидкости

0

1,8

6,8

5,1

0,7

0

14,4

Среднесут. добыча нефти, т/сут

0

127,5

326,3

98,5

3,8

0

556,0

Среднесут. добыча жидкости, т/сут

0

148,5

550,8

415,0

53,3

0

1167,6

20−50

Количество скважин

0

17

37

29

12

0

95

% от эксплуатационного фонда

0

4,4

9,5

7,5

3,1

0

24,5

Добыча нефти за месяц, т

0

13 523

20 878

6741

803

0

41 945

% от общей добычи нефти

0

10,6

16,4

5,3

0,6

0

32,9

Добыча жидкости за месяц, т

0

15 246

33 369

28 106

11 598

0

88 319

% от общей добычи жидкости

0

6,1

13,1

11,2

4,6

0

34,9

Среднесут. добыча нефти, т/сут

0

436,2

673,5

217,5

25,9

0

1353,1

Среднесут. добыча жидкости, т/сут

0

491,8

1076,4

906,6

374,1

0

2849,0

50−100

Количество скважин

0

13

18

7

3

0

41

% от эксплуатационного фонда

0

3,4

4,6

1,8

0,8

0

10,6

Добыча нефти за месяц, т

0

21 275

22 751

3016

422

0

47 464

% от общей добычи нефти

0

16,7

17,9

2,4

0,3

0

37,3

Добыча жидкости за месяц, т

0

23 753

37 587

12 338

5965

0

79 643

% от общей добычи жидкости

0

9,4

14,9

4,9

2,4

0

31,6

Среднесут. добыча нефти, т/сут

0

686,3

733,9

97,3

13,6

0

1531,1

Среднесут. добыча жидкости, т/сут

0

766,2

1212,5

398,0

192,4

0

2569,1

> 100

Количество скважин

0

1

2

4

1

0

8

% от эксплуатационного фонда

0

0,3

0,5

1,0

0,3

0

2,1

Добыча нефти за месяц, т

0

2522

3301

1594

27

0

7444

% от общей добычи нефти

0

2,0

2,6

1,3

0,0

0

5,8

Добыча жидкости за месяц, т

0

2756

6954

11 551

859

0

22 120

% от общей добычи жидкости

0

1,1

2,8

4,6

0,3

0

8,8

Среднесут. добыча нефти, т/сут

0

81,4

106,5

51,4

0,9

0

240,1

Среднесут. добыча жидкости, т/сут

0

88,9

224,3

372,6

27,7

0

713,6

Итого

Количество скважин

1

63

182

122

20

0

388

% от эксплуатационного фонда

0,3

16,2

46,9

31,4

5,2

0

100

Добыча нефти за месяц, т

73

43 849

65 025

17 007

1391

0

127 345

% от общей добычи нефти

0,1

34,4

51,1

13,4

1,1

0

100,0

Добыча жидкости за месяц, т

73

49 322

108 444

74 042

20 325

0

252 206

% от общей добычи жидкости

0,0

19,6

43,0

29,4

8,1

0

100

Среднесут. добыча нефти, т/сут

2,4

1414,5

2097,6

548,6

44,9

0

4107,9

Среднесут. добыча жидкости, т/сут

2,4

1591,0

3498,2

2388,5

655,6

0

8135,7

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 AB11−2;

* 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 АВ11−2 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.

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал — проппант (или кварцевый песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

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:

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

2. 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:

1) Вторжение в пласт частиц бурового раствора.

2) Вторжение в пласт фильтрата бурового раствора.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой