Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта на объекте БВ10 Самотлорского нефтяного месторождения

6. Снижения обводненности продукции за счет проведения ремонтно-изоляционных работ на 752 скважинах.

3.2 Фактическое состояние разработки

Текущие запасы нефти по Самотлорскому месторождению на 1.01. 99г. составляют 964735 тыс.т. Кратность запасов 64 года. На каждую добывающую скважину (8194) приходится 117,7 тыс.т остаточных запасов. Текущая обводненность Продукции-93,5%, а темп отбора нефти от текущих запасов 1.5% .

Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,340. Если исключить запасы пласта AI 1-2 и пластов Б19-22 ачимовскай толщи (платы Б19-22), разработка которых осуществляется выборочно, то коэффициент нефтеизвлечения по объектам, находящимся в активной разработке, составит 0,350. Структура остаточных запасов нефти представляется следующей: 300 млн.т - это объем возможной добычи нефти без учета экономических ограничений при сложившихся параметрах разработки, 680 млн.т- это трудноизвлекаемые запасы, которые можно реализовать лишь путем восстановления проектной системы разработки и применяя новые технологии (ГРП, зарезка боковых стволов, горизонтальное бурение), перевод на эксплуатацию вышезалегающих продуктивных пластов, ввод в разработку низкопроницаемого пласта AI 1-2 ("рябчик") и др.

За 1994-1998гг. Добыча нефти должна была снизиться по проекту с 29106,7 тыст до 13673 тыс.т или на 47%. Фактически снизилась с 20148,2 до 15067,8 тыс.т или 25,2%. Темп снижения добычи нефти ниже проектного. Фактический объем добычи нефти за 5 рассматриваемых лет составил 86372,5 тыс.т или 87,3% от проектного. Следует, однако, учесть, что ввиду тяжелого финансового положения нефтедобывающих предприятий, объем эксплуатационного бурения составил лишь 46,3% от проектного (по проекту за 5 лет должно быть пробурено 3683,8 тыс.м, фактически проходка составила 1706,3 тыс.м).

Соответственно ввод новых добывающих скважин (проект 1503, факт 884 скважин) выполнен на 58,8%.

Анализ динамики обводненности показывает, что при проектном росте обводненности с 94,14% (1994г.) до 95,12% (1998г.), годовой темп обводнения составил бы 0,25%. Фактическая обводненность была 92,7% (1994г.) и 93,46% (1998г.). Темп обводнения был 0,18%, т.е. в 1,4 раза ниже. Длительный период эксплуатации при высокой обводненности характеризует этап многократной промывки пластов, при котором осуществляется процесс доизвлечения запасов нефти. В высокопродуктивных коллекторах вследствие капиллярной пропитки происходит доотмыв нефти из поровой матрицы.

В своей основе технология разработки залежей при такой обводненности была ориентирована на форсированный отбор жидкости. На этапе высокой обводненности большое значение имеет достаточно высокий темп отбора жидкости. По проекту за 5 лет должно быть отобрано жидкости 1795496 тыс.т (в т.ч. в 1998 году 279958 тыс.т). Фактический отбор составил I253311 тыс.т (в т.ч. в 1998 году 230308 тыс.т) или 69,8%.

На 1.01.99г. на месторождении пробурено 14451 (из них 89 разведочных) скважин или 84,9% от проекта (17017скв.). Не реализовано 2655 скважин без учета сложнопостроенного низкопроницаемого объекта-пласта A1 1-2 ("рябчик").

Текущий дебит по нефти 9,55 т/сут (по проекту 5,78т/сут), по жидкости 146т/сут (по проекту 118,2т/сут). Добыча нефти в 1998 году составила 15067,8тыс. т, что ниже предыдущего года на 1110тыс.т или на 6,9%.

Фонд добывающих скважин по проекту в 1998 году должен быть 9338, фактически - 8194 , действующий фонд добывающих скважин составил 4749. Это 62,8% от проектного (7555 скважин).

Фонд нагнетательных скважин по проекту в 1998 году должен быть 3021, фактически - 2529 или 83,7%, действующий фонд нагнетательных скважин фактически составил 1373.

Из пробуренных I445I скважины в добывающем фонде находится 10708 скважины, в нагнетательном фонде - 3693, в газовом фонде -35, 4585 скважин в бездействии и 2673 консервация, пьезометрические и контрольные скважины. Действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин составляет 6122 или 57% от эксплуатационного фонда, в т.ч. добывающих 4749 (58% от фонда) и 1373 нагнетательных (54,3% от фонда). Использование добывающего фонда скважин в последние 5 лет снижалось с 65% в 1994 году до 58% в 1998 году, что отрицательно сказывается на выработке запасов нефти.

В 1995 г. по сравнению с 1994 г. произошло увеличение эксплуатационного фонда добывающих скважин с 8918 до 9790 за счет:

- бурения 350 добывающих скважин:

- перевода 71 скважины из консервации:

- перевода 477 скважин из пьезометрического фонда. Кроме того, было ликвидировано 89 добывающих скважин. В 1996 г. с целью сокращения эксплуатационных расходов и уменьшения добычи попутно-извлекаемой с нефтью воды, было принято решение о выводе из эксплуатационного фонда нерентабельных добывающих скважин. Вследствие этого фонд уменьшился с 9790 до 8166 скв.

В 1998 году произошло некоторое увеличение действующего добывающего фонда (с4б75 до 4749)-на 1,5%. Положительным моментом за указанный период до 54,3% (1998г.), что позволяет приблизиться к проек тной величине (2,7:1) соотношения добывающих и нагнетательных скважин (1994г. - 5,6:1, 1998г. - 3,5:1) и увеличить охват запасов нефти системой воздействия.

Практически важным технологическим мероприятием было проведение регулирования процесса нагнетания воды, перераспределение

объемов между участками залежей нефти, имеющее цель уменьшить об-водненность продукции скважин и снизить энергитические затраты в условиях дефицита денежных средств. С 1993 года при разработке Самотлорского месторождения годовая текущая компенсация отборов жидкости снизилась с 110,5% до 103,7% (1994г.) и до 96,4% в 1998г. Снижение текущей компенсации не повлияло на состояние пластовых давлений- они остались на уровне первоначальных. Практически мало изменились и статические уровни в механизированных скважинах, определяющие величину дебитов жидкости в скважинах. Такое положение с энергитическими возможностями продуктивных пластов объясняется высокой накопленной компенсацией отборов жидкости закачкой воды. В целом по Самотлорскому месторождению при текущей компенсации за 1998 год, равной 96,4%, накопленная компенсация составляет 104,6% (в 1997 году-104,7%).

За рассматриваемый пятилетний период объем закачки воды по проекту должен был составить 2I8767I тыс.мЗ, фактически 1298367 тыс.мЗ или 59,3%. Этот объем закачки компенсировал объем добытой жидкости на 90%.

В связи с уменьшением действующего добывающего и нагнетательного фонда скважин плотность сетки, предназначенная для равномерной выработки запасов нефти, увеличилась с 16,3-25,9 га/скв по проекту до 36,5-87,7 га/скв на 1,01,99г. или стала более редкой почти в 3 раза. Разбалансировка системы разработки месторождения, значительный неработающий фонд, разрежение сеток скважин явились основными причинами невыполнения проектных уровней добычи нефти.

В целом по месторождению отобрано 68,6% от начальных извлекаемых запасов. Наибольшая выработка запасов по высокопродуктивным пластам: Б8 85,7% при текущей обводнености 94,88% и А4-5 71,57%. при текущей обводненности 96,21%. Из менее продуктивных пластов:

БЮ отобрано 64,47% от НИЗ, А2-3 - 63,23%, A1-3 - 60,9%, А6-8 -57,6%. Наименьшей выработанностью характерезуются пласты ачимов-ской толщи (Б19-22) - 7,82% и пласт БО-2 - 15,3%. По этим пластам система воздействия не запроектирована. Текущий водонефтяной фактор в целом по месторождению выше 15,8 а накопленный 2,4. С наибольшим водонефтяным фактором, а значит с наименьшей экономической эффективностью разрабатываются: пласт А4-5 (текущий водонефтяной фактор - 25,4), пласт А6-8 (19,2), пласт Б8 (18,5), пласт А2-3 ( 11,5).

За два последних года действующий добывающий фонд сократился на 5,6% (с 5035 до 4749). Значительно уменьшился обводненный до 50% фонд скважин (с 1062 до 790 или на 25,6%). Фонд скважин с обводненностью свыше 50% (до 98%) увеличился с 3067 до 3514 (на 447 скважин или 450 скважин или на 14,5%).

По состоянию на 1.01.99г. в фонде добывающих скважин Самот-лорского месторождения имеется 3777 неработающих скважин (46,1% от эксплуатационного фонда), в т.ч. 3430 бездействующих, 332 скважины в текущем простое и 15 скважин в освоении. Согласно прилагаемой таблице в текущем ремонте нуждаются 1678 скважин, в обустройстве 43 скважин, прочих видах работ 90 скважин и в капитальном ремонте 1966 скважин. Без учета 1364 скважин (36,1% от неработающего фонда), переводимых в консервацию, пьезометрический фонд и намеченных к ликвидации, 2413 скважин подлежат запуску в эксплуатацию (63,9% от неработающего фонда). Их суммарный потенциал дебит 12283 т/сут, а средний дебит одной скважины - 5,1 т/сут, что при мгновенном вводе могло бы обеспечить годовую добычу 4035 тыс.т нефти.

Наиболее трудоемкими работами, связанными с капитальным ремонтом добывающих скважин, являются ловильные работы (устранение аварий) в 436 скважинах, ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн в 104 скважинах, ремонтно-изоляционные работы в 444 скважинах и ликвидация 347 скважин. На долю наиболее сложных ремонтов приходится 68% объема КРС.

По состоянию на 1.01.99г. в фонде скважин Самотлорского месторождения имеется 1133 бездействующих нагнетательных скважин, из которых будет запущено в эксплуатацию 697 скважин. Их суммарная приемистость составляет 384349 мЗ/сут или в среднем на одну скважину 494 мЗ/сут. Из 697 бездействующих скважин нуждаются в текущем ремонте 2 скважины с суммарной приемистостью 1400 мЗ/сут (700 мЗ/ /сут/скв.) : требуют капитального ремонта 391 скважина с суммарной приемистостью 188307 мЗ/сут (278 мЗ/сут/скв.) из которых на 19 скв. требуется проведение изоляции воды и в 84 скважинах-ликвидации аварий.

3.3 Методы регулирования разработки месторождения

Под регулированием разработки залежей нефти и газа понимается управление процессом извлечения УВ с помощью комплекса различных технологических и технических мероприятий. Регулирование заключается в целенаправленном изменении направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, в создании благоприятных условий для дренирования запасов. Оно осуществляется на протяжении всего периода разработки залежей.

Необходимость постоянного регулирования процесса извлечения запасов нефти и газа определяется следующими обстоятельствами.

Как было указано выше, обоснование системы разработки производится по данным редкой сетки разведочных скважин, когда детали строения залежи обычно еще слабо изучены. Поэтому проектирование ведется исходя из средних параметров залежи на базе ее приближенной геологической модели. Вследствии этого принятая система разработки не в полной мере отвечает всем деталям строения объекта разработки и уже в период освоения залежи проектные решения требуется дополнять мероприятиями, необходимость которых вытекает из уточнения представлений об особенностях строения залежи, т.е. осуществлять регулирование разработки.

Следующее обстоятельство заключается в том, что разрабатываемая залежь представляет собой сложную динамическую систему, непрерывно меняющуюся во времени. По мере отбора запасов постоянно меняются условия их извлечения на отдельных участках и в целом по залежи. Уменьшаются чисто нефтяные зоны пласта, сокращается нефте-газонасыщенная мощность, меняется фонд скважин и его состояние и т.д. Это также требует постоянного развития ранее принятых технологических решений, перераспределение объемов добычи и закачки рабочего агента между скважинами и участками залежи, принятия мер по вовлечению в разработку не охваченных воздействием зон и выявленных целиков нефти и т.д., т.е. проведения обширного комплекса мероприятий по регулированию разработки с учетом постоянно меняющихся условий выработки запасов.

Цели регулирования разработки подчинены требованиям, которые предъявляются к рациональным системам разработки. В первую очередь с помощью регулирования должна быть обеспечена предусмотренная проектным документом динамика добычи нефти по объекту разработки. На ранней стадии разработки ее регулирование должно способствовать выводу объекта на максимальный проектный уровень отбора нефти и газа за счет наиболее полного использования применяемой системы. Масштабы работ по регулированию разработки особенно возрастают в конце II и в III стадии разработки, когда решается задача сохранения максимального уровня добычи нефти и газа возможно более длительное время и замедления темпов последующего снижения добычи.

Другой важной целью регулирования разработки является достижение по залежи проектного коэффициента извлечения нефти. Условия для получения проектной нефтеотдачи должны создаваться с самого начала ввода залежи в разработку. Поэтому при выборе мер по ее регулированию следует исходить из задачи обеспечения максимального извлечения запасов из недр.

Третья цель регулирования , всемерное улучшение экономических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеотдаче отбора попутной воды и др.

При воздействии на пласт регулирование разработки может осуществляться как через нагнетательные скважины для обеспечения наиболее полного охвата объема залежи воздействием от закачиваемого агента, так и через добывающие скважины - для обеспечения охвата дренированием всего объема залежи. При разработке на естественных режимах регулирование производится только через добывающие скважины.

Для решения конкретных задач управления процессом разработки применяют большое количество методов и способов его регулирования. которые можно объединить в две большие группы:

регулирование через пробуренные скважины без существенного изменения принятой системы разработки:

регулирование с изменением системы разработки или ее совершенствования (бурение новых скважин, проведение новых линий разрезания, изменение давления нагнетания и способа эксплуатации и др.).

Обоснование и выбор методов и способов регулирования разработки производятся в зависимости от поставленных целей и задач исходя из основных принципов регулирования и конкретных геолого-физических условий.

Под принципом регулирования разработки понимают главную направленность мероприятий по управлению процессом дренирования залежи. Разным геолого-физическим условиям отвечают свои принципы регулирования.

Регулирование в рамках принятой системы разработки предусматривает управление процессом разработки без коренных изменений принятых проектным документом технологических решений. Современные системы разработки нефтяных месторождений с заводнением обладают значительными возможностями по регулированию процесса разработки с помощью пробуренных в соответствии с проектным документом нагнетательных и добывающих скважин. Путем проведения по пробуренным скважинам различных геолого-технических мероприятий можно изменять направление и скорость фильтрации жидкости на отдельных участках пластов для реализации принятого принципа регулирования.

К числу основных мероприятий с целью регулирования разработки относится:

установление оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин:

оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфорации пластов объекта разработки:

воздействие на призабойную зону скважин:

применение одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) при многопластовом строении объекта:

изоляционные работы по ограничению притока попутной воды или отключение скважин и пластов.

ГЛАВА 4. ТЕХНОЛОГИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

4.1 Теория гидравлического разрыва пласта

Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трешины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваему 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.

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а. Создание трещины: трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

б. Удержание трещины в раскрытом состоянии: как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппанат(обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

в. Удаление жидкости разрыва: 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 создать препятствие на пути притока жидкостей.

г. Повышение продуктивности пласта: до начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности. 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 понятия, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируется именно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненую проппанатом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастает.

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 поглощения 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. Вторжение в пласт жидкостей закачивания или глушения.

7. Закупоривание пласта природными глинами.

8. Отложение асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации.

9. Отложение солей в пласте или перфорации.

10. Образование или заначка эмульсии в пласт.

11. Закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения мехпримесей 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 скважины.

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 составляет только 36 мЗ /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 низкопроницаемых (до 10 мд:) пластах создается канал высокопроницаемых каналов (IOO-IOOO 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.

Список используемой литературы

Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти . под ред. Ш.М. Гиматудинова М. Недра 1983 г.

Сборник задач по технологии, технике, добыче нефти. И.Т. Мишенко и др. М .Недра 1984 г.

Технология и техника добычи нефти . В.И. Щуров М. Недра 1984 г.

Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Б.М. Бухиленко М.Недра 1985 г.

Спутник нефтяника и газовика Н.Г. Середа и др. М.Недра.1986г.

Краткий анализ результатов применения традиционных методов воздействия на ПЗС Л.Х. Ибрагимов Ф.А. Шариыуллин

Анализ эффективности работ по гидроразрыву пласта, проводимых СП “Самотлор Сервисиз” на Самотлорском мнесторождении в зоне деятельности ОДАО “Самотлорнефть”. СибНИИНП Тюмень 1996 г.

Recent advances in hydraulic fracturing John L. Gidlei . Stefen A. Holditch. Dale E. Nierode. Society of Petroleum Engineers Richardson. TX 1989

Проект разработки Самотлорского месторождения . СибНИИНП. Тюмень 1994 г.

Обоснование работ по проведению гидроразрыва пласта в пятидесяти трех скважинах объекта БВ10 Самотлорского месторождения в границах деятельности ДАООТ «Самотлорнефть» . СибНИИНП .НПП Приоритет. Тюмень 1995 г.

Комплексный анализ эффективности работ СП Самотлор Панканадиен Фракмастер Сервисиз по гидроразрыву пласта.

Основные направления совершенствования геолого-технологической модели разработки продуктивных пластов Самотлорского месторождения Л.С. Бриллиант , Н.Н. Губарева. «Нефтяное хозяйство» 1989 г.

Размещено на Allbest.ru