Анализ эффективности ГРП на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

 

Таблица 2.3.4 – ОАО «ТНК-Нижневартовск». Объект АВ₁^1-2. 
Динамика дебитов пробуренных горизонтальных скважин

Дата	Кол-во новых доб. скв.	Дебит нефти, т/сут				Уд. Qн нак., тыс. т/скв.
		2008	2009	2010	2011
2008	7	35,6	28,8	15,4	14,2	2,7
2010	17			40,1	38,8	4,6
2011	21				37,5	5,7
Всего	45	35,6	28,8	26,1	32,8	12,5

 

Из 9 скважин наклонно-направленного  профиля 7 пробурены в зонах преимущественного  распространения коллекторов массивной  текстуры, остальные 2 – в смешанном  коллекторе. Среди скважин с горизонтальным профилем 30 % скважин пробурены в зоне смешанного коллектора, остальные – в зоне коллекторов массивной текстуры.

Преимущество в показателях  наклонно-направленных скважин, пробуренных  в 2008 г., связано с вводом в эксплуатацию высокодебитной скважины 19554, разрез которой представлен массивным коллектором, начальный дебит нефти составил 99,7 т/сут и по состоянию на 1.01.2012 г. скважина отобрала 96 тыс. т. При сопоставлении показателей скважин, пробуренных в 2010 – 2011 гг., отмечается преимущество по дебиту нефти горизонтальных скважин, что связано с увеличением в структуре объемов бурения скважин с МГРП (Рис. 2.3.4).

Рисунок 2.3.4 – ОАО «ТНК-Нижневартовск». Объект АВ₁^1-2. 
Динамика дебитов скважин, пробуренных в 2007 – 2011 гг.

Кусты 2019 и 2041 реализованы в 2010 году в неразбуренной зоне в юго-восточной  части залежи, в зоне преимущественного  распространения коллекторов массивной  текстуры. При этом куст 2019 Скважины куста 2015В пробурены в 2011 г. в зоне смешанного коллектора и являются уплотняющими. Все 5 наклонно-направленных скважин введены с ГРП, из 16 скважин с горизонтальным окончанием ствола в 13 проведен мультистадийный ГРП.

 

 

Выводы

•разработка объекта находится  на стадии возрастающей добычи, прирост  добычи нефти 98 % 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 применения ГРП.

3.1 Технология 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.
3. Вторжение в пласт фильтрата цемента.
4. Несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий.
5. Разрушение перфорации и уплотнение материнской породы.
6. Мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в пласт или забивающие перфорацию.
7. Вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения.
8. Закупоривание пласта природными глинами.
9. Отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации.
10. Отложения солей в пласте или перфорации.
11. Образование или закачка эмульсии в пласт.
12. 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.