Гидравлический разрыв пласта

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Реферат

Ключевые слова: анализ, гидравлический разрыв пласта, дебит, эффективность.

Объектом исследования является гидравлический разрыв пласта.

Цель работы - эффективность проведения ГРП с целью интенсификации притока жидкости.

В данной работе приведена геологическая характеристика Сугмутского нефтяного месторождения, анализ состояния разработки на сегодняшний день, состояние фонда скважин на месторождении. Проведен анализ проведенных в 2009 году на ряде скважин Сугмутского месторождения гидравлических разрывов пластов, рекомендации по проведению программы гидравлического разрыва пласта. Проведён анализ эффекта от проведённого ГРП и выполнен сравнительный анализ эффективности разных технологий.

Результаты рекомендуется использовать в научно-исследовательских институтах и организациях с целью модернизации методов проведения гидравлического разрыва пласта.



Список сокращений

ГРП - гидроразрыв пласта

ЭЦН - электроцентробежный насос

КИН - коэффициент извлечения нефти

НИЗ - начальные извлекаемые запасы

ШГН - штанговый глубинный насос

УВН - установка винтовых насосов

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

РИР - ремонтно-изоляционные работы

НКТ - насосно-компрессорные трубы



Содержание

Реферат

Список сокращений

Введение

1. Характеристика Сугмутского местoрoждения

1.1 Географическое положение

1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

1.3 Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов

2. Технологическая часть

2.1 Анализ показателей разработки Сугмутского месторождения

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

2.3 Анализ выполнения проектных решений

3. Анализ эффективности производства ГРП на Сугмутском месторождении

3.1 Технология и моделирование процесса ГРП

3.1.1 Критерии выбора скважин

3.1.2 Процесс ГРП

3.2 Анализ эффективности ГРП на скважинах Сугмутского месторождения в 2009 году

3.2.1 Анализ эффективности ГРП по скважинам, отремонтированным в 2009 году

3.2.2 Определение зависимости результатов ГРП от объёмов закачиваемого проппанта

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

3.3 Расчеты, производимые перед ГРП

3.3.1 Расчёт параметров ГРП

3.3.2 Расчёт прочностных характеристик НКТ

Заключение

Список использованных источников

Введение

В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в увеличении количества вводимых месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении доли карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти. Это обуславливает необходимость поиска, создания и промышленного внедрения новых технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта.

И Сугмутское месторождение не стало исключением. В последнее время прослеживается значительное снижение темпов отбора нефти из пластов. И связано это в большей степени с ухудшающимися значениями проницаемостей прискваженных зон, а также некачественного дренажа пластов.

Одним из лучших решений этой проблемы и является гидравлический разрыв пласта. Этот процесс впервые был применён за рубежом в 1949 и в данный момент распространён по всему миру, в том числе и у нас. С помощью ГРП удаётся повысить процент извлечения на 25-30 единиц, а успешность работы составляет порядка 90%.

Целью выпускной аттестационной работы является анализ эффективности проведённых на Сугмутском месторождении гидроразрывов, а также сравнение результатов ГРП по разным технологиям.



1. Характеристика месторождения

1.1 Географическое расположение

В административном отношении Сугмутское месторождение расположено на границе Надымского и Пуровского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Районный центр Надымского района-г. Надым, Пуровского-посёлок городского типа Тарко-Сале, окружной центр - г. Салехард, областной-г. Тюмень. Район работ находится в верховьях рек Надыма и Пякупура.

Площадь месторождения относится к южной части Южно-Надымско-Пуровской провинции лесной равнинной зоны Западной Сибири. В морфоструктурном отношении месторождение находится в северной части Увала Нумто. гидравлический геологический сугмутский

Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от плюс 50 м до плюс 150 м. Господствующими являются северо-таежные ландшафты относительно высокой полого-холмистой равнины с елово-пихтовыми и березово-еловолиственными лесами на торфянисто-подзолистых почвах. Район расположен в области разобщенного залегания современной и многолетней мерзлоты.

Толщина верхнего слоя современной мерзлоты изменяется в зависимости от геоморфологии и литологии от 15-30 м до 50 м. Слой сложен четвертичными отложениями и прерывается на участках речных долин, где получили развитие надмерзлотные талики до глубин 100-150 м.

Основу гидрографической сети составляют реки Надым и Казым с их многочисленными притоками, наиболее крупными из которых являются: Семиеган, Сютыпойяха, Ямбьяха, Етыяха. На территории района работ распространено большое количество небольших и неглубоких озер и болот.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта Сугмутского месторождения

Климат резко континентальный. Зима продолжительная, суровая, снежная. Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Средняя температура самого холодного месяца января минус 23.5 градуса. Абсолютный минимум температуры зимой минус 50 градусов. Средняя температура самого теплого месяца июля плюс 15.5 градуса, абсолютный максимум температуры достигает плюс 35 градусов.

Сугмутское месторождение находится в непосредственной близости от разрабатываемых Суторминского, Муравленковского, Крайнего и ряда других месторождений. От этих месторождений до Сургута-Омска проходит трасса нефтепровода и параллельно железной дороге Сургут-Уренгой - трасса газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк. Район населен слабо.

Населенные пункты, в основном, сосредоточены в пойме реки Оби и вдоль железной дороги Тюмень-Сургут-Уренгой. Плотность населения составляет 1-2 человека на 1 км². Коренное население - ханты и манси - ведут полукочевой образ жизни, занимаются охотой, оленеводством, рыбной ловлей.

1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Геологический разрез представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и складчатого палеозойского фундамента. Полный разрез осадочного чехла вскрыт разведочной скважиной номер 423, толщина которого составляет 3946 м. Остальные разведочные скважины рассредоточены равномерно по всей площади и вскрывают нижнемеловые отложения. Эксплуатационный фонд скважин разбурен в пределах от разведочных скважин 409-410 на севере по 440-419 на юге.

Доюрский комплекс.

Сложен породами триас-палеозойского фундамента, который вскрыт на глубине 3946 м скважиной номер 423. Представлен базальтами серо-зелеными участками до черных с массивной текстурой, с большим количеством тонких трещин, заполненных кальцитами. Вскрытая толщина фундамента - 359 метров.

Юрская система.

Представлена всеми тремя отделами и вскрыта скважинами номер 423, 419, 430 на глубинах: тюменская свита (TMNS) 3235 - 3275 м, васюганская свита (VSGN) 3204 - 3243 м, георгиевская свита (GRGV) 3193 - 3236 м, баженовская свита 3166 - 3214 м.

Меловая система.

Осадочная толща представлена нижним и верхним отделами, суммарной толщиной 2315-2412 м. Вскрыта всеми скважинами, согласно залегает на отложениях верхнеюрского возраста.

Ачимовские отложения (БС_22-16) сложены песчаниками, аргиллитами темно-серыми, часто замещающимися и чередующимися. В исследуемом районе продуктивность этого интервала не установлена. Толщина отложений составляет 85-156 м.

Мегионская свита представлена переслаиванием пластов аргиллитов, песчаников и алевролитов. В толще выделяется серия песчаных пластов (БС_15-9). Промышленная нефтеносность установлена в пласте БС₉², который сложен песчаниками светло-серыми, серыми, мелкозернистыми, слабоизвестковыми, с выраженной слоистостью. Завершается разрез мегионской свиты пачкой темно-серых аргиллитов - чеускинской пачкой глин.

Анализ микрофауны позволяет датировать возраст мегионской свиты в исследуемом районе, как берриас-ранний валанжин. Мощность отложений колеблется в пределах 440-484 м.

Вартовская свита сложена морскими и прибрежно-морскими осадками, представленными неравномерным переслаиванием аргиллитов и песчаников. Признаков нефтенасыщения в пластах БС₁-БС₈ и пластах группы АС, выделяемых в толще свиты, не отмечено. Толщина свиты составляет 430-546 м.

Алымская свита сложена толщей серых и темно-серых аргиллитов и песчаников. Толщина свиты составляет 186-241 м.

Отложения Покурской свиты относятся к континентальным и частично прибрежно-морским осадкам апт-альбского и сеноманского возраста. Сложена свита толщей серых, зеленовато-серых, часто чередующихся между собой прослоев алевролитов, слабосцементированных песчаников и глин общей толщиной 832-869 м с включениями обугленных растительных остатков. Общая толщина 832-869 м. Верхний отдел представлен мощной

пачкой глинистых пород, по возрасту определенных в кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты. Толщина отложений верхнего мела по площади изменяется от 1248 м до 1604 м.

Палеогеновая система.

Отложения развиты повсеместно, представлены морскими осадками талицкой, люлинворской, тавдинской свит и континентальными - атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Талицкая свита залегает на морских отложениях нижнего мела и повсеместно перекрывается люлинворской свитой. Сложена глинами темно-серыми, местами с линзами глауконитовых песков. Толщина свиты 131-166 м.

Люлинворская свита сложена опоками и опоковидными глинами. Возраст ограничивается нижнесредним эоценом по микрофауне и флоре. Толщина свиты составляет 195-237 м.

Тавдинская свита завершает разрез морского палеогена и сложена зеленовато-серыми глинами, с прослоями алевролитов. Возраст установлен по палинокомплексу и фораманифер и относится к верхнему эоцену. Толщина свиты 140-170 м.

Атлымская свита представлена континентальными аллювиально-озерными образованиями. Пески светло-серые до белых, с прослоями алевролитов и глин. Толщина свиты изменяется от 5 до 40 м.

Новомихайловская свита согласно залегает на атлымской, сложена глинами коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Возраст олигоцен и определен по спорово-пыльцевому комплексу. Толщина составляет 30-60 м.

Туртасская свита залегает трансгрессивно на отложениях новомихайловской свиты. Отложения сложены озерными фациями: глинами, алевролитами, тонкозернистыми песками. Толщина свиты составляет 40-70м.

Четвертичные отложения.

Эти отложения развиты повсеместно. Сложены торфяниками, песками, глинами, суглинками, аллювиальными отложениями пойменных террас. Толщина отложений около 50 м.

Месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты, где в структурно-тектоническом строении принимает участие весьма разнообразный комплекс горных пород, охватывающий по возрасту отложения от докембрийских до четвертичных. В его разрезе выделяют три структурно-тектонических этажа: складчатый фундамент, промежуточный структурный комплекс и осадочный чехол.

Поверхность складчатого фундамента имеет гетерогенное строение и залегает на глубинах 4000-4600 м. На Сугмутском месторождении фундамент вскрыт скважиной номер 423 на глубине 3946 м, и представлен серо-зелеными базальтами с большим количеством мелких трещин, выполненных кальцитом.

Отложения промежуточного комплекса приурочены к прогнутым зонам фундамента и распространены по всей территории месторождения.

Представлен комплекс слабодислоцированными неметамор-физованными эффузивно-осадочными образованиями пермо-триасового возраста. Оба этих этажа объединены в доюрское основание, которое изучено сейсморазведочными работами по горизонту А, приуроченному к поверхности несогласия, разделяющей осадочный чехол и подстилающие породы.

Рассматриваемое месторождение в тектоническом отношении расположено в северной части Среднеобской мегаантеклизы, которая характеризуется умеренными глубинами до подошвы чехла в пределах 2.5-4 км и незначительными градиентами их изменения. В ее пределах обосабливается полукольцевая система относительно мелких синеклиз, которая опоясывает с запада, юга и востока две антеклизы: Хантейскую и Кеть-Вахскую.

Площади синеклиз измеряются первыми сотнями тысяч квадратных километров, они осложнены впадинами, мегапрогибами и небольшими сводообразными поднятиями. Сугмутское месторождение расположено в пределах Хантейской антеклизы, или скорее, в приграничной зоне двух надпорядковых структур: Надым-Тазовской синеклизы и Хантейской антеклизы. Амплитуда антеклизы по отношению к днищу синеклизы не превышает 1 км. В пределах Хантейской антеклизы доминируют своды, меньшее значение имеют мегавалы, а на долю мегапрогибов приходится менее 40% общей площади антеклиз.

Сопоставление структурных планов по отражающим горизонтам А, Б, М, Г показывает, что основные структурные элементы с незначительным смещением в плане прослеживаются по разрезу снизу-вверх с постепенным выполаживанием форм и изменением конфигурации. Этот факт говорит об унаследованном характере осадконакопления.

Исключением является горизонт НБС₁₀¹, который в клиноформной части представляет собой моноклиналь, которая погружается в западном направлении примерно на 300-350 м. Отражающий горизонт НБС₁₀¹ контролирует кровлю продуктивного пласта БС₉², который приурочен к клиноформной зоне СФЕ БС₁₀¹ и является основной залежью Сугмутского месторождения.

Структурный план кровли продуктивного пласта БС₉² Сугмутского месторождения представляет собой пологую моноклиналь субмеридионального простирания, погружающуюся в западном направлении и суживающуюся к югу. Ширина нефтенасыщенной зоны на севере и в центральной части составляет 10-12 км, в южной ? 4 км. Глубины залегания 2670-2750 м. Углы падения не превышают 30'.

Средневзвешенное значение открытой пористости по керну в целом по пласту БС₉² составило 0.17, проницаемости - 48 мД по водонефтяной зоне и 58 мД по чисто нефтяной зоне. Наилучшими коллекторскими свойствам обладают песчаники пористостью 20 - 21 процентов и проницаемостью 94 - 110 мД, в отдельных образцах - до 200 - 300 мД.

Выделяют следующие виды коллекторов со средним значением проницаемости:

а) слабопроницаемые - менее 10 мД;

б) средне-проницаемые - 10-100 мД;

в) высокопроницаемые - более 100 мД.

Для этого выделено пять классов пористости:

I класс = 0,1 - 0,13;

II класс = 0,13 - 0,16;

III класс 0,16 - 0,19;

IV класс = 0,19 - 0,22;

V класс 0,22 - 0,25.

Коллекторы пласта БС₉² Сугмутского месторождения по результатам

проведенных исследований являются поровыми и принадлежат преимущественно к IV классу коллекторов.

1.3 Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефтей, насыщающих углеводородных газов, свободного газа в газовой шапке и свойства пластовых вод Сугмутского месторождения рассматриваются в ряде специальных работ. 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 Сугмутского 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.



2. Технологическая часть

2.1 Анализ показателей разработки Сугмутского месторождения

На 1.01.2014 г. добыча нефти с начала разработки составила 129868 тыс. т. Достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0.265 при текущей обводненности продукции 90.2%. Добыча жидкости с начала разработки составила 400822 тыс. т, закачка с начала разработки 463823 тыс. м³. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 104.4%, текущая 112.7%.

Рисунок 2.1 - Динамика основных показателей разработки. Сугмутского месторождения

На долю объектв АВ₁³, АВ₂ приходится 40.6% извлекаемых запасов нефти и 39.9% текущей добычи. Разработка объекта ведется с 1983 г.

На конец 2013 г. накопленная добыча нефти составила 67081 тыс. т, жидкости - 217566 тыс. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 70.9%, текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0.268.

Рисунок 2.2 - Основные характеристики выработки запасов. Сугмутского месторождения

В 2014 г. по Сугмутскому месторождению добыча нефти составила 2673.9 тыс. т, при этом темп отбора от начальных извлекаемых запасов 1.12%, от текущих извлекаемых запасов 1,15%.

Таблица 2.1 - Основные показатели разработки на 2013 г

Показатели	СНГДУ
Добыча нефти в 2012 г, тыс. т	1373,1
Накопленная добыча нефти, тыс.т	59741,6
Добыча жидкости в 2012 г, тыс.т	2867,3
Накопленная добыча жидкости, тыс.т	178270,8
Обводненность, %	90,1
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 2012 г, т/сут	10,4
Дебит жидкости в 2012 г, т/сут	21,7
Приемистость в 2012 г, м3/сут	120,0
Эксплуатационный фонд добывающих скважин, шт.	422
Действующий фонд добывающих скв., шт.	388
Действующий фонд нагнетательных скв., шт.	14
Текущая компенсация, %	8,9
Накопленная компенсация, %	9,5

На долю объекта БВ₆ БВ_8., приходится 40.1% извлекаемых запасов нефти и 38.0% текущей добычи. Разработка объекта ведется с 1984 г.

На конец 2013 г. накопленная добыча нефти составила 59741 тыс. т, жидкости - 178270 тыс. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 72.4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0.286.

Динамика основных показателей разработки объектов АВ₁³, АВ₂ приведена на рисунках 2.3 и 2.4.

Рисунок 2.3 - Динамика основных показателей разработки. Объекты АВ₁³, АВ₂

Рисунок 2.4 - Основные характеристики выработки запасов. Объекты АВ₁³, АВ₂

Динамика основных показателей разработки объектов БВ₆ БВ₈ приведена на рисунках 2.5 и 2.6.

Рисунок 2.5 - Динамика основных показателей разработки. Объекты БВ₆ БВ₈

Рисунок 2.6 - Основные характеристики выработки запасов. Объекты БВ₆ БВ₈

Основные показатели разработки на конец 2013 г.:

- добыча нефти - 747.4 тыс. т;

- темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 0.9%, от текущих - 3.2%;

- добыча жидкости - 9309.2 тыс. т;

- обводненность - 92.0 %;

- закачка - 10506 тыс. м³;

- текущая компенсация отбора жидкости закачкой - 110.7%;

- фонд добывающих скважин - 408 в т. ч. действующий - 389;

- средний дебит скважин по жидкости - 66.8 т/сут, по нефти - 5.4 т/сут;

- фонд нагнетательных скважин - 147, в т. ч. под закачкой - 133;

- средняя приемистость - 233.8 м³/сут.

Основные технологические показатели разработки пласта АВ11-2 представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - 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

На рисунке 2.7 представлены основные технологические показатели разработки пласта АВ11-2.

Рисунок 2.7 - 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: 726 скважин, в эксплуатационном добывающем фонде числятся 592 добывающих и 37 нагнетательных скважин.

Характеристика пробуренного фонда представлена в таблице 2.3 (Объект АВ₁^1-2).

Таблица 2.3 - 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 том числе 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 том числе 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 том числе действующие в бездействии	0
		0
		0
	Скважины отбирающие газ с пласта	36
	Ликвидированные	1

В добывающем фонде Сугмутского НГДУ на 1.01.2010 г. на пласте АВ₁^1-2 насчитывается 485 скважин. В действующем добывающем фонде числится 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 2.8.

Рисунок 2.8 - 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 2.9.

Рисунок 2.9 - 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 2.4.

В основном добывающий фонд скважин можно отнести к низкодебитному. Большая часть скважин работает с дебитом не более 10 т/сут. Около 90 скважин работают с дебитами 20-50 т/сут. Большинство этих скважин относится к восстановленным за счёт ГРП.

Распределение нагнетательных скважин по категориям фонда показано на рисунке 2.10.

Таблица 2.4 - 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	13257
	% от общей добычи нефти	0,1	2,0	6,3	2,0	0,0	0	10,4
	Добыча жидкости за месяц, т	73	2965	13459	9181	250	0	25928
	% 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	10114	3052	117	0	17235
	% от общей добычи нефти	0	3,1	7,9	2,4	0,1	0	13,5
	Добыча жидкости за месяц, т	0	4602	17075	12866	1653	0	36196
	% 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	13523	20878	6741	803	0	41945
	% от общей добычи нефти	0	10,6	16,4	5,3	0,6	0	32,9
	Добыча жидкости за месяц, т	0	15246	33369	28106	11598	0	88319
	% 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	21275	22751	3016	422	0	47464
	% от общей добычи нефти	0	16,7	17,9	2,4	0,3	0	37,3
	Добыча жидкости за месяц, т	0	23753	37587	12338	5965	0	79643
	% 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	11551	859	0	22120
	% 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	43849	65025	17007	1391	0	127345
	% от общей добычи нефти	0,1	34,4	51,1	13,4	1,1	0	100,0
	Добыча жидкости за месяц, т	73	49322	108444	74042	20325	0	252206
	% 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

Рисунок 2.10 - Характеристика нагнетательного фонда скважин на 1.01.2010 года

Распределение добывающих скважин по причинам бездействия и консервации представлено на рисунке 2.11.

Две из трех нагнетательных скважин бездействуют из-за тяжелых аварий, а одна в связи с регулированием закачки.

Рисунок 2.11 - Причины бездействия добывающих скважин

2.3 Анализ выполнения проектных решений

В настоящее время разработка месторождения ведется на основании «Уточненного проекта разработки», составленного ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 2004 г. и «Авторского надзора» выполненного в 2008 г. (протокол №1110 от 23.12.2008 г.) со следующими положениями:

· выделение четырёх объектов АВ₁³, АВ₂, БВ₆ и БВ₈;

· применение блоковой трехрядной системы разработки с размещением скважин по равномерным треугольным по сетке 500х500 м и расстоянием от нагнетательного ряда до первого добывающего 600 м на объектах АВ₁³, АВ₂, БВ₆ и БВ₈.

Таблица 2.5 - Анализ выполнения проектных решений

добыча по месторождению (тыс. т)	2013 г	2014 г.
нефти, тыс. т/год	2845.3	2882.3
жидкости, тыс. т/год	27281.7	27409.3
закачки воды, тыс. м3/год	29423.7	29547.6
отбор растворенного (попутного)газа, млн.н. м3/год	153.4	155.9

Фонд скважин всего - 2515, в том числе: добывающих - 1694, нагнетательных - 705, водозаборных - 73, резервных - 64.

Фонд для бурения всего - 573, в том числе: добывающих - 378, нагнетательных - 195.

По состоянию на 2009 год месторождение находится в стадии возрастающей добычи;

Увеличение добычи связано с проведение ГРП;

Увеличение дебитов скважин связано с проведением ГРП, как на возвратных, так и на самостоятельных скважинах;

Фонд добывающих скважин характеризуется как низкодебитный и обводненный, большинство скважин эксплуатируется с обводненностью от 40 до 80 % и дебитами менее 10 т/сут.



3. Анализ эффективности производства ГРП на Сугмутском месторождении

3.1 Технология и моделирование процесса ГРП

Гидравлический разрыв - 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.

Важное значение в успешности проведения ГРП имеет определенне соотношении темпа закачки жидкости, ее вязкости, фильтруемости и транспортирующей способности потока.

При этом увеличивать темп закачки жидкости необходимо с таким расчётом, чтобы породы не успевали поглощать жидкость и давление на породу значительно возрастало до того момента, пока пласт не «порвётся».

При дальнейшей закачке в пласт жидкостей давление нагнетания должно обеспечить развитие трещины вглубь пласта.

Вязкость жидкостей и темп закачки оказывают решающее влияние на успешность проведения и эффективность 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:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

Создание трещины.

При нагнетании жидкости подходящего состава под высоким давлением в пласт со скоростью, превышающей скорость ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не превзойдёт внутренние напряжения в породе. Происходит расширение существующих или образование новых 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.

Перед началом добычи важно удалить жидкость разрыва из скважины, потому что она может значительно снизить проницамость.

Цель гидравлического разрыва.

Гидравлический разрыв пласта производится в скважинах:

-работающих с дебитами, значительно меньшими в сравнении с потенциально возможными, 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 значительным отставанием темпов отбора, по сравнению с соседними;

-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 лучший способ повышения продуктивности - безусловно гидраразрыв;

- создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируется именно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, которая нормализует градиент давления, то продуктивность скважины значительно возрастёт.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта.

Обычно оно 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 не означает, что нет фактического повреждения.

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.

Все это может привести к снижению продуктивности, а в тяжелых случаях - к полному прекращению добычи из скважины.

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 40% в слое толщиной 5 см, то это приведет к снижению продуктивности всего на 12%. Если же снижение проницаемости охватило 30-сантиметровый слой, продуктивность понизится на 40%. Снижение на 80% проницаемости в 30-сантиметровой толще приведет к потере продуктивности в 66%. 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

Изначально ГРП 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.

3.1.1 Критерии выбора скважин

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

1 Для проведения ГРП предпочтительны слабопроницаемые, сцементированные крепкие породы.

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

3 Не следует проводить ГРП в добывающих скважинах, расположенных вблизи очагов нагнетания, водонефтяного контуров. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно превышать 100 м.

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

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

6 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.

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

8 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

Процесс ГРП можно разделить на три стадии:

1. 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.

2. 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.

3. 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 Сугмутского месторождения в 2009 году

Целью этой работы было определение эффективности проведенных в 2009 году работ по гидроразрыву пласта и т.к. часть работ производилась по новой технологии (с увеличенным количеством закачиваемого проппатна), то дополнительной целью стало сравнение результатов старой и новой технологии.

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.

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” (Рисунок 3.1) . 54 ремонта осуществлены по новой, а 15 по старой технологии.

ГРП без РИР осуществлены по 12 скважинам, а с РИР по 57 скважинам.

По объектам разработки общее количество ГРП распределяется следующим образом:

объект АВ1^1-2 - 68 скважин

объект АВ1³ +АВ1^1-2 - 1 скважина

Рисунок 3.1 - Распределение операций ГРП по видам работ

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 (Рисунок 3.2).

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).

Рисунок 3.2 - Сравнение средних показателей работы скважины до и после ГРП

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). Это, собственно, и предполагалось. 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) (Рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 - 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” cредне-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” cредне-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 (Рисунок 3.4)

Рисунок 3.4 - 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:

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

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

Первое обстоятельство объясняется, очевидно, двумя 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 двух 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 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.

По скважинам 15509 и 51344 отмечено максимальное количество проппанта (6,1 и 6,5 т соответственно). Пророст дебита по этом скважинам является наименьшим по сравнению с другими.

Данные полученные по этим скважинам свидетельствуют о том, что не стоим безгранично повышать количество проппанта, т.к. это приводит к снижению дебитов и даже полному закупориванию каналов и полной остановке фильтрации.

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) (Рисунок 3.5).

Рисунок 3.5 - Зависимость удельного дебита от объема закачиваемого проппанта

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

В таблице 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 BASPRО), 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.

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).