Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Геологическая характеристика месторождения

1.3 Тектоника

1.4 Продуктивные пласты

2. динамика и состояние разработки месторождения

3. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

4. ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ И ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ГРП НА СКВАЖИНАХ

5. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

5.1 Оборудование, применяемое при ГРП на Повховском месторождении

5.2 Материалы, применяемые при ГРП

5.2.1 Технические жидкости

5.2.2 Расклинивающие материалы

5.3 Выбор скважины для ГРП

5.4 Описание технологии ГРП

6. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

7. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Методы увеличения нефтеотдачи пластов считают основным резервом для добычи нефти. За счет проведения геолого-технических мероприятий, в том числе с использованием различных технологий физико-химического и гидродинамического воздействия на пласты. Для различных геолого-физических условий и стадий разработки месторождения однозначно доказана целесообразность применения как гидродинамических, так и физико-химических методов увеличения добычи нефти. Объектом воздействия на этом месторождении является пласт БВ₈. По своему строению он характеризуется высокой зональной и слоистой неоднородностью коллекторских свойств, поэтому используемыми технологиями на этих объектах являются методы, повышающие приемистость низкопродуктивных участков пластов и изоляцию высокопродуктивных, по которым происходит прорыв воды. Таким образом, можно сделать вывод, что объектами для применения методов увеличения добычи нефти являются пласты с высокой неоднородностью коллектора по площади и сечению, а также пласты с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из эффективнейших способов воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения ее проницаемости. Гидравлический разрыв пласта основан на способности нефтяного пласта расщепляться (растрескиваться) под воздействием давления, превышающего горное. Освоение метода потребовало создания специальной технологии и техники не только для получения высокого давления, но и специального оборудования для проведения технологических операций. Метод освоен промышленностью и в настоящее время применяется и постоянно совершенствуется.

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской плиты. В административном отношении расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Производственную деятельность на месторождении ведет ТПП "Когалымнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь", базирующееся в городе Когалыме (80 км). Город Когалым с Повховским месторождением соединяет бетонная дорога, поэтому перевозки груза, а также людей осуществляются автомобильным транспортом. Ближайшим магистральным нефтепроводом является Нижневартовск - Сургут - Омск. По территории месторождения проходит нефтепровод Повховское месторождение - Лангепас, а также многочисленные внутрипромысловые нефтепроводы. Энергоснабжение района осуществляет Сургутская ГРЭС. По территории месторождения проходит ЛЭП-500 и ЛЭП-200. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную заболоченную равнину. Климат резко континентальный, характеризующийся продолжительной холодной зимой (температура в январе достигает минус 58°С) и коротким сравнительно жарким летом (температура июля до плюс 36°С). Общее количество осадков в год достигает 400 - 500 мм. Район месторождения характеризуется практически неограниченными запасами пресных подземных вод. Для технических нужд используются грунтовые безнапорные воды четвертичных аллювиальных отложений, на прямую связанные с озерами и речными системами. В качестве питьевых они могут употребляться лишь при условии строгого соблюдения норм санитарной охраны и очистки. При эксплуатации месторождения для поддержания пластового давления используются подземные воды апт - альб - сеноманского водоносного комплекса, источником питьевой воды является алтымо - новомихайловский водоносный горизонт.

1.2 Геологическая характеристика месторождения

Геологический разрез Повховского месторождения сложен мощной (более 3000м) толщей осадочных терригенных пород мезо-кайнозойской и четвертичной групп, подстилаемых метаморфическими и изверженными породами палеозойского возраста. Осадочные мезозойские отложения являются объектом детального изучения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты.

Доюрские образовния. Породы доюрских образований на Повховском месторождении ориентировочно вскрыты скважиной № 105 при забое 3728 м, где были подняты черные глинистые сланцы предположительно палеозойского возраста.

Тюменская свита. На месторождении отложения вскрыты тринадцатью поисково-разведочными скважинами. Разрез Тюменской свиты сложен частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Для пород тюменской свиты характерно присутствие обильного углистого детрита, тонких прослоев бурых углей, конкреций и желваков сидерита. В составе свиты выделяется до 11 пластов песчаников (скв № 105). В осадках тюменской свиты встречены отпечатки листовой флоры и споро-пыльцевые комплексы нижней и средней юры. Полная толщина осадков тюменской свиты достигает 700 м.

Морские верхнеюрские отложения расчленяются на три свиты - васюганскую, георгиевскую и баженовскую.

Меловая система. Отложения меловой системы представлены непрерывным разрезом нижнего и верхнего отделов. Отложения нижнего отдела на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены осадками мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.

Березовская свита, перекрывающая осадки кузнецовской, условно разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена глинами опоковидными, переходящими в опоки с включением глауконита и редкими конкрециями сидерита. Встречена фауна морских пелеципод, фораминифер и радиолярий коньяк - сантонского ярусов. Толщина подсвиты - 80-90 м.

Ганькинская свита завершает разрез отложений меловой системы. Сложена свита глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, переходящими в мергели и глинистые доломиты. В глинах встречаются растительные остатки и фауна форминифер маахстритского яруса. Толщина осадков достигает 160-200 м.

Палеогеновая система. В описываемом районе палеогеновые отложения представлены морскими палеоцена и эоцена, а так же континентальными отложениями олигоцена.

Лютинворская свита распространяется практически по всей территории Западно-Сибирской плиты за исключением ее крайних северо-восточных и восточных районов. Сложена она в нижней части глинами серыми, иногда почти белыми, голубовато-серыми опоковидными, часто переходящими в опоки. Толщина отложений свиты - 195-220 м.

Чеганская свита сложена глинами серыми. В глинах встречается фауна пелеципод и лингул, а так же ихтиофпуна. Возраст осадков определяется как верхнеэоценовый - нижнеолигоценовый. Толщина отложений свиты - 180-200 м.

Новомихайловская свита представляет собой неравномерное переслаивание серых и буровато-серых глин со светло - серыми песками, с прослоями бурых углей и лигнитов. В верхей части преобладают глины, в нижней - пески и алевриты. На основании споро-пыльцевого анализа свита отнесена к среднему алигоцену. Толщина осадков свиты - до100 м.

Журавская свита сложена алевритами зеленовато-серыми с прослоями диатомитов и глин. Встречаются остатки древесины, фауна пресноводных малюсков, диатоминтовых водорослей и споро-пыльцевых комплексов верхнего олигоцена. Толщина свиты до 70-90 м.

Абросимовская свита завершает разрез полеогена. Сложена глинами серыми и светло-серыми, бураватыми, алевритами и песками полимиктовыми с прослоями бурых углей и магнитов. Толщина их до 30 м.

1.3 Тектоника

Согласно тектонической карты платформенного чехла западно - сибирской плиты, Повховское месторождение расположено в пределах Ярсомовского мегапрогиба, разделяющего Сургутский и Нижневартовский своды. На фоне общего регионального погружения выделяются основные тектонические элементы: Средне-Ватьеканская приподнятая зона в южном и Больше-Котухтинская структура в северной частях Повховского месторождения. Средне-Ватьеганская приподнятая зона не имеет четкой конфигурации в следствии осложнения многочисленными поднятиями различной ориентации от субширотной до субмеридиальной. В целом приподнятая зона включает в себя южную часть Повховского месторождения, группу Средне-Ватьеганских и безымянных поднятий, а также Сердаковское поднятие. Северный склон приподнятой зоны довольно полого погружается в сторону Больше-Котухтинского поднятия, разделяясь неглубокой (не более 10 м) седловиной. Южный склон Средне-Ватьеганской приподнятой зоны погружается в сторону Нижневартовского свода. При детальном рассмотрении тектонического строения Средне-Ватьеганской приподнятой зоны видно, что в южной части месторождения выделяется Средне-Ватьеганская нефтяная структура, которая имеет неправильную форму, вытянутую в северном направлении. Размеры структуры по замкнутой изогипсе - 2529 м составляют 9,5 х 5 км. Скважиной № 448 пласт БВ₈ вскрыт на отметке - 2483 м. Амплитуда составляет 37 метров. К западу от вышеописанной нефтяной структуры выделяются два Средне-Ватьеганских поднятия. В районе разведочных скважин №19, 26 по сейсморазведке и данным бурения выделяется Средне-Ватьеганское поднятие субмеридиального простирания. Размеры по замкнутой изогипсе - 2530 м составляют 11 х 4 км, амплитуда - 23,3 м относительно скв. № 19, где кровля пласта БВ₈ вскрыта на отметке - 2506,7 м, этой скважиной доказана нефтеностность поднятия. Самая южная часть Средне-Ватьеганской приподнятой зоны представлена безымянным поднятием (район скв. № 12,49), где получены промышленные притоки нефти из пласта БВ₈. В юго-восточной части Средне-Ватьеганской приподнятой зоны выделяется Сердаковское поднятие, которое по замкнутой изогибсе - 2520 м включает в себя еще безымянное локальное поднятие. В целом, Сердаковское поднятие с севера еще осложняется Тяэтлыхским локальным поднятием. Собственно Сердоковское поднятие имеет северное простирание и по замкнутой изогибсе - 2510 м размеры составляют 7,2 х 5,5 км. Сводовая часть поднятия разбурена скв. № 108, № 10, первой вскрыт пласт БВ₈ на отметке - 2490,2 м и получен приток нефти Амплитуда - 19,8 м. Больше - Котухтинская нефтяная структура расположена в северной части Повховского месторождения и представлена двумя крупными поднятиями северо-восточного направления, собственно Больше-Котухтинским и безымянным, которые объединяются изогибсой - 2550 м. Амплитуда составляет 26,5 м, а размеры - 25 х 5,5 км. Промышленная нефтеностность доказана на обоих поднятиях. Больше - Котухтинская нефтяная структура, как центральной части, так и на кроях осложнена мелкими локальными поднятиями.

1.4 Продуктивные пласты

Комплекс БВ₈ в пределах контура нефтеносности вскрыт 92-мя разведочными и поисковыми скважинами и 3207 эксплутационными, пробуренными на этот и нижележащие пласты. Залежь ограничена с запада, юга и частично с востока линией глинизации коллекторов. В структурном плане горизонт приурочен к наклонной поверхности и погружается в восточном и северо-восточном направлении. С севера и востока она контролируется линией ВНК, который установлен на абсолютной отметке - 2657 - 2666 м. Вся площадь водонефтяного контакта находится на северном склоне Большекотухтинского поднятия между границами замещения продуктивного комплекса непроницаемыми породами. Ширина межконтурной зоны составляет 4,0 - 7,5 км, а доля ее по отношению к площади всей залежи - 7,5 %. Эффективная нефтенасыщенная толщина по площади составляет в среднем - 8,0 метров. Большая часть площади нефтеносности (95%) является чисто нефтяной зоной. Водонефтяная зона залежи имеет небольшие размеры - 15% от площади залежи, приурочена к северной части месторождения. Пласт БВ₈ освоен и находится в разработке. При испытании разведочных скважин были получены притоки нефти дебитами от 0,3 м³/сут (скважина № 2П, динамический уровень 1115 м) до 179 м³/сут (скважина № 24П, штуцер 8 мм). Притоки были получены с глубин, соответственно, 2635,6 - 2743,2 м (абсолютная отметка минус 2538,1 - 2645,7 м) и 2620,6 - 2663,2 м (абсолютная отметка минус 2535,6 - 2578,1 м). В целом, горизонт БВ₈ характеризуется очень высокими показателями неоднородности по разрезу. Показатели коэффициента вариации проницаемости 242,35 %, проводимости 238,8 %, что в 2 - 3 раза превышает аналогичные показатели по одновозрастным отложениям месторождений Нижневартовского и Сургутского сводов. Крайне высок показатель прерывистости пласта. В целом разрез относится к регрессионному типу. Песчанистость и проницаемость уменьшаются от кровли к подошве. В связи со значительными размерами простирания нефтеносного коллектора горизонта БВ₈ и изменчивостью его свойств по площади, характеристика толщин, коллекторских свойств, неоднородности дается по восточной, центральной и западной частям месторождения. Песчанистость гидродинамически связанной зоны в пределах центральной части изменяется от 0,57 до 0,82, в среднем составляя 0,71. Толщина колеблется от 6,3 м до 16,6 м, составляя в среднем 11,0 м, средняя эффективная толщина равна 7,9 м. Расчлененность связанной зоны равна 3,903, причем минимальная равна 1,0, а максимальная - 4,6.

Характерной особенностью центральной части гидродинамически связанной зоны является то, что в разрезе пласта значительную долю составляют пропластки толщиной более 6 метров. Они занимают 25 % объема коллекторов пласта БВ₈. В целом литотип "монолиты" составляет 48 % от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. Тонкие пропластки (литотип "тонкослоистые"), толщиной до 2 м, составляют 26 % объема коллекторов и на литотип "полумонолиты" с толщиной пропластков от 2 до 4 м приходится 26 % от всего объема.

Таблица 1 - Геолого-физическая характеристика пласта БВ₈

Центральная часть связанной зоны характеризуется значительной долей низко проницаемых коллекторов. Проницаемость по ГИС до 0,05 мкм² имеют почти 50 % от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. В реальности же пропластки с такой проницаемостью являются либо не коллекторами, либо содержат в ограниченной степени подвижные запасы нефти. Непроницаемые коллектора (0,02 - 0,2 мкм²) занимают 15 % объема зоны, высокопроницаемые коллектора - 34 объема. Причем коллектора с проницаемостью свыше 0,7 мкм² занимают 21 % объема коллекторов всей гидродинамически связанной зоны. Средняя проницаемость по гидродинамически связанной зоне равна 0,151 мкм². Сравнивая показатели коллекторских свойств, можно отметить, что центральная часть гидродинамически связанной зоны представлена лучшими коллекторами Повховского месторождения. Песчанистость прерывистой зоны в пределах центральной части месторождения изменяется от 0,36 до 0,51, составляя в среднем 0,39. Проницаемость зоны в среднем равна 0,07 мкм², причем проницаемость монолитов прерывистой зоны выше проницаемости тонкослоистого коллектора почти в 2 раза, что существенно влияет на выработку запасов прерывистой зоны. Низкопроницаемый коллектор занимает 52 % от объема всей 2-й зоны; проницаемость от 0,02 до 0,2 мкм² имеют 21 % коллекторов и высокопроницаемые коллекторы занимают 27% объема прерывистой зоны. Расчлененность прерывистой зоны равна 6,278, расчлененность на 1 м продуктивной части разреза равна 0,676. Средняя эффективная толщина прерывистой зоны в центральной части горизонта БВ₈ составляет 9,3 м. Основная доля коллектора прерывистой зоны содержится в пропластках толщиной от 0 до 3 м - 70% объема пласта БВ₈. На долю тонкослоистого коллектора (толщина пропластков не превышает 2 м) приходится 85% объема продуктивной части прерывистой зоны, а на монолиты, соответственно, только 15%, причем 8% из них приходится на пропластки толщиной более 6 м. В восточной части месторождения запасы нефти составляют:

- по гидродинамически связанной зоне - 16% от запасов зоны в целом;

- по прерывистой зоне - 26% от запасов зоны;

- по горизонту - 35% от запасов горизонта в целом.

Можно сказать, что средние показатели по западной части месторождения несколько выше, чем по восточной. Эффективная толщина коллектора по всему разрезу горизонта БВ₈ на западе равна 10,7 м, а на востоке - 8,3 м. Общие толщины также выше в западной части и составляют 28,3 м, против 20,7 м в восточной части. Значения песчанистости примерно равны. Так, по гидродинамически связанной зоне в восточной части коэффициент песчанистости равен 0,65 и 0,64 - в западной, и по прерывистой зоне - 0,33 против 0,32 соответственно. По проницаемости наблюдается более существенное различие. Так, по гидродинамически связанной зоне на востоке месторождения средняя проницаемость равна 0,138 мкм², а на западе 0,323 мкм². Особенно отличаются проницаемости монолитов и полумонолитов гидродинамически связанной зоны. В восточной части месторождения средняя проницаемость монолитов составляет 0,215 мкм², а полумонолитов - 0,192 мкм², тогда как в западной части 0,128 мкм² и 0,865 мкм² соответственно. Проницаемости же тонкослоистого коллектора примерно равны и составляют на западе 0,062 мкм², а на востоке 0,071 мкм².

Коллекторские свойства пласта БВ₈ Повховского месторождения определяются по данным лабораторных исследований керна и гидродинамических исследований скважин. Исследования показали, что продуктивный горизонт БВ₈ неоднороден как по разрезу, так и по площади. По разрезу происходит ухудшение коллекторских свойств к подошве, а наличие глинистой перемычки толщиной 3 - 5 м привело к выделению при подсчете запасов пласта БВ₈. Пласт БВ₈ основной, содержит до 80% месторождения. Залегает повсеместно, общая толщина 17,6 - 26,6 м. Верхняя часть пласта 10 - 16 м монолитна с хорошими коллекторскими свойствами, нижняя - тонкое чередование проницаемых и плотных непроницаемых пород. На территории месторождения из шести выявленных залежей продуктивного пласта ЮВ₁ в стадии промышленной разработки находится залежь в районе скважины №100. Остальные залежи пласта ЮВ₁ не разрабатываются. Залежь район скважины № 100 расположена на северной части месторождения и является основным объектом разработки, наибольшая по площади и основная по запасам. Морфология залежи определяется структурной картой поверхности кровли, поверхностью подошвы пласта и поверхностью ВНК на абсолютной отметке минус 2875 м. Размеры залежи в плане составляют 17,0 х 10,5 км, высота 40 м. Длинная ось залежи ориентирована с юго-запада на северо-восток. Дебиты нефти при испытании скважин составили от 0,7 до 130,0 м³/сут по разведочным скважинам и от 1,8 до 11,0 м³/сут по ксплуатационным. Эффективная толщина пласта в скважинах меняется от 0,8 до 21,6 м, или в среднем - 9,3 м.

2. ДИНАМИКА И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИ

Уточненный проектный фонд скважин Повховского месторождения - 4416. На дату составления проектного документа соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин на краевых участках, которые характеризуются расчлененностью и низкой песчанистостью составляло от 3,7/1 до 4,7/1. Реализация проектных решений по выводу скважин из неработающих категорий за время, прошедшее после составления проектного документа, привела к усилению системы воздействия на рассматриваемых участках. На 01.01.2011 г. соотношение добывающих и нагнетательных скважин по действующему фонду по всем краевым участкам составило от 2,1/1 до 2,5/1.

Таким образом, система воздействия на краевых участках залежи, в основном, достаточно интенсивна. В центральной зоне залежи на дату составления проектного документа соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин составляло 3,8/1. На 01.01.2011 г. рассматриваемое соотношение составило 2,5/1. На участке уплотнения нижней сетки скважин на северном поднятии соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин составило на 1.01.2011 г. - 3,3/1 против 3,9/1 на дату составления проектного документа. На участке уплотнения нижней сетки скважин на южном поднятии на 1 действующую нагнетательную скважину приходится в настоящее время 3,7 действующих добывающих скважин, то есть за время действия проекта разработки система воздействия стала интенсивнее более чем в два раза (в 1998 г. - 8,2/1). Дифференцированное воздействие на нижние продуктивные тела комплекса БВ₈ в зонах закачки предусматривалось организовать путем проведения РИР в нагнетательных скважинах. С учетом того, что проектные объемы РИР в нагнетательных скважинах не выполнены, нижние тела обеспечиваются закачкой как самостоятельным, так и совместным фондом. В настоящее время закачка на них ведется 31 самостоятельной скважиной и 376 совместными скважинами. В результате фактическое соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по нижним продуктивным телам комплекса составило в 2010 г. 2,4/1 (по проекту 2,1/1) и было достигнуто меньшим, чем было запроектировано общим количеством действующего нагнетательного фонда. Реализованное по верхним телам продуктивного комплекса соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин с учетом совместных скважин составило в 2010 г. 2,1/1, т.е. практически соответствует проекту 2,0/1. Увеличению интенсивности воздействия на объекте способствовало, предусмотренное проектом, проведение мероприятий по выводу скважин из неработающих категорий. Отставание фактической интенсивности от проектной весь рассматриваемый период связано, в основном, с несоответствием проектным фактических величин действующего нагнетательного фонда (таблица2). Отставание фактического количества нагнетательных скважин от проектного вызвано, как уже отмечалось, невыполнением проектных объемов РИР в нагнетательных скважинах и обеспечением нижних и верхних продуктивных тел комплекса БВ₈ закачкой из скважин, эксплуатирующихся преимущественно совместно на "низ" и "верх". По состоянию на 1.01.2011 г. на Повховском месторождении на балансе предприятия числится 3289 скважин. Из них 1831 добывающая скважина, 650 нагнетательных скважин, в консервации и контрольно-пьезометрическом фонде 554 добывающих и нагнетательных скважин, 168 скважин ликвидировано и в ожидании ликвидации.

Таблица 2 - Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по пласту БВ_8-10

Из 1303 скважин, участвующих в добыче: 1 (0,1%) фонтанная, 906 (69,5%) оборудованы ЭЦН и 396 (30,4 %) - ШГН. Доля скважин объекта БВ₈, не участвующих в процессе разработки, составляет 38,3% (1146 скважин) от всего пробуренного фонда добывающих и нагнетательных скважин (2990 скважин). При этом на бездействующие скважины приходится 16,4% (490 скважин), в консервации - 13,8% (413 скважин), переведенные в контрольные и пьезометрические - 2,8% (85 скважин), ликвидированные - 5,3 % (158 скважин). По состоянию на 1.01.2011 г. в действующем добывающем фонде числится 1303 скважины. По обводненности добываемой продукции, действующий фонд добывающих скважин распределяется, как показано на рисунке 1. Наибольшая интенсивность системы отбора отмечается по скважинам, вскрывшим коллектора, характеризующиеся низкой продуктивностью. Поддержание пластового давления на месторождении осуществляется закачкой пресной, сточной и сеноманской вод по 6 БКНС. Из 629 скважин нагнетательного фонда 270 скважин - очаговые, остальные - по первоначальному проекту. По пластам БВ_8-10 и объекту ЮВ₁ - 22 самостоятельных действующих нагнетательных скважины. Соотношение действующих нагнетательных скважин к действующим добывающим скважинам составляет: БВ_8-10 - 1: 3; ЮВ₁ - 1: 2. Системой ППД охвачены нефтяные залежи в горизонтах БВ_8-10 и ЮВ₁.

Рисунок 1 - Распределение действующего фонда добывающих скважин по обводненности добываемой продукции.

Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по горизонту БВ₈ составила в 2008 г. 117 %, в 2009 г. 110 %, за 2010 г. 105,4%. При этом пластовое давление близко к первоначальному (26,2 МПа). Горизонт БВ₈ содержит 97% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку, и определяет добычу нефти на месторождении (97 % текущих и 99 % накопленной добычи). Разработка ведется с 1978 г. и находится в стадии падения добычи нефти. Максимальный уровень достигнут в 1987 г. и составил 11,4 млн. т (7,5 %) от начальных извлекаемых запасов, утвержденных в 1994 г. С 1988 г. добыча нефти падает, достигая своего минимума в 1994 г. (43 % от максимального уровня добычи). В 1995 - 1996 г. падение добычи нефти остановлено, в основном, за счет проведения ГРП и вывода скважин из бездействия.

На динамику добычи нефти существенное влияние оказали следующие факторы. К 1983 г. основная высокопродуктивная часть запасов была введена в разработку. Структура ввода новых запасов изменилась. Дебит новых скважин сократился в 3 - 3,5 раза. До 1987 г., в основном, введена в разработку среднепродуктивная часть запасов и весь объем бурения был перенесен в краевую часть горизонта. Запасы нефти, находящейся в высокопродуктивной части коллектора, вырабатываются 13% скважин, доля накопленной нефти этой группы - 46 % - 13 % от накопленной добычи нефти принадлежит низкопродуктивной части запасов при доле фонда скважин - 56%. На 01.01.2011 г. с начала разработки по горизонту БВ₈ добыто 149,646 млн. т нефти, жидкости - 206,706 млн. т. Текущая обводненность продукции действующего фонда скважин - 56,4%. Накопленный водонефтяной фактор - 0,35. Текущий коэффициент извлечения нефти - 0,3. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 2,07 %. Степень выработки извлекаемых запасов - 62%. В настоящее время из 1352 действующих скважин добывающего фонда (на 01.01.2011 г.) 912 скважин (67 %) работают с дебитом нефти до 13 т/сут. И лишь у 54 скважин (4 %) превышает 50 т/сут. Для высокопродуктивной части Повховского месторождения характерно значительное снижение дебитов жидкости с ростом обводненности продукции. Максимальный уровень добычи нефти по этой группе достигнут в 1986 г. и составлял 5,9 млн. т (52 % от общей добычи горизонта), добыча нефти за 1996 г. - 866 тыс. т (15 % от максимального уровня). Дебит жидкости при достигнутой обводненности продукции 70 % составляет уже 1/4 от максимального дебита, 130 скважин находятся в бездействии из-за высокой обводненности продукции.

Для скважин горизонта БВ₈, дренирующих низкопроницаемый коллектор, характерен высокий процент необводненного и малообводненного фонда. Так, 687 скважин (67 %) действующего фонда работают с обводненностью продукции, не превышающей 20 %. Это скважины, вскрывшие перфорацией, в основном, прерывистую нижележащую по разрезу и краевую часть пласта. Большинство этих скважин имеют слабую связь с областью нагнетания, о чем говорит малый темп обводненности продукции, большой процент простаивающих скважин, работа скважин в периодическом режиме.

В последние годы наметилась неблагоприятная тенденция отключения низкопродуктивной, в основном нижней части разреза при ее совместной эксплуатации с высокопродуктивной. С 1993 г. добыча нефти по этой группе скважин начинает увеличиваться, стабилизируется дебит нефти скважин, в основном, за счет проведения ГРП (335 ГРП проведено по этой группе скважин). Доля в текущей добыче нефти по этой группе в настоящее время выросла с 27 % в 1996 г. до 58 % в 2001 г. Горизонт БВ₈ характеризуется высокой зональной и послойной неоднородностью. Это приводит к неравномерному отбору нефти по скважинам и участкам. Так 17 % скважин добывающего фонда дали 68 % добычи нефти горизонта. При формировании адресной геолого-математической модели пласта выделено восемь интервалов, различающихся степенью зональной неоднородности, проницаемостью, расчлененностью. Запасы нефти, сосредоточенные в этих зональных интервалах, имеют различные темпы и степень выработки, обводненности добываемой продукции. Лучшими по фильтрационно-емкостным свойствам являются второй и пятый зональный интервалы. Второй зональный интервал имеет самые высокие значения проницаемости. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения: по второму интервалу - 0.409, пятому - 0.251 при достигнутой обводненности 61 % и 26 % соответственно. Выработка запасов седьмого зонального интервала осложнена зональной неоднородностью по проницаемости. При достигнутой обводненности продукции 46% текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0, 202. Запасы нефти всех остальных зональных интервалов находятся в сильно прерывистых, низкопродуктивных коллекторах. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения изменяются от 0,151 (восьмой зональный интервал) до 0, 190 (третий зональный интервал). Обводненность продукции 24 - 37 %.

3. физические основы применения грп для увеличения производительности скважин и увеличения нефтеотдачи пластов

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией -- снижение проницаемости призабойной зоны пласта. Так называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта. Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Для повышения нефтеотдачи пласта, интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин используется метод гидровлического разрыва пласта. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных средств повышения дебитов скважин, поскольку не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях существенно расширяет эту зону, приобщив к выработке слабодренируемые зоны и прослои, и, следовательно, позволяет достичь более высокой конечной нефтеотдачи. В связи с этим операции ГРП можно классифицировать по целям и области применения следующим образом:

- интенсификация добычи из скважин, в первую очередь с загрязненной призабойной зоной, увеличением эффективного радиуса за счет создания высокопроводящих трещин ограниченной длины в средне- и высокопроницаемых пластах, а также в низкопроницаемых достаточно однородных коллекторах;

- обеспечение гидродинамической связи скважины с системой естественных трещин пласта и расширение зоны дренирования;

- ввод в разработку низкопроницаемых залежей с потенциальным дебитом скважин в 2 - 3 раза ниже уровня рентабельной добычи и перевод забалансовых запасов в промышленные;

- разработка сложных расчлененных и неоднородных пластов, характеризующихся высокой степенью прерывистости, на основе комплексной оптимизации системы разработки с целью обеспечения гидродинамического взаимодействия пласта и системы скважин с трещинами гидроразрыва для увеличения темпа отбора извлекаемых запасов, повышения нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и прослоев и увеличения охвата пласта воздействием.

Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов.

гидравлический разрыв пласт месторождение

4. ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ И ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ГРП НА СКВАЖИНАХ

Впервые в нефтяной практике гидравлический разрыв был произведен в 1947 г. в США. Технология и теоретические представления о процессе ГРП были описаны в работе Ж. Кларка в 1948 г., после чего эта технология быстро приобрела широкое распространение. К концу 1955 г. в США было проведено более 100000 ГРП. По мере совершенствования теоретических знаний о процессе и улучшения технических характеристик оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций трещинообразования достигла 90 %. К 1968 г. в мире было произведено более миллиона операций. В США максимум операций по стимулированию скважин методом ГРП был отмечен в 1955 г. - примерно 4500 ГРП/мес, к 1972 г. число операций уменьшилось до 1000 ГРП/мес, и к 1990 г. уже стабилизировалось на уровне 1500 операций/мес.

Технология применения ГРП в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Первые достаточно простые модели, определяющие связь между давлением жидкости разрыва, пластической деформацией породы и результирующими длиной и раскрытием трещины, отвечали потребностям практики до тех пор, пока операции ГРП не требовали вложения больших средств.

Внедрение глубокопроникающего и массированного ГРП, требующего большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух - и трехмерных моделей трещинообразования, позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки. В настоящее время в промысловой практике распространение получили псевдотрехмерные модели, представляющие собой совокупность двух известных двумерных моделей, описывающих рост трещины и течение жидкости в ней в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50-х годов начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых - гуаровая смола и гидроксипропилгуар. В настоящее время в США более 70 % всех ГРП производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5 % случаев, пены со сжатым газом применяют в 25 % всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения. Современные материалы, используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии - проппанты - можно разделить на два вида - кварцевые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. К физическим характеристикам проппантов, которые влияют на проводимость трещины, относятся такие параметры, как прочность, размер гранул и гранулометрический состав, качество (наличие примесей, растворимость в кислотах), форма гранул (сферичность и округлость) и плотность.

В отечественной нефтедобыче ГРП начали применять с 1952 г. Общее число ГРП в СССР в пиковый период 1958-1962 гг. превышало 1500 операций в год, а в 1959 г. достигло 3000 операций, которые имели высокие технико-экономические показатели. К этому же времени относятся теоретические и промыслово-экспериментальные исследования по изучению механизма гидроразрыва и его влияния на дебит скважин. В последующий период число проводимых ГРП снизилось и стабилизировалось на уровне примерно 100 операций в год. Основные центры по проведению ГРП были сосредоточены на месторождениях Краснодарского края, Волго-Уральского региона, Татарии (Ромашкинское и Туймазинское месторождения), Башкирии, Куйбышевской области, Чечене-Ингушетии, Туркмении, Азербайджана, Дагестана, Украины и Сибири. Гидроразрыв производился в основном для освоения нагнетательных скважин при внедрении внутриконтурного заводнения и в некоторых случаях на нефтяных скважинах. Кроме того, метод гидравлического разрыва использовался для изоляции притоков подошвенных вод в скважинах с монолитными пластами; при этом горизонтальная трещина гидроразрыва, созданная в заранее выбранном интервале, использовалась в качестве водоизолирующего экрана. Массированный гидроразрыв в СССР не проводился.

С оснащением промыслов более мощной техникой для закачки воды необходимость в широком проведении ГРП в нагнетательных скважинах отпала, а после ввода в разработку крупных высокодебитных месторождений Западной Сибири интерес к гидроразрыву в отрасли практически исчез. В результате с начала 70-х по конец 80-х годов в отечественной нефтедобыче гидроразрыв в промышленных масштабах не применялся. Возрождение отечественного ГРП началось в конце 80-х годов в связи с существенным изменением структуры запасов нефти и газа. До недавнего времени в качестве проппанта в России использовался только натуральный песок в количестве до 130 т/скв, а в большинстве случаев закачивалось 20 - 50 т/скв. В связи с относительно небольшой глубиной залегания обрабатываемых пластов не было необходимости в применении синтетических высококачественных проппантов. До конца 80-х годов при проведении ГРП использовалось в основном отечественное или румынское оборудование, в некоторых случаях - американское. Сейчас имеются широкие потенциальные возможности для внедрения крупномасштабных операций по проведению ГРП низкопроницаемых газоносных пластах на месторождениях Сибири (глубина - 2000 - 4000 м), Ставропольского (2000 - 3000 м) и Краснодарского (3000 - 4000 м) краев. Саратовской (2000 м). Оренбургской (3000 - 4000 м) и Астраханской (Карачаганакское месторождение (4000 - 5000 м)) областей. На месторождениях ТПП "ЛУКОЙЛ - Лангепаснефтегаз" в течение 1994-1996 гг. проведено 316 операций ГРП, в 1997 г. - еще 202 гидроразрыва. Обработки осуществляются собственными силами и СП "КАТКОНЕФТЬ". Дополнительная добыча нефти составила около 1,6 млн. т, средний прирост дебита - 7,7 т/сут на скважину.

5. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП МЕСТОРОЖДЕНИИ

5.1 Оборудование, применяемое при ГРП на Повховском месторождении

На Повховском месторождении ТПП "Когалымнефтегаз" гидравлический разрыв пласта производится совместным Российско-Германским предприятием "Катконефть”. Все наземное оборудование для гидроразрыва пласта установлено на базе шасси "Мерседес - Бенц” и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений. Оборудование приспособлено для производства гидроразрыва пласта на любом типе жидкости и проппанта, и управляется дистанционно с компьютерной станции, установленной на шасси автомашины. Оборудование может работать в температурном режиме от - 30 до +50⁰С. Комплекс спецтехники СП "КАТКонефть" для производства ГРП состоит из стандартных единиц:

- Пескосмесительная установка - Блендер МС-60

- Насосный агрегат - FS-2251

- Блок манифольда - IS-200

- Песковоз

- Станция контроля - EC-22ACD

- Емкости

Рисунок 2 - Состав комплекса проведения ГРП

Блендер МС-60 - передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на прием насосных агрегатов. Благодаря тщательно продуманной системе компьютерного управления агрегат способен обеспечить высокое качество смешивания жидкостей, проппанта и химикатов. Блок управления блендера обеспечивает соблюдение заданного уровня жидкости в смесителе, автоматический контроль подачи проппанта и автоматический контроль подачи сухих и жидких химикатов. Силовой двигатель - ходовой дизель Мерседес-Бенц мощностью 380 л. с. с гидравлической системой передачи мощности. Максимальная подача смеси - 8 м/мин при давлении 4 атм. Возможность рециркуляции жидкости через резервуары при загеливании жидкостей разрыва. Турбинные расходомеры по жидкости и смеси. Радиоактивный плотномер смеси. Две системы подачи жидких химикатов и две системы подачи сухих химикатов - управление бортовым компьютером или оператором. Два шнека проппанта с общей подачей до 8 тн/мин - управление бортовым компьютером или оператором. Контролируемые параметры - расход на приеме и выкиде, расход сухих и жидких химикатов, расход проппанта, плотность смеси на выкиде, давление на приеме и выкиде, параметры силовой установки. Передвижной насосный агрегат предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении. Трехплунжерный пятидюймовый насос SPM приводится в действие через автоматическую трансмиссию ALLISION двигателем DETROIT DIESEL. Силовая установка - двухтактный дизель 16V149TIB номинальная мощность 2250 л. с. при 2050 об/мин. Водяное охлаждение, запуск от двигателя шасси. Насос SPM модель TWS 2000 - трехплунжерный, пятидюймовый, одностороннего действия, гидравлическая мощность 2000 л. с., принудительная смазка плунжеров. Максимальное рабочее давление 800 атм. При подаче 0,77 м³/мин. Максимальное давление - 1050 атм. Максимальная подача 2.5 м³/мин. Полное дистанционное управление из станции контроля или выносного пульта. Электронная система защиты от превышения установленного давления. Для облегчения холодного пуска предусмотрены электроподогрев основных систем смазки, охлаждения и гидравлики, и эфирный запуск двигателя. Блок манифольда предназначен для распределения жидкости от блендера к каждому насосу по системе низкого давления и подаче общего потока от насоса в скважину по системе высокого давления. Конструктивно манифольд выполнен на отдельной платформе-скиде, перевозимой на специальном грузовике. Система низкого давления - диаметр 4 дюйма. Система высокого давления - диаметр 3 дюйма, давление 1050 атм. Одновременное подключение до 6 насосов. Линии низкого давления оборудованы 4-дюймовыми задвижками типа "Батерфляй". Для соединения с Блендером и насосными агрегатами используются резинометаллические шланги БРС 4. Линии высокого давления оборудованы 3-дюймовыми пробковыми кранами с червячным редуктором, обратными клапанами и электронным преобразователем давления. Для соединения со скважиной имеется набор 3 дюймовых труб с БРС (длина от 1 м до 4 м) и вертлюги. Максимальная длина линии - до 60 метров.

Песковоз предназначен для перевозки проппанта и контролируемой подаче его на блендер и представляет собой гидравлический самосвал с полностью закрытым кузовом. Подача проппанта производится через гидравлически управляемую заслонку. Крыша песковоза оборудована площадкой с перилами и тремя загрузочными люками для проппанта. Максимальная полезная нагрузка - до 30 т. Короткая колесная база обеспечивает повышенную маневренность.

Станция контроля - это компьютерный центр управления процессом ГРП и сбора информации. Станция выполнена в виде комфортабельного фургона на шасси автомобиля Мерседес-Бенц повышенной проходимости. Оборудована системами отопления и кондиционирования для поддержания нормального температурного режима при любых погодных условиях, дизельным генератором для автономного электроснабжения. Для управления насосными агрегатами в станции установлены шесть управляющих панелей, которые позволяют одному оператору управлять всеми насосами. Имеется возможность одновременной остановки всех насосов в аварийных случаях. Для оперативной связи в процессе работ имеется комплект радиосвязи близкого радиуса действия. Для контроля процесса ГРП и сбора данных станция оснащена компьютерной системой преобразования сигналов и двумя персональными компьютерами. Контролируемые параметры:

- давление в НКТ;

- давление в затрубье;

- расход смеси;

- расход проппанта;

- плотность смеси;

- расход хим. реагентов.

Емкости технологических жидкостей предназначены для приготовления гелей на водной и углеводородной основе. Емкости цилиндрические, горизонтальные, объемом от 45 м³ до 75 м³ смонтированные на трехосных колесных прицепах. Данное конструктивное решение позволяет в минимальные сроки производить передислокацию емкостей и их установку на скважине. Пенополиуретановое покрытие емкостей и электроподогрев задвижек позволяет круглогодичное производство ГРП на водном геле. Выходная гребенка с задвижками Ду=100 мм обеспечивает забор жидкости из емкости с темпом 5 м³/мин. Во время приготовления геля, за счет продуманной системы циркуляции происходит тщательное перемешивание жидкости по всему объему емкости. Для удобства обслуживания емкости оборудованы поплавками уровнемерами, площадками и лесницами.

При проведении ГРП в качестве подземного оборудования используются гладкие, высокогерметичные НКТ типа НКМ из стали групп прочности ”K”,”E”,”Л”,”M”,”P”, по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7 и 8 мм. Также могут быть использованы трубы типа N-80 и P-105 по стандарту АНИ. Для разобщения фильтровой зоны скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры. Пакер подбирают: по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении ГРП, по диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре. Пакеры спускают в скважину на колонне подъемных труб. Они должны иметь проход, позволяющий беспрепятственно спускать инструменты и оборудование для проведения необходимых технологических операций при освоении и эксплуатации. Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъемных труб созданы двухпроходные пакера. В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы, кроме оценки возможности проведения необходимых технологических операций в процессе эксплуатации, способов посадки и извлечения, к пакерам предъявляются следующие основные требования:

- пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях и называемый “рабочим давлением”;

- пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.

- В соответствии с этим различаются пакеры следующих типов:

- ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вверх;

- ПН - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз;

- ПД - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вверх, так и вниз.

- Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь).

- Якори - это устройства, предназначенные для заякоривания колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны труб с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Различают гидравлические, механические и гидромеханические якори. Якори в эксплуатации применяются преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН. Для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, 3РК и 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе

- с колонной труб. Для проведения ГРП в СП "Катконефть” применяют пакер фирмы SITE модель"Omega Matic”, спускаемый в скважину на НКТ 3”.

5.2 Материалы, применяемые при ГРП

5.2.1 Технические жидкости

Рабочие жидкости для ГРП представляют собой эмульсии и жидкости на углеводородной или водной основах. Наиболее часто в процессе ГРП на промыслах применяют следующие рабочие жидкости. На углеводородной основе - дегазированная нефть, амбарная нефть, загущенная нефть, мазут или его смеси с нефтями, керосин или дизельное топливо, загущенное специальными реагентами. На водной основе - сульфит-спиртовая барда, вода, растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами, загущенные растворы соляной кислоты. Эмульсии - гидрофобная водо-нефтяная, гидорфильная водо-нефтяная, нефтекислотные и керосинокислотные. Жидкость-песконоситель должна обладать свойством удерживать закрепляющий трещину агент во взвешенном состоянии и хорошо проникать в пласт. Используют для этих целей вязкие жидкости - нефть, эмульсию, сульфит - спиртовую барду. Использование воды в качестве несущей агент жидкости требует осторожности, особенно при наполнителе - песке, так как возможно осаждение песка из смеси и образование сильных пробок.