Материалы для студентов→ Курсовая работа /

Интенсификация добычи нефти на визейском объекте мишкинского месторождения с применением гидроразрыва пласта

Скачать файл
Добавил: fafnir
Размер: 4.37 MB
Добавлен: 30.04.2015
Просмотров: 1373
Закачек: 20
Формат: doc

4

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Курсовая работа

на тему:

«ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ВИЗЕЙСКОМ ОБЪЕКТЕ МИШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ

ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА»

Работу выполнил:

студент группы ЗС – Вт – 090-600 – 31(к)                                                                 А.А. Микрюков

Проверил:

к.т.н., доцент                                                                                                                   С.Ю.  Борхович

г.Ижевск 2010г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………………………   3

I. Геологический раздел…………………………………………………………...   5

1.1. Общие сведения о Мишкинском месторождении…………………………..   5

1.2. Геолого-физическая характеристика визейской залежи……………………   6

1.3. Физико-гидродинамическая   характеристика  продуктивных

    коллекторов визейской залежи……………………………………………… 15

1.4. Свойства и состав нефти, газа, воды визейской залежи……………………. 18

1.5. Запасы нефти и газа, КИН, Кохв, Квыт визейской залежи………………….  20

1.6. Осложняющие   факторы   геологического строения   разреза

      визейской залежи…………………………………………………………….. 23

II. Технологический раздел………………………………………………………. 24

2.1. Текущее состояние разработки визейского объекта……………………….  24

2.2. Анализ текущего состояния разработки визейского объекта……………..  26

2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки визейского объекта…………………………………………….......................  27

2.2.2. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

      на визейском объекте………………………………………………………...  29

2.2.3. Анализ  примененных  на  визейском  объекте технических

      решений для интенсификации добычи нефти……………………………..    31

2.2.4. Анализ выработки запасов визейского объекта………………………….   34

2.2.5. Анализ  эффективности  реализуемой  системы разработки

      визейского объекта…………………………………………………………...  35

2.3. Выбор и обоснование применения ГРП…………………………………….  33

2.4. Литературный обзор известных технических решений по методу ГРП….  35

2.5. Анализ эффективности применения ГРП на других месторождениях…...  36

2.6. Проектирование  ГРП  на  визейском  объекте  Мишкинского

      месторождения………………………………………………………………..  38

2.7. Определение технологической эффективности при реализации ГРП……. 40

2.7.1. Исходные   данные    для    определения   технологической

      эффективности при реализации ГРП………………………………………... 40

2.7.2. Выбор метода определения технологической эффективности………….. 41

2.7.3. Расчет технологической эффективности при реализации ГРП…………. 45

2.7.4. Сравнение   проектируемых   технологических    показателей

      с утвержденным вариантом………………………………………………...... 48

Введение

В настоящее время развитие нефтяной промышленности России происходит на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти, что в основном связано со значительной выработкой многих месторождений и их высоким обводнением, а также в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Добыча нефти в этих условиях становится малоэффективной и требует применения методов интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи.  Все вышеуказанные проблемы в достаточной мере характерны при разработке визейской залежи  на Мишкинском месторождении. На основании данных представленных в отчете ИНТЦ [3], до 2000 г. несмотря на благоприятное протекание процесса вытеснения в условиях обычного  заводнения, добыча нефти из залежи имела тенденцию падения. Применение на месторождении эффективных геолого-технических мероприятий позволило интенсифицировать разработку месторождения и в результате приостановить падение добычи нефти.

Интенсификация разработки малопродуктивных залежей нефти может быть осуществлена двумя путями - уплотнением сетки скважин, требующим значительного увеличения капитальных вложений и повышающим себестоимость нефти, либо повышением дебита каждой скважины, т.е. интенсификацией использования как запасов нефти, так и самих скважин.

Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, в этих условиях, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

В результате ГРП [10] кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

Высокопроводящие трещины гидроразрыва позволяют увеличить продуктивность скважин в 2...3 раза.  Применение ГРП как элемента системы разработки, т.е., создание гидродинамической системы скважин с трещинами гидроразрыва,  дает увеличение темпа отбора извлекаемых запасов, повышение

нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата  заводнением,  а  также  позволяет вводить в

разработку залежи с потенциальным дебитом скважин в 2...3 раза ниже уровня рентабельной добычи, следовательно, переводить часть забалансовых запасов в промышленные.

Цель данной работы – спроектировать ГРП и на основании рассчитанных технологических и экономических данных показать эффективность применения при разработки  визейской залежи Мишкинского месторождения.

В работе будут представлены: общие сведения о Мишкинском месторождении; геолого-физическая и физико-гидродинамическая характеристика визейской залежи; свойства нефти, газа и воды. Даны сведения: о запасах нефти и газа; текущем состоянии разработки визейского объекта. Будет произведен анализ эффективности применения ГРП на других месторождениях. Собраны данные  геологических, геофизических и петрофизических исследований, лабораторного анализа керна. Составлен план проведения ГРП. Кроме того, будут рассмотрены вопросы  по охране труда, окружающей среды и охраны недр. В завершении в экономическом разделе будет произведена экономическая оценка эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на четырех скважинах визейской залежи.

I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1. Общие сведения о Мишкинском месторождении

Мишкинское нефтяное месторождение нефти открыто в 1966 году. Месторождение расположено в восточной части Удмуртской Республики  на территории Воткинского и Шарканского районов в 4 км севернее г. Воткинска и в 65 км к северо-востоку от г. Ижевска.

С запада месторождение непосредственно примыкает к Лиственскому месторождению. Юго-западный участок месторождения подходит к границам г.Воткинска. Часть месторождения расположена вдоль поймы р.Шаркан, впадающей в Воткинский пруд. Кроме реки Шаркан, территорию месторождения пересекают небольшие речки - Сива, Березовка, Сидоровка и много ручьев, впадающих в эти реки. Большинство мелких ручьев и речек пересыхающие, наполняются водой лишь в весеннее - осенний паводковые периоды.

Площадь Мишкинского месторождения на 70% покрыта лесами хвойных и лиственных пород, остальная часть занята сельхозугодиями. В ближайших к площади пунктах имеются лесоразработки и торфодобыча для местных нужд.

Рельеф местности – слабоволнистый, спокойный с общим уклоном к юго-востоку. Характерные отметки 171,8 – 226,6 м.

На территории месторождения находятся небольшие населенные пункты: д.Мишкино, д.Малиновка, д.Осиновка, д.Черепановка.

Территория месторождения представлена большим количеством автомобильных дорог различной категории: шоссе республиканского значения «Ижевск - Шаркан»; автомобильные промысловые дороги с асфальтовым покрытием, имеющие выход на республиканскую дорогу; грунтовые дороги.

Близко расположены: государственная ЛЭП, Воткинский пруд с площадью зеркала 1880 га.; месторождение пересекает магистральный нефтепровод « Ножовка – Киенгоп ».

Климат   района   умеренно-континентальный,  с продолжительной зимой.

Рассматриваемый район относится к зоне низкого и умеренного потенциала загрязнения атмосферы; с учетом продолжительности туманов, повторяемости застоев, температурным инверсиям наблюдаются благоприятные условия рассеивания примесей в атмосфере.

Усредненные метео данные по станции в г. Воткинске показывают, что:

–среднегодовая скорость ветра за многолетний период составляет 4,0 м/с;

–наибольшую повторяемость имеют юго-западные ветры;

–амплитуда среднемесячных температур (+2,40С) говорит о сравнительной умеренности климата;

–годовое количество осадков составляет 503 мм.

Морозы в январе – феврале иногда достигают     – 400С.  Средняя глубина промерзания грунта 1,2 м, толщина снежного покрова 60-80 см.

Добычу нефти из Мишкинского месторождения ведёт Воткинское нефтегазодобывающее управление. Транспортные услуги, обустройство и ремонт    на    месторождении    выполняют   сервисные   подразделения   РЦСУ

г. Ижевск и других подрядных организаций. Разбуривание месторождения производится силами ЗАО «Удмуртнефть – Бурение».

Подземные воды уржумской водоносной серии, являются основным источником хозяйственно-питьевого водоснабжения района месторождения. Водозабор для целей технического водоснабжения и ЦППД расположен на реке Сива.

Источник энергоснабжения – подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинском УПН, расположенном на территории месторождения.

1.2. Геолого – физическая характеристика визейской залежи

В геологическом строении территории Мишкинского месторождения [2] принимают  участие  отложения  девонского,  каменноугольного,   пермского  и

четвертичного   возрастов,   залегающих   на  породах  протерозойской  группы,

16

вскрытой на глубине 2300 – 2400м. скважинами – 182, 185, 189. На дневную поверхность выходят отложения татарского, казанского и уфимского яруса верхней перми, а на крайнем севере - отложения нижнего триаса.

В визейском ярусе выделяются нижний подъярус в объеме кожимского надгоризонта и верхний - окский надгоризонт (рис.1).

После разведочного и эксплуатационного разбуривания в визейских отложениях нижнего карбона [3]  выделены пласты тульского горизонта – С-II,C-III,C-IV, (по старой индексации Тл-0, Тл-I, Тл-II) и С-V, С-VI,C-VII – (по старой индексации Бб-I, Бб-II, Бб-III) бобриковский горизонт (рис.2).

Окский надгоризонт [1,2,3] состоит из тульского горизонта. Тульский горизонтcложен песчаниками, алевролитами, которые местами переходят в глинистые разности. Пласты разделены прослоями аргиллитов и плотных алевролитов толщиной 0,5 – 2,0м.

Кожимский надгоризонт [1,2,3] представлен бобриковским горизонтом. Бобриковский горизонт сложен песчанистыми, алевролитавыми прослоями, разделенными пропластками глин и аргиллитов.

Наиболее регионально распространены пластыC-III,C-IV, С-V, С-VI,C-VII.Плотные разделы между пластамиC-III,C-IV и С-V, С-VI местами выклиниваются и указанные пласты сливаются, образуя единую сложную гидродинамическую систему. Нефтяной пластC-VII, залегает в подошве бобриковского горизонта и отделен от вышележащего С-VI пластом аргиллитов толщиной около 10м. который прослеживается во все скважинах.

По кровле терригенных отложений тульского горизонта Мишкинская зона поднятий представляет собой антиклинальную структуру [1,2,3] северо-западного простирания, осложнённую куполами (Западно-Воткинский, Восточно-Воткинский, черепановский), которые ступенчато понижаются на запад и на восток от наиболее приподнятого Западно-Воткинского купола.  Визейская залежь нефти, экранирована в кровле тульского горизонта толщей аргиллитов, мергелей и алевролитов (15 – 20м.).

Наиболее   крупная   залежь   связана  с  Западно-Воткинским  поднятием.

Здесь продуктивные пласты сложены прослоями и слоями чередующихся между собой песчано-алевролитовых и глинистых пород. Общая толщина продуктивной  части  разреза на   Западно-Воткинской  структуре изменяется от

17,4 м. до 22,2 м., нефтенасыщенная – от 7,4 м. до12,8 м. (рис.3), пористостьколлекторов  от   5 %  до  31 %  (в  среднем  16,2 %),  проницаемость  составляет

 Рис.1. Сводный литолого-стратиграфический разрез Удмуртской республики

0,285 мкм2. первоначальные дебиты скважин варьировались в пределах от 2,8 м3/сут. до 24,7  м3/сут. нефти. ВНК зафиксирован на отметках -1309-1311,5 м. размеры залежи 8,0 х 4,5 км., высота 31,5 м.; по типу относится к пластовому сводовому, участками частично литологически ограниченному.

Залежь нефти на Восточно-Воткинском участке по своим геологическим, литологичеким, физико-петрографическим и другим параметрам тождественна вышерассмотренной залежи, но отличается небольшими размерами и высотой. Так, по длине она составляет 3,2 км., ширине – 1,8 км., высоте – 6,5 м. В связи с незначительной высотой её добывные возможности невелики. Наибольшие дебиты скважин отмечены в сводовой части поднятия, где приток нефти из пласта составил 9,6 м3/сут. В склоновых частях структуры по данным ГИС пласты в разрезе скважин представлены слабо проницаемыми коллекторами, слабо насыщенными нефтью.

В  пределах  Черепановского  купола  нефтенасыщенные толщины пластов варьируют в пределах 1,26-4,45 м., в среднем 2,3 м. (рис.3); пористость составляет 5,7-31 % (в среднем 16,2 %). Дебиты разведочных скважин изменялись по участку от 1 м3/сут. до 16,8 м3/сут. ВНК зафиксирован на отметках – 1323,5-1345 м. Размеры залежей нефти не более 2,2 х 1,8 км., высота 13 м. По типу относятся к пластовому сводовому .

Для пластов визейской залежи [2] коэффициент песчанистости составил 0,47, коэффициент вариации песчанистости 0,14. Следовательно, эффективная толщина пластов по площади сравнительно выдержана. Коэффициент расчлененности равен 6,1 при коэффициенте вариации 0,327. Количество опробованных скважин равно 211.

В период с 1999 по 2003 гг. на визейскую залежь скважины не бурились. Но залежь вскрыта 12 горизонтальными скважинами, пробуренными на турнейский объект.

По результатам бурения новых скважин,переинтерпретации материалов ГИС [3,4] получены новые данные о геологическом строении месторождения. С учетом  полученных  данных  выполнено  определение  подсчетных параметров

Рис.2. Схематический геологический разрез отложений визейского яруса

пористости и нефтенасыщенности, внесены изменения в построения структурных карт и карт толщин.

В среднем общая толщина терригенных отложений визейского яруса [3,4] составляет 24,19 м, при изменении от 17,2 м до 43 м. Средняя эффективная  толщина 9,8 м,   средневзвешенная   эффективная    нефтенасыщенная   толщина – 7,16 м, при утвержденной 6,7 м. Пористые и проницаемые разности песчаников и алевролитов образуют линзы, пропластки и пласты, не выдержанные ни по площади, ни по разрезу.  На небольших расстояниях песчаники замещаются алевролитами и глинистыми песчаниками. Уточненная средневзвешенная по толщине пористость визейской залежи нефти составила 20 %, при утвержденной 14,3 %, нефтенасыщенность 71 % при утвержденной 78 % . Проницаемость составляет 0,285 мкм2. Уровень ВНК  на абс. отм. -1311,5 м , -1327,5 м. Изменение подсчетных параметров по залежи от -28,4 % (толщина) до +39,9 % (пористость). Характеристика объекта приведена в таблицах 1,2,3.

Таблица 1

Характеристика толщин визейского объекта

23

Таблица 2

Статистические показатели характеристик неоднородности

визейского объекта

Таблица 3

Геолого – физическая характеристика визейского объекта

Таблица 3 (продолжение)

1.3. Физико – гидродинамическая характеристика продуктивных

коллекторов визейской залежи

Продуктивная толща [2] представляет собой переслаивание аргиллитов, крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых кварцевых песчаников. Песчаники и алевролиты сложены в различной степени окатанными зернами, сцементированными слабоглинистым крустификационным поровым цементом уплотнения. В цементе песчаников непродуктивного пласта Тл-1, залегающего выше продуктивного пласта Тл-2, присутствует примесь карбонатного материала. Пористость пород по керну в отдельных образцах достигает 31%, а проницаемость – 1,2мкм2.

В ходе лабораторных исследований условий фильтрации нефти этого объекта в терригенных породах, показали, что в качестве нижнепредельных огут быть приняты следующие значения: пористость – 0,14 - 0,15; проницаемость – 0,014мкм2.

Коэффициент вариации пористости для залежи – 34,8 %. Эта величина говорит о сравнительно хорошей однородности пласта коллектора по пористости. Пористость продуктивного  пласта определяли как по керну,  так  и

по промыслово - геофизическим материалам. Геофизические данные приняты как более представительные.

Проницаемость пластов в большом объеме исследовано по керну и гидродинамическими методами. Коэффициент вариации – 124 %. При проектировании были взяты определения проницаемости, полученные в результате гидродинамических исследований за 1884-1985 г.

Нефтенасыщенность пород коллекторов определяли как в лабораторных условиях по керну, так и по материалам промыслово – геофизических исследований. Средняя нефтенасыщенность для проектирования взята по геофизическим данным, как более представительная. Коэффициент вариации – 6,6. Это свидетельствует о высокой степени однородности насыщенностью нефтью пластов коллекторов.

Таблица 4

Средние значения характеристик коллекторских свойств визейского объекта

Таблица 4 (продолжение)

Проводимые на месторождении гидродинамические исследования включают в себя следующие работы: замер пластового давления; замер статического уровня; замер динамического уровня; динамографирование; исследования методом восстановления уровня и падения давления. Результаты этих исследований, характеризующие состояние залежи, за период с 1981-1985 приведены в таблице 5.

Водонефтесодержащие комплексы визейской залежи [2] представляют собой сложнопостроенные напорные системы. Замещение на залежи одних литологических разностей другими или полное выклинивание водоупоров между коллекторами позволяет рассматривать водонефтенасыщенную толщу тульского и бобриковского  горизонтов как единую сложную гидродинамическую систему.

Залежь нефти имеет подошвенные и краевые воды и является частью гидродинамической системы, обладающей упругой энергией. Учитывая , что объем залежей нефти по сравнению  с объемами водонапорной системы незначительны, позволяет судить о наличии упруго – водонапорного режима залежей.

Газонасыщенность нефтей незначительна (7-19 м3/т) [2], ввиду чего не может существенно влиять на вытеснение нефти к забоям скважин даже при значительном снижении давления на пласт. Залежь лишена газовых шапок.

Таблица 5

Гидродинамические исследования скважин и пластов визейского объекта

1.4. Свойства и состав нефти, газа и воды визейской залежи

Отбор и исследование свойств нефти и растворенного газа Мишкинского месторождения осуществлялись институтом «Гипровостокнефть», тематической экспедицией объединения «Удмуртгеология» и Камским отделением ВНИГНИ.

Анализ глубинных и поверхностных проб нефтей и газа проводился преимущественно на отечественной аппаратуре и по общепринятым методикам и соответствующим ГОСТам. Результаты исследований были использованы при составлении в 1973 г. институтом «Гипровостокнефть» комплексной технологической схемы разработки, утвержденная ЦКР СССР в 1974 году (протокол № 387от 04.06.74г.), согласно которой в этом же году месторождение

введено в разработку.

После этого на месторождении продолжалось изучение физико-химических свойств пластовых и поверхностных нефтей, которое привело к уточнению значений  параметров нефтяных флюидов и было использовано при составлении [2] технологической схемы.

Общее количество исследованных с 1978-1985г. на визейской залежи проб пластовой нефти 6, проб поверхностной нефти 12.Обоснование средних величин параметров нефти произведено в целом по объекту. Нефти визейской залежи, в основном, относятся к группе высоковязких (более 30 мПа*с). Все, нефти высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые. По плотности нефти, относятся к группе средних.

Свойства нефти визейской залежи в пластовых условиях

Имеющиеся результаты исследования, показывают, что при приближении от сводовой части залежи к внешнему контуру нефтеносности наблюдаются увеличение вязкости в 1,5-2 раза. Для технологических расчетов значения параметров пластовой нефти рекомендуется по глубинной пробе в скв. 181. Эта скважина расположена в водонефтяной части залежи.  Сводные параметры физических характеристик пластовой нефти [2] отражены в таблице 6.

Таблица 6

Физические характеристики нефти в пластовых условиях

Свойства нефти визейской залежи в поверхностных условиях

Поверхностные пробы получены из большого количества скважин. Характеризуются относительной стабильностью параметров нефти по коллекторам. Худшие свойства имеет нефть на Восточно - Воткинском участке.

Это  объясняется   тем,   что  он  характеризует  нефть  водоплавающей  залежи,

29

имеющей небольшие запасы углеводородов. Именно в таких залежах происходит наиболее интенсивное разрушение нефти в результате воздействия подземных вод. Сводные параметры физико-химических характеристик поверхностной нефти [2] отражены в таблиц 7.

Таблица 7

Физико – химические характеристики поверхностной нефти

По технологической классификации (ГОСТ-912-66) нефть относится, по содержанию серы в нефти и нефтепродуктах, кIII классу, в зависимости от потенциального содержания топлива - к типу Т2, в зависимости от потенциального содержания базовых дистиллятных и остаточных масел – к группе М3. По вязкости базовых масел нефть относится к подгруппе И2 и по содержанию парафина – к видуП2, технологический шифр нефти –IIIТ2М3И2П2.

Свойства растворенного газа на визейской залежи

Всего исследовано 6 проб газа, полученного контактным разгазированием пластовой нефти. Относительная стабильность параметров газа позволила усреднить их для всей территории визейской залежи. Сводные параметры состава газа отражены в таблице 8.

В целом растворенный газ залежи азотноуглеводородного состава, газообразные   углеводороды – парафинового  ряда.  Относительный   удельный

вес газа по воздуху – 1,240.

Таблица 8

Сводные параметры состава газа

Физико - химические свойства воды визейской залежи

Визейский нефтеводоносный комплекс терригенных пород [2] объединяет тульские и бобриковские отложения. Верхним водоупором является кровля тульского горизонта экранированная толщей аргиллитов, мергелей и алевролитов (15 – 20м.).

Пластовые воды являются рассолами хлоридно - кальциевого типа. Вязкость подземных вод в пластовых условиях оценивалась по формуле А.Г.Соколова с учетом плотности этих рассолов и геотермических условий, состовляет  1,45 – 1,51 мПа*с.

Насыщенность вод сульфатом кальция определялась на основе экспериментальных  данных , полученных А.И.Чистовским для Урало – Поволжья, а также по методике принятой в ПермНИПИнефть. По этим данным воды имеют хорошую сходимость и свидетельствуют о малой угрозе выпадения гипса в колонне и на технологическом оборудовании.

Таблица 9

Содержание промышленно – ценных компонентов в пластовых водах

Средняя минерализация 268,3 мг/л, коэффициент метаморфизацииrNa/rCl –  0,75,     коэффициент       сульфатности  –  0,19.    Из    промышленно   ценных

микрокомпонентов в них отмечаются повышенные концентрации стронция (500-550 мг/л), йода (5,8-10,6 мг/л), калия (850-1000) и брома (568,8-630,7 мг/л) таблица 9. Химический состав попутных вод отражен в таблице 10.

Таблица 10

Химический состав попутных вод

1.5. Запасы нефти и газа визейской залежи

Мишкинское месторождение открыто в 1966 году. Запасы нефти и газа по месторождению [5] были подсчитаны трестом «Удмуртнефтеразведка» на основе информации полученной в результате бурения  структурных и  поисково-разведочных скважин. Запасы защищены и утверждены  в ГКЗ СССР в 1970 г. [6]  (протокол ГКЗ № 5992).

В результате разбуривания и разработки месторождения изменялись представления о геологическом строении Мишкинского месторождения, были уточнены некоторые подсчетные параметры. Дополнительная информация по эксплуатационным   скважинам  привела   к  изменению  эффективных  толщин,

коэффициентов пористости и нефтенасыщенности.

Пересчет запасов нефти Мишкинского месторождения [7] был выполнен

институтом    «УдмуртНИПИнефть»   в   1997,  2000,  2002,  2003  году, запасы

защищены и утверждены в ЦКЗ РФ. В настоящее время продолжаются работы по созданию постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели месторождения, выполняется пересчет запасов нефти. Ниже приводится таблица 11 запасов визейской залежи, числящихся на балансе на 01.01.09.

Таблица 11

Таблица  запасов нефти визейской залежи

утвержденный и текущий коэффициент извлечения нефти

1.6. Осложняющие факторы геологического строения разреза визейской залежи

Геолого-физическая специфика строения визейской залежи и свойства насыщающей ее нефти делают часть запасов трудноизвлекаемыми.

В тульском горизонте [2] продуктивными являются пласты С-II,C-III,C-IV (по старой индексации Тл-0, Тл-I, Тл-II) и  С-V, С-VI,C-VII – (по старой индексации Бб-I, Бб-II, Бб-III) бобриковский горизонт, представлены песчаниками и алевролитами , которые местами переходят в сильно глинистые песчаники.

Северо - западная   часть   залежи  отличается  прерывистостью  строения,

которая  нарушает  единую гидродинамическую систему. В этой части залежи в

пласты  коллекторы нередко вклиниваются сильно уплотненные и  практически

непроницаемые породы.

В целом по простиранию залежи геолого-физическое строение коллекторов, характеризуется в проявлении неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Сложности строения продуктивных пластов дополняются трудноизвлекаемыми свойствами насыщающих нефтей: повышенной вязкость, содержанием серы, парафино – смолисто – асфальтеновых компонентов. Все это обуславливает применение плотных сеток скважин.

К осложняющим факторам относятся также геолого – литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость залежи, низкое газосодержание нефтей.

Проанализировав в целом имеющийся материал, можно сделать следующие выводы.

Визейский объект объединяет пласты (сверху вниз) Тл-0 +Тл-I+Тл-II тульского и Бб-I+Бб-II бобриковского горизонтов . Продуктивные пласты представлены переслаиванием аргиллитов, крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых кварцевых песчаников.

Гидрогеологический район месторождения обладает нормальными гидрохимическим профилем и находится в благоприятных условиях сохранения залежей углеводородов.

Визейская залежь относится к сложнопостроенным, имеющим осложненные физико - геологические условия в продуктивных пластах. К осложняющим особенностям относятся: геолого - литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость в продуктивных зонах, замещение продуктивных пластов плотными плохопроницаемыми породами, низкое газосодержание;нефть повышенной вязкости, высокосернистая, парафинистая, высокосмолистая.

Залежь   нефти   в  визейских   отложениях   имеет  подошвенную  и

краевую   воду   и   является   частью  гидродинамической системы.  Весь

водонефтенасыщенный комплекс залежи представляет собой сложнопостроенную    напорную    систему    с   низким   энергетическим

уровнем.

Применение в этих условиях традиционных способов и методов разработки не приведет к удовлетворительным результатам ни по уровням добычи нефти, ни по достигаемым коэффициентам нефтеизвлечения. По этому в процессе разработки залежи необходимо внедрять различные технические решения для интенсификации добычи нефти и для вовлечения в разработку не реагирующих на воздействие застойных зон.

II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее состояние разработки визейской залежи

Визейская залежь Мишкинского месторождения нефти открыта в 1966 году. Впервые запасы нефти подсчитаны и утверждены ГКЗ СССР в 1970 г. [5] (протокол ГКЗ № 5992). В 1973 г. институтом «Гипровостокнефть» составлена комплексная технологическая схема разработки, утвержденная ЦКР СССР в 1974 году (протокол № 387 от 04.06.74 г.), согласно которой в этом же году визейский объект введен в разработку.

В 1986 году институтом «ТатНИПИнефть» была составлена новая технологическая схема разработки, которая учитывала изменение геологического строения объектов разработки и их продуктивности по данным эксплуатации [2] (протокол № 1334 от 28.03.89 г., ЦКР СССР).

Лицензии на право пользования недрами по отдельным объектам ИЖВ 00137 НЭ-ИЖВ-00140 НЭ выданы ОАО «Удмуртнефть» 25.10-26.10.1996 г. Срок окончания действия всех лицензий 31.03.2017 г.

В 2001-2003 гг. по данным геофизических исследований в скважинах по всему фонду Мишкинского месторождения выполнена [4] переинтерпретация материалов ГИС.

В период с 1999 по 2003 гг. на яснополянскую залежь скважины не бурились. Но залежь вскрыта 12 горизонтальными скважинами, пробуренными на турнейский объект. По результатам бурения новых скважин, переинтерпретации материалов ГИС получены новые данные о геологическом строении месторождения. С учетом полученных данных выполнено определение подсчетных параметров пористости и нефтенасыщенности, внесены изменения в построения структурных карт и карт толщин. Выполнен анализ новых данных по физико-химическим и физическим характеристикам нефтей. Эти данные освещены в предыдущих разделах.

Утвержденный вариант технологической схемы [2] предусматривает:

–организацию 13-точечной площадной системы заводнения;

–размещение скважин по сетке 250×500м;

–общий фонд скважин - 251, в т.ч. 204 - добывающих, 47 – нагнетательных; фонд резервных скважин - 24;

–проектный уровень добычи нефти - 309 тыс. т;

–проектный уровень добычи жидкости - 1006 тыс. т;

–проектный уровень закачки - 1175 тыс. м3;

–проектный срок разработки -97 лет;

–КИН – 42,9%;

–давление на забое добывающих скважин – 6,4-10 МПа;

–давление на устье нагнетательных скважин - 15 МПа.

Вариант также предусматривал проведение опытных работ по закачке горячей воды в элементы нагнетательных скважин 1623 и 1626. Для этих целей дополнительно проектировалось разместить 4 добывающие и 4 нагнетательные скважины.

В настоящее время объект разбурен в пределах Воткинского поднятия по сетке скважин 250×500 м. (тринадцатиточечная обращенная площадная система заводнения). Система ППД организована в 1975 г. Агент закачки холодная вода.

Объект находится вIII стадии разработки и характеризуется падающей добычей. Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давлении.

Начальное пластовое давление по  визейскому объекту  - 15,5  МПа; текущее пластовое давление, средневзвешенное по площади – 13,6 МПа. Среднее давление насыщения по объекту составляет 8,2 МПа. Давление на забое добывающих скважин – 6,4-10 МПа. Давление на устье нагнетательных скважин составляя в среднем - 12,7 МПа.

На 01.01.2008 г. в общем нефтяном фонде числится 191 скважина, из них 154 добывающих скважин, 37 нагнетательных. Все действующие добывающие скважины работают механизированным способом.

По состоянию на 01.01.2009 г. накопленная добыча нефти по визейскому объекту  составила  5786,7  тыс. тонн  (60,7%  от  НИЗ).  Текущий  коэффициент

нефтеизвлечения  составил  25,8%.   Добыча  жидкости  с  начала  разработки –

19324,083тыс.м3. Закачка рабочего агента с начала разработки 19595,6 тыс. м3.  Среднегодовая обводненность продукции составила 88,2 %.  Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов 1,53%.

Стратиграфическое расчленение отложений, слагающих разрез визейского объекта, не претерпело изменений.

2.2. Анализ текущего состояния разработки визейской залежи

Текущее состояние визейского объекта оценивается как удовлетворительное. Нереализованный проектный фонд по объекту составляет 60 скважин или 23,9% от проектного фонда. В разработке участвует только Западно-Воткинское поднятие, где текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,258, что свидетельствует о благоприятном протекании процесса вытеснения в условиях обычного заводнения.Дебиты нефти добывающих скважин несколько выше проектных,  среднегодовая обводненность на уровне расчетных показателей.

Проектный фонд скважин в северо-западной части залежи не разбурен по геологическим причинам. На объекте не реализована программа по бурению скважин в зоне укрупненного элемента с нагнетательными скважинами 1623, 1626 для опытно-промышленной закачки горячей воды. Учитывая достаточно хорошее вытеснение нефти закачиваемой холодной водой, реализацию программы по закачке горячей воды на данной стадии разработки [3] посчитали нецелесообразным. При меньшем количестве скважин обеспечиваются показатели, близкие к проектным.

В целом по объекту фактический уровень компенсации отборов жидкости закачкой находится на уровне ниже проектного. По площади закачка распределена весьма неравномерно - выявлены зоны с превышением и дефицитом закачки, а соответственно и зоны с пониженным пластовым давлением.Проектный  баланс  отбора жидкости и закачки воды достигается за

счет перекачки воды в отдельные нагнетательные скважины.  Обширные зоны с пониженным пластовым давлением (менее 13 МПа)   имеют   место   в   северо-западной  части  месторождения,  за  контуром нефтеносности активного пласта С-VI в элементах скважин 1642, 1643, 1600. В цетральной и восточной частях месторождения зоны пониженных пластовых давлений наблюдаются в элементах скважин 1604, 1608А, 1619, 1624, 1629.

По выполненной оценке [3] возможная нефтеотдача (0,349) при проектной (0,429). На более поздней стадии разработки подобные оценки извлекаемых запасов будут давать более точные результаты.

2.2.1. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки визейской залежи

Основным проектным документом на разработку месторождения является технологическая схема [2] разработки Мишкинского нефтяного месторождения, выполненная в 1986 году институтом «ТатНИПИнефть». В рамках авторских надзоров за Мишкинским месторождением (Отчеты. Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 2001, 2004гг.) [1, 3] были уточнены технологические показатели. Сравнение проектных и фактических показателей разработки приведено в таблице 12.

Как видно из данной таблицы, достигнутые показатели разработки выше расчетных. Накопленная добыча нефти на 1.01.2009 г. составила 5786,7 тыс.т , что на 9 тыс.т. превышает уточненный показатель в [3] документе. За 2007 год добыто нефти 149,3 тыс.т, что выше расчетного уровня [3] на 1,5 %. Нереализованный проектный фонд по объекту составляет 60 скважин или 23,9% от проектного [2]  фонда.Годовая добыча жидкости также выше проектного [2]  уровня. За 2007 год отобрано 1532,9 тыс.т жидкости 113 % от проектного уровня. Превышение уровней добычи нефти и жидкости объясняется более высокими суточными дебитами добывающих скважин, чем было   предусмотрено   [2]   проектным   документом.  Так,   дебит  скважин   по

Таблица 12

Проектные и фактические показатели разработки (визейский объект)

40

нефти составил   3,5   т/сут   (проектное значение 1,7 т/сут),   по жидкости   35,6 т/сут – (проект  13,9  т/сут). Коэффициент эксплуатации соответствует запроектированному - 0,9. Среднегодовая обводненность в 2007г.  немного выше уточненной [3] составляет 90,3 % (авторский надзор 89,2 %).

2.2.2. Технико – эксплуатационная характеристика фонда скважин

По состоянию на 01.01.2009 года на визейский объект пробурена 191 скважина.  Всего на объекте числится 154 добывающих скважин (действующих –120, в бездействии – 11, переведены под закачку – 4, в консервации – 19) , 37 нагнетательных ( под закачкой - 35, в бездействии – 1, в консервации – 1, в отработке на нефть – 2. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2008г. приведена в таблице 13.

Таблица 13

Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2009г

Все    добывающие    скважины    на    визейском   объекте   Мишкинского

месторождения механизированы. Из 120 действующих добывающих скважин 46 оборудованы ЭЦН,  остальные 74 - ШГН. Коэффициент использования фонда равен 0,770, с учетом законсервированного фонда – 0,680, коэффициент эксплуатации – 0,938.

Средний дебит  скважин  по нефти – 3,4 т/сут, по жидкости – 28,6 т/сут. Максимальный дебит по нефти 18,3 т/сут (скв.1519), по жидкости – 201,4 т/сут (скв.1525). Распределение скважин по дебитам нефти и обводненности, а также по дебитам жидкости и обводненности приводится в таблицах 14 - 15.

Таблица 14

Распределение скважин по дебитам нефти и обводненности (визейский объект)

Таблица 15

Распределение скважин по дебитам жидкости и обводненности

(визейский объект)

Анализируя таблицы, можно отметить следующее:

–большинство   добывающих   скважин   (81,9%)   работает  с  дебитами по

нефти менее 5 т/сут, что связано с невысокой продуктивностью залежи - это подтверждается и распределением скважин по дебитам жидкости (44,2% фонда работает с дебитами жидкости менее 10 т/сут);

–все скважины добывающего фонда обводнены, 45(36.9%) скважин работают с обводненностью выше 90%.

Обводнение     скважин     происходит   как    пластовой    водой,    так    и

закачиваемой (пресной). Так 66(54,1 %) скважин обводнены закачиваемой водой, 56(45,9%) - пластовой.

Забойное давление по действующему фонду в декабре 2007 года изменяется от 4 МПа до 14 МПа, составляя в среднем 7,92 МПа. Из всего действующего фонда добывающих скважин 6 работают с забойными давлениями ниже 5 МПа, 80 - в интервале 5-10 МПа и 20 скважин - с забойным давлением выше 10 МПа. Тем самым, по большинству добывающих скважин фактические забойные давления на уровне проектных значений (6,4-10 МПа). Средневзвешенное по площади пластовое давление в зоне отбора составляет 13,8 МПа.

Давление на устье нагнетательных скважин изменяется от 9,0 МПа до 14,2 МПа, составляя в среднем 12,7 МПа. Приемистость скважин изменяется от 5 м3/сут до 4129 м3/сут, в среднем составляя 106 м3/сут. Среднее давление на забоях добывающих скважин8,1 МПа.

2.2.3. Анализ примененных на визейской залежи

технических решений для интенсификации добычи нефти

На визейском объекте проводится работа по повышению эффективности разработки с применением методов интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи. До 2000 г. несмотря на благоприятное протекание процесса вытеснения в условиях обычного  заводнения, добыча нефти из залежи имела тенденцию падения.   В целом по объекту фактический уровень компенсации отборов  жидкости  закачкой  находится  на  уровне  проектного, но по площади

закачка распределена весьма неравномерно - выявлены зоны с превышением и дефицитом закачки, а соответственно и зоны с пониженным пластовым давлением. При дальнейшей эксплуатации месторождения, для вовлечения в разработку слабодренируемых участков залежи, потребовалось проведение геолого-технических мероприятий.  Рост добычи в последующие годы получен в   результате    проведения   ГТМ.    Показатели   проведения   ГТМ   за  2007 г.

приведены в таблице 16.

Всего на добывающем фонде визейского объекта,проведено за 2007 г. 48 мероприятий. Охват скважин ГТМ за год – 30% фонда.Наибольший удельный технологический эффект получен от проведенных шести ГРП – со средним за период работы дебитом нефти по скважинам от 7,6 до 27,5 т/сут.

Осуществлен перевод 8 скважин на другой горизонт (ПНГ), начальный дебит нефти – от 0,3 до 6,2 т/сут.

Наиболее многочисленны и достаточно эффективны мероприятия по оптимизации ГНО, в частности, перевод добычи 9 скважин с ШГН на ЭЦН (6,2 т/сут в среднем на 1 скв.), увеличение диаметра ЭЦН  ( в среднем 4,3 т/сут на одну скважину, 10 ГТМ).

Таблица16

Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде за 2009 год

Таблица 16 (продолжение)

Хороший эффект достигнут от ОПЗ в результате дострела пластов в 3 скважинах, средний дебит по скважинам составил 5,7 т/сут.

Всего по объекту от проведенных мероприятий, получили дополнительную добычу нефти 38945 т.

2.2.4. Анализ выработки запасов нефти визейской залежи

В разработке участвует только Воткинское поднятие. Выработка запасов визейского объекта ведется с поддержанием пластового давления. Система заводнения – площадная тринадцатиточечная (обращенная).

По состоянию на 1.01.2008 г. на визейском объекте добыто 5786,7 тыс.т. нефти(60,7% от НИЗ), что на 9 тыс.т. превышает уточненный показатель в [3] документе.  Текущий коэффициент нефтеизвлечения  составил  25,8% при текущей обводненности88,2 %.Остаточные извлекаемые запасы нефти в целом по визейскому объекту составляют 3441 тыс. тонн.

Выработка запасов объекта происходит неравномерно по площади. Участки с повышенными остаточными запасами приурочены северо-западной   части    месторождения,    имеющей   более   сложное   геологическое строение:

Рис.3. Карта остаточных запасов

–пласты С-IV,C-V, С-VI и С-VII имеют ограниченное распространение по площади, в результате неравномерно охвачены заводнением  по разрезу;

–пласты С-VI и С-VII в этой части месторождения,за контуром нефтеносностив элементах скважин 1642, 1643, 1600 приурочены к зоны с пониженным пластовым давлением (менее 13 МПа).

В цетральной и восточной частях месторождения зоны пониженных пластовых давлений наблюдаются в элементах скважин 1604, 1608А, 1619, 1624, 1629.

На объекте не реализована программа по бурению скважинна северной и северо-западной периферийной части залежи, а также укрупненный элемент в районе нагнетательных скважин 1623, 1626, где предполагалось организовать закачку горячей воды.

2.2.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки

визейской залежи

Вцелом по текущему состоянию разработки яснополянского объекта можно сделать следующие выводы:

•разработка объекта протекает удовлетворительно. При меньшем количестве скважин обеспечиваются показатели, близкие к проектным. Дебиты нефти добывающих скважин несколько выше проектных, при одинаковой обводненности;

•в разработке участвует только Западно-Воткинское поднятие, где текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,258, что свидетельствует о благоприятном протекании процесса вытеснения в условиях обычного заводнения.

•несмотря на то, что в целом по объекту фактический уровень компенсации отборов жидкости закачкой находится на уровне проектного, по площади закачка распределена весьма неравномерно - выявлены зоны с превышением и дефицитом закачки, а соответственно и зоны с пониженным

пластовым давлением.

При рассмотрении яснополянского объекта в работе [3] выполнена оценка возможной нефтеотдачи по характеристикам  вытеснения. Применяя следующие наиболее распространенныезависимости (1 - 3), получили:

,R2=0,9978 - по Камбарову,                                 (1)

,R2=0,9992 – по Пирвердяну,                               (2)

,R2=0,9981 – по Сазонову.                                 (3)

Предельная обводненность принята на уровне 0,98. В качестве искомой величины принимается средняя арифметическая из расчитанных по этим способам. Расчетные извлекаемые запасы составили 6,63 млн. т. В разработке участвует только Воткинское поднятие, балансовые запасы по которому составляют 19,017 млн. т. Таким образом, по предварительной оценке можно сказать, что достигнутый коэффициент нефтеизвлечения будет меньше проектного (0,429) и составит 0,349. На более поздней стадии разработки подобные оценки извлекаемых запасов будут давать более точные результаты.

2.3. Выбор и обоснование применения ГРП

В процессе разработки месторождения структура запасов изменяется; на поздней стадии все большую долю в структуре запасов составляют трудноизвлекаемые, изначально приуроченные к малопродуктивным объектам и зонам. Происходит также дополнительное формирование застойных зон с неподвижными запасами нефти, основной причиной которого является ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора. В данную категорию относятся как зоны с пониженной проницаемостью, так и тупиковые зоны, ограниченные зонами замещения коллектора. К этой же категории можно отнести и водонефтяные зоны, так как при значительных различиях в вязкостных характеристиках фильтрующихся флюидов возникают условия для формирования невыработанных целиков нефти.

Все вышеуказанные проблемы достаточной мере характерны при разработке визейской залежи. Добыча нефти в этих условиях становится малоэффективной и требует применения методов интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи.

К числу методов, с помощью которых восстанавливается продуктивность добывающих скважин, рекомендуется применение ГРП.В пользу данной рекомендации свидетельствует большой положительный опыт применения данного мероприятия на месторождениях, как за рубежом, так и у нас в  стране.

На сегодняшний день в России выполнено более 10 тысяч гидроразрывов пласта. В настоящее время только в Западной Сибири работают более 15 комплексов ГРП, производя ежегодно порядка 2-х тысяч разрывов. ОАО «Пурнефтеотдача» выполняет гидроразрывы пластов  с 1994 года  по настоящий день, проведено более  700 операций с эффективностью 97%.

Сущность метода ГРП.  Гидравлический разрыв пласта можно рассматривать как  гидромеханический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальных напряжений  горного давления в результате воздействия на пласт давления, создаваемого закачкой жидкости разрыва. После разрыва пласта за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается в размерах, далее этой же жидкостью транспортируется в трещину расклинивающий агент, называемый проппантом. Он удерживает трещину в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Таким образом, за счет созданной трещины расширяется область пласта, дренируемая скважиной, подключаются ранее не участвующие в разработке участки залежи, создается высокопроводящий канал для поступления флюида в скважину.  Это позволяет увеличить дебит скважины в несколько раз, увеличить коэффициент извлечения, тем самым переводить часть забалансовых запасов в промышленные.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, допускающих его   применение   учитывая   особенности   конкретного   объекта   обработки и

достигаемые цели.

При проектировании ГРП учитывается необходимая взаимосвязь ширины и длины трещины. Там где проницаемость пласта наименьшая доминирующим параметром выступает длина трещины вследствие значительной разницы проводимости пласта и трещины. Если же разница незначительна, то более предпочтительна короткая и широко раскрытая трещина. Для этой задачи  применяется технология с экранировкой кромки трещины.

           Другим, существенным важным моментом, является возможность влияния на рост трещины по вертикали. Комбинацией определенных приемов при подготовке и проведению ГРП можно добиться  роста трещины в заданных размерах ее высоты. Данная технология успешно применяется в водоплавающих залежах.

Для интенсификации обводненного фонда скважин используют технологию, меняющую фазовую проницаемость по нефти и воде в трещине ГРП. Прививая необходимые свойства проппанту на поверхности, получают после закачки его в пласт значительное уменьшение обводненности при одновременном  росте дебита. Данная технология находится в стадии промышленного внедрения.

Особую актуальность занимает ГРП в нагнетательных скважинах. Данный вид ГРП пока еще не нашел широкого применения. Расчеты показывают высокую эффективность проведения ГРП в нагнетательных скважинах для обращенных семи-, девятиточечной и трехрядной систем расстановки скважин.  ГРП в добывающих скважинах не приводят к ожидаемому приросту добычи нефти, если они не обеспечиваются необходимым объемом закачки.

Реализация еще одного вида ГРП приносит Заказчику ощутимую прибыль. Это гидроразрыв многопластовых залежей. Если проводить в данных геологических условиях ГРП по традиционной технологии, то разрыву будет подвержен только один пласт, имеющий наименьшие напряжения. Другие интервалы    останутся    без    инициации,    либо    воздействие    на  них  будет

незначительным. Использование ГРП для многопластовых залежей позволит оптимизировать процесс ее разработки за счет  равномерной работы всех ее интервалов. Данная технология также применима для проведения повторных разрывов интервалов, имеющих неравномерную выработку запасов.

Эффективность вышеописанных методов ГРП зависит не только от технологического их исполнения, а в равной мере от выбора скважины для стимуляции методом ГРП и составления проекта на его проведение.

Одним из значительных современных достижений в технологии гидроразрыва было внедрение оборудования для определения параметров, необходимых для оптимального проектирования ГРП и оборудования спроектированного для контроля и управления процессом непосредственно на месте проведения работ.

Используемый технологический комплекс, включает в себя специальное мобильное оборудование и программное обеспечение: для получения данных для создания геологической и геофизической модели залежи; тестирования и контроля качества операции ГРП; агрегат для исследования реологии; трехмерную компьютерную программу для "дизайна" трещиныFRACPRO; приборы для определения профиля напряжений в пласте и микросейсмическую технику для определения высоты и азимута трещины.

Использование новой технологии позволяет.

         На начальном этапе: с большой точностью создать модели с характеристиками притока пласта, тектоники пласта и его геомеханической модели т.е. получить исходную информацию для проектирования ГРП.

На этапе производства работ: подобрать жидкость разрыва и проппант, максимально соответствующие конкретным условиям, и проконтролировать распространение и раскрытие трещины, транспортировку проппанта во взвешенном состоянии вдоль всей трещины, успешное завершение операции. Знание профиля напряжений в пласте позволяет не только определить давление гидроразрыва, но и предсказать геометрию трещины. При высоком различии напряжений     в     коллекторе     и     в     непроницаемых     барьерах    трещина

распространяется на большую длину и меньшую высоту, чем в пласте с незначительной разницей этих напряжений. Учет всей информации в трехмерной модели позволяет быстро и достоверно прогнозировать геометрию и фильтрационные характеристики трещины.

 Выполненными технико-экономическими расчетами подтверждена экономическая и технологическая эффективность применения ГРП на Мишкинском месторождении.

По    своим   геолого –  физическим    характеристикам   визейский   объект Мишкинского месторождения, подходит для проведения ГРП. В разрезе выделяются до шести пластов с различными эффективными толщинами от 7,4 до 22,2 м. Продуктивные пласты разделены плотными аргиллитовыми перемычками толщиной около 10 м. Визейская залежь экранирована в кровле тульского горизонта толщей аргиллитов, мергелей и алевролитов 15 – 20 м. Расчлененность продуктивных интервалов в среднем не более 6,1. Достаточно большое количество скважин с накопленным отбором чуть более 20% от удельных извлекаемых запасов.

Имеются скважины со слабым притоком нефти по сравнению с окружающими; скважины с неоднородными пластами по разрезу, работающие с неравномерным отбором; наличие скин – эффектов на КВД; 7% - бездействующий фонд.

На визейском объекте Мишкинского месторождения в 2007г на шести скважинах провели ГРП. Наибольший  удельный технологический эффект со средним за период работы дебитом нефти по скважинам от 7,6 до 27,5 т/сут.

Наибольший средний прирост дебита нефти получен по скважинам 1505 и 510: по скв. 1505 составил по этой технологии 16,4 т/сут - технологический эффект составил 7279 т.; по скв. 510 - 27,5 т/сут - технологический эффект составил 7416 т. Таким образом на основании данных по скважинам стимулированных технологией гидравлического разрыва пласта, можно сделать следующие вывод, что метод ГРП в целом имеет хорошие технологические показатели по приросту нефти на скважине после его применения.

Текущая разработка месторождения требует больших эксплуатационных затрат. При этом условии ГРП имеет выгодные показатели. Затраты на проведение   ГРП  в   среднем   оставляют   2,3   млн.руб.   Период  окупаемости

составляет в среднем 3 – 6 месяцев. Эффект стимуляции сохраняется до трех лет и дольше.

ГРП позволяет повышать нефтеотдачу пласта [10] за счет ряда эффектов :

1) Усреднение коллектора – т.е. вертикальная проводимая трещина дает отличный контакт между продуктивными пачками коллектора по высоте, объединяя слои и линзы пласта в единую зону, обеспечивая  ее хороший контакт по всей мощности.

2) Повышение нефтеотдачи с низкопроницаемых пропластков – для большинства продуктивных зон, если не для всех пластов, характерно неравномерное    распределение   проницаемости,   продуктивность   скважины,

главным образом, формируется за счет работы более проницаемых пропластков и слоев, гидроразрыв с  проппантом предпочтительно стимулирует менее проницаемые участки пласта, увеличивая приток из данных зон и пропластков.

3) Увеличенный  срок  эксплуатации  скважин – основное  число   скважин или месторождений ликвидируется при достижении минимального дебита, т.е. экономического   лимита.   ГРП,   увеличивая   производительность   скважины, позволяет продлить эксплуатационный срок с более эффективным извлечением запасов.

2.4. Литературный обзор технических публикаций

по методу ГРП

По теме ГРП существует огромное количество публикаций, как отечественных, так и зарубежных специалистов.

•Наиболее основательно теория формирования и распространения трещин гидроразрыва разработана С.А Христиановичем, Г.И.Баренблатом и Ю.П. Желтовым,       которые       получили       аналитические       зависимости       для

определения размеров горизонтальных и вертикальных трещин, образовавшихся посредством закачки нефильтрующейся и фильтрующейся жидкостей. В работах этих исследователей дан расчет размеров вертикальных трещин,    полученных  в    результате   закачки   нефильтрующейся     жидкости

разрыва, для некоторых значений расхода и вязкости жидкости, упругих констант пласта и бокового давления, а также указаны приближенные формулы для расчета размеров горизонтальных трещин. Формулы для расчета технологических показателей ГРП этих и др. исследователей приведены в   «Справочном руководстве по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» [8] под редакцией д-ра техн. наук Ш.К.Гиматудинова  и учебном пособии [9] И.Т. Мищенко «Скважинная добыча нефти».

•В  руководстве  [10] «Выполнение  ГРП на месторождении / Контроль качества»  –  Компании     Шлюмберже: представлен ряд основных концепций, необходимых для понимания поведения пластов стимулированных ГРП и как оно отражается на добыче;   изложен    технологический   процесс проведения ГРП на месторождении и контроль качества; рассмотрены ключевые параметры которые в целом влияют на ГРП.

•Журнал « Нефтегазовое обозрение», осень 2000 г., опубликована статья [11] А.Н.Губского. «Технология концевого экранированияTSO на месторождениях Западной Сибири» в которой автор проанализировал целесообразность проведения ГРП по технологииTSO и возможность его надежного осуществления в настоящее время; привел основные критерии позволяющие оценить преимущества технологииTSO над обычным ГРП.

•Журнал « Нефтегазовое обозрение», весна 2002 г.,  статья [12] «Супер – ГРП на Ачимовских пластах Ярайнерского месторождения. (Западная Сибирь)», авторы Дияшев И.Р., Небесный А.И., Гилларди М.П.В данной статье представлен глубокий анализ технологии большеобъемных глубокопроникающих ГРП на примере 4-х скважин Ачимовской залежи Ярайнерского месторождения.

Основные   запасы  залежи  сосредоточены  в  низкопроницаемых  коллекторах.

Традиционные методы не дают способа рентабельного освоения таких ресурсов. В процессе проведения ГРП создавали трещины с полудлиной  100 м и шириной  10 мм.

До недавних пор считалось, что при проведении ГРП на низкопроницаемых коллекторах нет необходимости создавать широкие и, следовательно, высокопроводимые трещины. Но недавно проведенные исследования в этой области как нефтяными компаниями, так и производителями расклинивающих агентов и проппантов, доказали, что даже незначительное присутствие какой-либо из фаз, будь то вода в нефти, либо газ и наоборот, ведёт к существенному снижению проводимости трещины, упакованной проппантом.

Проведение большеобъемных глубокопроникающих ГРП на Ярайнерском месторождении не только обеспечило интенсификацию притока, но и стало ключевым элементом разработки месторождения.

•Журнал « Нефтегазовое обозрение», весна 1999 г.,  статья [13] «Усовершенствованные рабочие жидкости для ГРП и улучшение экономичнских показателей скважин», авторы Кевин Армстронг, Нил Василисиа, Джим Коллинс. Настоящая статья посвящена описанию современных операций по гидроразрыву пласта и ключевой роли в них рабочей жидкости. Кроме того, в ней освещаются четыре технологии, повышающие эффективность ГРП и экономические показатели скважины:

–система добавок к рабочей жидкостиHIGHSHEAR;

–комбинированное использование деструктора с системой добавокCleanFLOW;

–применение проппанта со смоляным покрытием (RCP);

–применении волоконного армирования - технологияPropNET.

Работа [14]опубликованнаяв SPE Petroleum Engineering -автор Prats, M. : "Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior - Incompressible Fluid Case".[Влияние вертикальных трещин на режим работы резервуара – случай несжимаемой жидкости].Автор представил метод  оценки реагирования пласта в условиях устойчивого режима. В своей работе Пратц знакомит с концепцией анализа    вертикальной    трещины,    приравнивая    ее    площадь   к    площади

увеличенной призабойной зоны, и вводя термин эффективного радиуса призабойной зоны, rw'.

Работа [15],авторы Cinco-Ley, H., Samaniego-V, F., and Dominquez, N."Transient Pressure Behavior for a Well with a Finite Conductivity Vertical Fracture".[Режим неустановившегося давления для скважин с вертикальной трещиной и ограниченной проводимостью]. Опубликовано вSPEPetroleumEngineering. Авторы первыми представили график, определяя прямую зависимость безразмерной проводимости трещины, FCD, от эквивалентного радиуса призабойной зоны, rw'. Эта зависимость лежит в основе дизайна гидроразрыва применительно к любым пластам за исключением коллекторов с чрезвычайно низкой проницаемостью.

•С целью создания единых правил подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ,в Компании Роснефть разработан СТАНДАРТ [16] «Подбор кандидатов на проведение, расчет эффекта и оценка технологической эффективности геолого-технических мероприятий» № П4 -02 С – 00.

2.5. Анализ эффективности применения ГРП

на других месторождениях

На сегодняшний день, как рубежом, так и у нас в стране накоплен огромный опыт по проведению ГРП. В Западной Сибири крупномасштабные работы по проведению ГРП ведутся с 1988 г. Для целого ряда объектов ГРП стал неотъемлемой частью разработки и проводится в 50...80 % фонда добывающих скважин. Благодаря ГРП по многим объектам удалось добиться рентабельного уровня дебитов скважин по нефти. Успешность ГРП превышает 90 %. В настоящее время на месторождениях Западной Сибири работают более 15 комплексов ГРП, производя ежегодно порядка 2-х тысяч разрывов.  Подавляющее   число   скважино-операций   проводится  специализированными

совместными  предприятиями  по  зарубежным  технологиям  и  на  зарубежном

оборудовании.

За эти годы накоплен определенный опыт в проведении и оценке эффективности ГРП в различных геолого-физических условиях. Большой  опыт

гидроразрыва пластов накоплен в АО "Юганскнефтегаз". Анализ эффективности более 700 ГРП, проведенных СП "ЮГАНСКФРАКМАСТЕР" в 1989-1994 гг. на 22 пластах 17 месторождений АО "Юганскнефтегаз", показал следующее.

Основными объектами применения ГРП являлись залежи с низкопроницаемыми коллекторами: 77 % всех обработок проведено на объектах с проницаемостью пласта менее 5*10-2 мкм2. В первую очередь ГРП проводили на малоэффективном фонде скважин: на бездействующих скважинах - 24 % от общего объема работ, на малодебитных скважинах с дебитом жидкости менее 5 т/сут - 38 % и менее 10 т/сут - 75 %. На безводный и маловодный (менее 5 %) фонд скважин приходится 76 % всех ГРП. В среднем за   период   обобщения  по  всем  обработкам в результате ГРП дебит жидкости

был увеличен с 8,3 до 31,4 т/сут, а по нефти - с 7,2 до 25,3 т/сут, т.е. в 3,5 раза при росте обводненности на 6,2 %. В результате дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила за 5 лет около 6 млн. т. . Наиболее удачные результаты получены при проведении ГРП в чистонефтяных объектах с большой нефтенасыщенной толщиной (ачимовская пачка и пласты Б 1 Приразломного месторождения), где дебит жидкости увеличился с 3,5. .. 6,7 до 34 т/сут при росте обводненности всего на 5. .. 6 %.

Опыт гидроразрыва прерывистых пластов, представленных в основном отдельными линзами коллектора, получен в ТПП "ЛУКойл-Когалымнефтегаз" на Повховском месторождении. Пропластки прерывистой зоны вскрываются двумя соседними скважинами при среднем расстоянии 500 м только в 24 % случаев. Основной задачей регулирования системы разработки Повховского месторождения   является   вовлечение  в   активную  работу  прерывистой зоны

пластаB1 и ускорение по ней темпов выработки запасов. С этой целью на месторождении  в  1992-1994 гг.  проведено  силами  СП  "КАТКОНЕФТЬ"  154

ГРП. Успешность обработок составила 98 %. При этом по обработанным скважинам в среднем получен пятикратный прирост дебита.Объем дополнительно    добытой нефти    составил    1,6 млн. т.    Ожидаемая    средняя

продолжительность технологического эффекта - 2,5 года. При этом дополнительная добыча за счет ГРП на одну скважину должна составить 16 тыс.т. По данным СибНИИНП, к началу 1997 г. на месторождении проведено уже 422 операции ГРП, успешность которых составила 96 %, объем дополнительно добытой нефти - 4,8 млн. т., среднее увеличение дебита скважин - в 6,5 раз. Среднее отношение дебита жидкости после ГРП по отношению к максимальному дебиту, достигнутому до ГРП и характеризующему потенциальные возможности скважины, составило 3,1.

В 1993 г. начались опытно-промышленные работы по проведению ГРП наместорождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз", в течение года было проведено 36 операций. Общий объем производства ГРП к концу 1997 г. составил 436 операций. Гидроразрыв проводился как правило в малодебитных скважинах с низкой обводненностью, расположенных на участках с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. После ГРП дебит нефти увеличился в среднем в 7,7 раза, жидкости - в 10 раз. В результате ГРП в 70,4 % случаев обводненность возросла в среднем от 2 % до ГРП до 25 % после обработки. Успешность Успешность обработок достаточно высока и в среднем составляет 87 %. Дополнительная добыча нефти от производства ГРП в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" к концу 1997 г. превысила 1 млн. т.

ФирмаDowellSchiumberger является одной из ведущих мировых компаний по интенсификации работы скважин. Поэтому большой интерес представляют ее работы по ГРП на российских месторождениях.

В 1994 г.DowellSchiumberger провела несколько десятков ГРП на Ново-Пурпейском, Тарасовском и Харампурском месторождениях ОАО "Пурнефтегаз". В период до 01.10.95 г. на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз" было проведено 120 гидроразрывов. Среднесуточный дебит обработанных скважин   составил  25,6  т/сут.  С  начала  внедрения  ГРП  добыто  222,7  тыс. т

дополнительной нефти. Данные о дебитах скважин приблизительно через год после проведения ГРП: во втором полугодии 1994 г. на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз" было проведено 17 операций; средний дебит скважины по нефти

до ГРП составлял 3,8 т/сут, а в сентябре 1995 г. - 31,3 т/сут. По некоторым скважинам отмечено снижение обводненности. Внедрение ГРП позволило стабилизировать падающую добычу нефти по НГДУ "Тарасовскнефть".

Опыт проведения кислотного гидравлического разрыва пласта имеется на Астраханском газоконденсатном месторождении, продуктивные отложения которого характеризуются наличием плотных пористо-трещиноватых известняков с низкой проницаемостью (0,1...5,0) и пористостью 7...14.

Гидравлический разрыв пласта на Астраханском месторождении осуществляется при помощи специального оборудования фирмы "ФРАКМАСТЕР".

Практика проведения ГРП на Астраханском газоконденсатном месторождении показала его высокую эффективность при условии правильного выбора скважин и технологических параметров обработки. Существенный прирост дебита получен даже в тех случаях, когда на скважине до гидроразрыва было проведено несколько кислотных обработок, последние из которых оказались безрезультатными.

В январе 2008 года на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» сервисным предприятием СП «Ньюко Велл Сервис» была проведена серия ГРП. Ниже в таблице 17 приведены технологические показатели по скважинам стимулированных гидроразрывом пласта.

Таблица 17

Технологические показатели скважин после проведения ГРП

на месторождения ОАО «Удмуртнефть»

Таблица 17 (продолжение)

2.6. Проектирование ГРП на визейском объекте

Мишкинского месторождения

Подбор кандидатов на проведение ГРП [16] включает три основных этапа.

ЭтапI. Расчет потенциала уточнение текущих параметров работы скважин, расчет эффекта от ГРП и создание ранжированного списка кандидатов. Основной источник информации и инструмент для работы «Технологический режим работы скважин по состоянию на текущий месяц». Порядок выполнения работ:

–Проверяются текущие параметры работы, представленные в технологическом режиме. При необходимости проводиться уточнение параметров работы скважины.

–Определяется целевое забойное давление.

–Выполняется   ранжирование  кандидатов  по  расчетному  приросту дебита нефти от ГРП.

–Исключаются    кандидаты  с  расчетным  приростом  дебита нефти меньше минимального, определенного с учетом экономической эффективности

согласованного с КНТЦ и утвержденного  ДГЛРМ.

ЭтапII. Анализ геологии и текущего состояния разработки. Основные инструменты: геологическая и гидродинамическая модели месторождения/участка, а также принятые в Компании программы для анализа разработки («Анализ ГТМ», «ГИД», СМД). Порядок выполнения работ:

–Проводится анализ геологии. Выполняется выборка рискованных кандидатов по геологическим причинам (риск прорыва в водо- или газонасыщенный горизонт, близкий контур ВНК, близость нагнетательной скважины и т.д.).

–Делается анализ состояния остаточных извлекаемых запасов, приходящихся на скважину с учетом сложившейся системы разработки.

–По   результатам  анализа   геологии   и   запасов  подготавливается список скважин на исключение из кандидатов на проведение ГРП с обоснованием причин по каждой скважине. После согласования с КНТЦ/ДГЛРМ производится их исключение и списка кандидатов.

–Проводится анализ компенсации по ячейкам, на скважинах которых планируется проведение ГРП. В случае текущей компенсации менее 100%, отрабатываются геолого-технические мероприятия по оптимизации работы системы ППД.

ЭтапIII. Анализ технического состояния скважины и подбор оборудования для проведения ГРП. Основные инструменты: принятые в Компании программы для подбора оборудования («SubPump»), а также паспорта скважин, «СМД». Порядок выполнения работ:

–Выполняется анализ технического состояния колонны. После согласования с КНТЦ/ДГЛРМ проводится исключение кандидатов с существенными нарушениями колонны или цементного камня

–Выполняется  подбор оборудования, с целью достижения целевого забойного давления (минимально возможное забойное давление, обеспечивающее максимальный дебит жидкости при стабильной работе оборудования).    Подбор    оборудования    осуществляется   в   соответствии   с

утвержденным регламентом подбора оборудования.

Рис.6. Карта остаточных запасов визейского объекта на 01.01.2009гСкважины кандидаты на проведение ГРП 1305, 1450, 520, 1537

Результатом подбора кандидатов должен быть ранжированный по планируемым приростам дебита нефти список скважин-кандидатов на проведение ГРП.

Участки залежи со скважинами, рекомендованными для стимуляции гидроразрывом пласта (рис.6), характеризуютсясложным геологическим строением.Пористые и проницаемые разности песчаников и алевролитов образуют линзы, пропластки и пласты, не выдержанные ни по площади, ни по разрезу. В большой   степени   распространены  вклинивания  плотных  слабопроницаемых пород. В таких условиях начальные дебиты в скором времени начинают падать. Так же по этим причинам значительная часть запасов на сегодняшний день не выработана.

Скважина 1305

Скважина  в августе 2009 года, переведена на визейскую залежь с нижележащего турнейского объекта. Скважина расположена в западной части залежи.Текущий уровень ВНК предполагается на отметке -1314,0 м.

Таблица 18 (продолжение)

     Рис. 7. Карта текущего состояния разработки (скв. 1305)

         Рис.8. Карта остаточных  запасов (скв.1305)

       Рис.9. Геологический профиль (скв.1305)

Рис.10. Карта текущей разработки (скв.1450)

                              Рис.11. Карта остаточных запасов (скв.1450)

Рис.12. Геологический профиль (скв.1450)

Таблица 20 (продолжение)

Рис.13. Карта текущей разработки (скв.1537)

Рис.14. Карта остаточных запасов (скв.1537)

Рис.15. Геологический профиль (скв.1537)

Рис.16. Карта текущей разработки (скв.520)

Рис.17. Карта остаточных запасов (скв.520

Рис.18. Геологический профиль (скв.520)

На примере скважины 1305 составим план проведения гидроразрыва пласта, выберем проппант, рабочую жидкость и определим показатели процесса

Применительно к геолого-эксплуатационным условиям скважины 1305 выбираем технологическую схему направленного ГРП. При ГРП под воздействием окажется интервал 1294,1 – 1299,8 м т.к. находится на достаточном удалении от ВНК и имеющий лучшие добывные возможности, чем текущая продуктивность.

При расчете технологических параметров ГРП можно руководствоваться методиками, описанными в «справочном руководстве по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» под общ. ред.  М.К. Гиматудинова [8] и учебном пособии И.Т. Мищенко «скважинная добыча нефти» [9].

Таблица 22

Исходные данные для расчета ГРП на скв.1305

1. Вертикальная составляющая горного давления:

Ргв = Нgρп                                                                                                         (4)

Ргв =1300*9,8*2500*10-6 = 31,9 МПа

2. Горизонтальная составляющая горного давления:

Рг = Ргв*ν/(1-ν)                                                                                                 (5)

Рг =31,9*0,25/(1- 0,25) = 10,6 МПа

В подобных условиях при ГРП следует ожидать образование вертикальной трещины.

При подготовке к ГРП для закачки жидкости в скважину спускается колонна НКТ диаметром 89 мм. Затрубное пространство (обсадная колонна и НКТ 89 мм) герметизируется установленным в зоне ГРП пакером. Установка пакера проверяется опрессовкой затрубного пространства водой на рабочее давление обсадной колонны через ЦА-320.

Устье скважины для проведение ГРП оборудуется двумя задвижками "Хамера" (рабочая и дублирующая).

3. Давление разрыва пласта на забое:

Рзаб= Ргв- Рпл + σр                                                                                            (6)

гдеРпл =14,2 МПа – пластовое давление;

σр =1,5 МПа – давление расслоения пород.

Рзаб=31,9 – 14,2 + 1,5 = 19,2 МПа

Для осуществления разрыва и переноса закрепляющего трещину материала используется специальная жидкость  на основе гуаровой смолы. В воде молекулы гуара гидратируют и разбухают с увеличением диаметра и длины. Гидратированные нити переплетаются и препятствуют движению, что приводит к возрастанию вязкости раствора. В качестве реагента – сшивателя добавляется бор [в форме В(ОН)4].

Жидкость характеризуется повышенными физическими характеристиками: плотность 1,18 – 1,24 т/м3, вязкость 120 – 150 мПА*с,  коэффициент консистенции 0,8.

Жидкость эффективно поддается воздействию существующих деструкторов, которые понижают вязкость, способствуя более эффективной очистке остаточной жидкости после завершения ГРП.

Эффективная проводимость упакованной проппантом трещины в основном зависит от давления закрытия трещины и степени очистки проппантной пачки от геля. Выбор расклинивающего агента зависит от величины закрытия трещины, (которая приблизительно равна  напряжению смыкания трещины минус пластовое давление), в нашем случае давление закрытия трещины может быть 19,2 МПа. Таким образом, керамический проппант плотностью 3200 кг/м3 является приемлемым материалом для поддержания необходимой ширины раскрытия трещины.При проектировании гидравлического разрыва пласта необходимо получить от сервисных компаний (или от независимой лаборатории) данные по проницаемости, полученные за продолжительный промежуток времени и использовать их вместо обычно публикуемых данных, полученных за короткий период. Проппант типоразмером 16/30 был выбран для проведения ГРП с целью достижения максимальной проводимости трещины.

4. Длина трещины:

xf = [(VжE)/(5,6(1-2)h(Рзаб-Рг))]1/2                                                             (7)

гдеVж=20 м3 – объем жидкости разрыва, принятый для данной

скважины по опытным данным.

xf =[(20*4,2*104)/(5,6*(1 – 0,252)*5*(19,2 – 10,6))]1/2 = 61 м

5. Максимальная ширина (раскрытость) трещины:

wf= [4(1 – ν2)* xf*(Рзаб – Рг)]/Е                                                                   (8)

wf= [4(1 – 0,252)*61*(19,2 – 10,6)]/4,2*104= 0,041 м = 4,1 см

6. Определим распространение жидкости – песконосителя в трещине:

xf1 = 0,9*xf                                                                                                        (9)

xf1=0,9*61 = 54,9 м

7. Средняя остаточная ширина трещины, закрепленной проппантом:

wf1 = (wfn0)/(1-m)                                                                                          (10)

гдеn0=0,273–  объемная доля проппанта в жидкости песконосителе;

m = 0,2 – принимаемая пористость проппанта после закрытия трещины.

wf1= (4,1*0,273)/(1- 0,2) = 1,3 см

8. Потери давления на трение при движении жидкости - песконосителя по НКТ с внутренним диаметромdв = 76 мм определяются по формуле:

Ртр=                                                                                              (11)

гдеρсм– плотность смеси геля с проппантом,кг/м3;λ – коэффициент гидравлических сопротивлений;Н– глубина скважины,м.

• Плотность смеси геля с проппантом:

ρсм = ρж(1-n0) + ρпрn0                                                                                (12)

ρсм = 1200*(1- 0,273) + 3200*0,273 = 1746 кг/м3

• Для определения коэффициент гидравлических сопротивленийλ найдем значениеRe:

Re = (4Q ρсм)/(πdвµсм)                                                                                     (13)

• Вязкость геля с проппантом:

µсм = µжеxр(3,18n0) (14)

µсм = 0,15*exр(3,18*0,273) = 0,364 Па*с

• Число Рейнольдса:

Re = (4*0,04*1746)/(3,14*0,076*0,364) = 3206

• следовательно, режим движения турбулентный, поэтому

λ = 0,316/Re0,25(15)

λ =0,316/32060,25 = 0,04

• Потери напора на трение по формуле (11) составляют:

Ртр = [0,04*16*(0,04)2*1300*1746]/2*3,142*0,0765 = 46 МПа

9. Давление, которое нужно создать на устье при ГРП:

Ру = Рзаб - Нgρсмтр(16)

Ру = 19,2 – 1300*9,8*1746*10-6 + 46 = 49 МПа

Применение при проведении ГРП отечественной технологии не дало удовлетворительных результатов, поэтому в настоящее время на  Мишкинском месторождении ГРП проводится СП «Ньюко Велл Сервис» по зарубежной технологии и с применением более совершенной техники.

По зарубежной технологии для закачки используется специальное насосное оборудование: эжекторные плунжерные горизонтальные насосы трехцилиндровые со сменной гидравлической частью (от 3" до 71/2,"), развивающие давление до 100 Мпа и расход 2,5 м3/мин.

10. Необходимое число агрегатов:

N = РуQ/(РаQakтс) +1(17)

гдеРа = 51 МПа рабочее давление агрегата;Qa = 30,6 л/с подача агрегата при этом давлении;kтс - коэффициент технического состояния агрегата в зависимости от срока службыkтс = 0,5 - 0,8.

N = [(49*40)/(51*30,6*0,7)] + 1= 2,8

ПринимаемN = 3 агрегата

11. Объем жидкости для продавки жидкости-песконосителя :

Vп = 0,785dв2Н(18)

Vп = 0,785*0,0762*1300 = 6 м3

12. Продолжительность гидроразрыва :

t = (Vж+Vп)/Q(19)

t = (20 + 6)/(0,04*60) = 10,8 мин

Применяемые СП «Ньюко Велл Сервис»   специализированные только для ГРП спецобработанные жидкости, закрепляющий материал, а также техника и технология по многим показателям выгодно отличаются от отечественной. Это в совокупности обеспечивает больший как начальный, так и накопленный прирост добычи нефти.

2.7. Определение технологической эффективности

при реализации ГРП

2.7.1. Исходные данные для определения эффекта ГРП

В целом производительность после стимуляции методом ГРП определяют четыре основных параметра:

1) Длина трещины,xf – важность полудлины трещины, или проникновения,xf, вполне очевидна, чем длиннее трещина, тем больше ее контакт с пластом, тем выше продуктивность.

2) Проводимость трещины,kfw – также вполне очевидно, что для повышения производительности скважины нефтеносная способность трещины должна быть выше, чем пласта, поэтому пропускная способность,  или проводимость  трещины должна быть достаточно высокой.

3) Проницаемость пласта,k – тоже понятно, пласты с ухудшенными коллекторскими свойствами (низкой проницаемостью) выигрывают от проводимых трещин, необходимо отметить, что важной переменной являетсяk, а неkh, пропускная способность пласта,kh, определяет общие темпы отбора скважин, но реакция пласта на гидроразрыв определяется исключительно проницаемостью пластаk.

4) Фактически, зависимость между продуктивностью после ГРП, полудлиной трещины(xf ) и проницаемостью пласта можно выразить с помощью одной переменнойFCD- безразмерной проводимостью трещины:

                                                                                            (20)

Наиболее распространенные два метода  оценки реагирования пласта в условиях устойчивого режима: были представлены Мк Гвайером и Сикорой и [14] Пратцем.

Воспользуемся методом Пратца.

В своей работе Пратц знакомит с концепцией анализа вертикальной трещины, приравнивая ее площадь к площади увеличенной призабойной зоны, и вводя термин эффективного радиуса призабойной зоны,rw'.

При оценке продуктивности скважины после ГРП эффективный радиус скважины,rw', подставляется в формулу Дюпюи вместо фактического.

Синко-Лей [15] первым представил график, см. диаграмму 1, определяя прямую зависимость безразмерной проводимости трещины,FCD, от эквивалентного радиуса призабойной зоны,rw'. Эта зависимость лежит в основе дизайна гидроразрыва применительно к любым пластам за исключением коллекторов с чрезвычайно низкой проницаемостью.

                                                                                                    Диаграмма 1

          rw' / xf по отношению к FCD (По Синко-Лей)

По данным скв. 1305:

kfw = 8735,7 мД*м

xf= 61 м

rе = 125 м

rw = 0,096 м

k = 170 мД

1. По формуле (20) определимбезразмерную проводимость трещины,FCD:

FCD = 8735,7/(170*61) = 0,8

2. Из диаграммы 1 по найденнойFCD, найдем значение отношенияrw'/xf:

rw'/xf = 0,17 → rw' = 61*0,17 = 10,4 м

Для  скв.  1305  при  длине  трещиныxf= 61 м эффективный радиус скважины,

rw' = 10,4 м.

Возможность охарактеризовать трещину как эквивалентную призабойную зону позволяет ввести в действие множество мощных инженерных концепций по разработке пластов и методик расчетов. Например, скважину часто описывают с позиции скин-эффекта. Положительный скин  свидетельствует о повреждении пласта, которое негативно влияет на продуктивность скважины, а отрицательный скин, напротив, является признаком  улучшения продуктивности. Для скважины, обработанной методом ГРП, скин равен:

                                                                                                  (21)

гдеrw' является эквивалентом радиуса призабойной зоны трещины,rw – обычный радиус призабойной зоны, а«ln» - натуральный логарифм.

s = -ln (10,4/0,096) = - 4,7

Подобный скин, равный (– 4,7), говорит о том, что полученная трещина высокой проводимости.

2.7.2. Выбор метода определения технологической эффективности

В пластах с проводимостью от средней до высокой, реакцию пласта на гидроразрыв, можно оценить с помощью уравнений радиального притока, в связи с относительно коротким промежутком времени, в течение которого достигается псевдо-устойчивый режим.

Метод оценки стимуляции пласта после проведения ГРП основан на определении коэффициента продуктивности, или отношения дебитов стабилизировавшего режима до и после стимуляции.

Оценка эффекта от ГРП включает в себя следующие параметры:

  • текущая продуктивность и скин-фактор скважины,
  • продуктивность скважины и скин-фактор после проведения ГРП,
  • планируемый дебит жидкости после ГРП,
  • планируемый дебит нефти после ГРП,
  • планируемый прирост дебита нефти после ГРП.

Расчет технологической  эффективности ГРП будет проведен в соответствии с методикой, разработанной вСТАНДАРТЕ КОМПАНИИ «РОСНЕФТЬ».«ПОДБОР КАНДИДАТОВ НА ПРОВЕДЕНИЕ, РАСЧЕТ ЭФФЕКТА И ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ»№ П4 – 02  С – 00.

НастоящийСТАНДАРТ разработан в соответствии регламентным документом МПР Российской Федерации РД 153-39-007-96 «Регламент по составлению проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».

2.7.3. Расчет технологической эффективности при

реализации ГРП

1. Фактическая продуктивность скважины до ГРП:

                                                            (22)

где– коэффициент продуктивности скважины до ГРП,м3/сут*атм;

– проницаемость (определяется по результатам гидродинамических исследований, при отсутствии исследований определяется по утвержденным методикам с учетом данных нормальной эксплуатации),мД;

– вскрытая эффективная мощность пласта,м;

– объемный коэффициент,м3/м3;

– вязкость,сРз (мПа*с);

– радиус контура питания,м;

– радиус скважины,м;

– скин-фактор до проведения ГРП (определяется по результатам гидродинамических исследований, при отсутствии исследований определяется по утвержденным методикам с учетом данных нормальной эксплуатации),безр;

=170*5/[18,4*1,02*25,77*(ln(125/0,096) – 0,75)] = 0,3 м3/сут

2. Продуктивность скважины после ГРП:

                                                          (23)

где – коэффициент продуктивности скважины после ГРП,м3/сут*атм;

'– эффективный радиус скважины,м;

–скин-фактор после проведения ГРП (берется из дизайна проведения

ГРП, при отсутствии дизайна может рассчитываться по «Технологическому режиму работы скважин» с учетом сложившейся практики),безр;

=170*5/[18,4*1,02*25,77*(ln(125/10,4 – 0,75 + (-4,7)] = 1,6  м3/сут

3. Планируемый дебит жидкости скважины после ГРП:

                                                                 (24)

где– планируемый дебит жидкости после ГРП,м3/сут;

- фактический дебит жидкости до ГРП,м3/сут;

– планируемая продуктивность скважины после ГРП,м3/сут*атм; – фактическая продуктивность скважины до ГРП,м3/сут*атм;

– депрессия на фактическое забойное давление до проведения ГРП,атм;

- депрессия на фактическое забойное давление после проведения ГРП,атм.

•Планируемое забойное давление (целевое забойное давление) после проведения ГРП это – минимально       возможное       забойное       давление,       обеспечивающее максимальный дебит жидкости при стабильной работе оборудования (процент свободного газа на приеме насоса не должен превышать максимально допустимое значение, определенное в технических характеристиках насоса).

         При предварительном расчете планируемого дебита жидкости с целью ранжирования кандидатов допускается использование упрощенной формулы:

                                                        (25)

где– плановое забойное давление после проведение ГРП,атм; – пластовое давление,атм.

=0,25*142 = 36 атм

•Депрессия на пласт для заданного забойного давления с учетом поправки

Вогеля (используется при забойном давлении ниже давления насыщения) вычисляется по формуле:

        (26)

где– депрессия на пласт при забойном давлении ,атм;

– забойное давление,атм; – пластовое давление,атм;

– давление насыщения,атм.

=142 – 84 + (84/1,8)*[1 – 0,2*(61/84) – 0,8*(61/84)2] = 81 атм

=142 – 84 + (84/1,8)*[1 – 0,2*(36/84) – 0,8*(36/84)2] = 94 атм

=12*(1,6/0,3)*(94/81) = 73,8 м3/сут

4. Планируемый дебит нефти после ГРП:

                                                                   (27)

где– планируемый дебит нефти после ГРП,т/сут;

– планируемый дебит жидкости после ГРП,м3/сут;

 планируемое значение обводненности после ГРП,%;

 плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3.

=73,8*(1 – 50/100)*0,9 =33,2 т/сут

5. Планируемый прирост дебита нефти после ГРП:

                                                                                     (28)

где– планируемый прирост дебита нефти после ГРП,т/сут;

– планируемый дебит нефти после ГРП,т/сут;

– фактический текущий дебит нефти,т/сут.

=33,2 – 10,4 = 22,8 т/сут

Подобным образом рассчитаны технологические показатели по каждой отдельной скважине и по каждому показателю дается одно число. Сделанная точечная оценка, позволяет провести ранжирование кандидатов на ГРП. В таблице  представлены полученные расчетные параметры по каждой скважине.

Таблица 23

Ранжирование скважин-кандидатов по дебитам

2.7.4. Сравнение расчетных технологических показателей работы скважин после проведения ГРП с утвержденным вариантом

В таблице 24 приведены текущие показатели работы скважин и расчетные данные по этим скважинам после стимуляции гидроразрывом пласта, которые характеризуют максимальные возможности их производительности.

Таблица 24

Текущие показатели работы скважин в сравнении с расчетными данными

Таблица 25

Сравнение расчетных технологических показателей работы скважин после проведения ГРП с утвержденным вариантом технологической схемы

В целом по текущему состоянию разработки визейского объекта можно сделать следующие выводы:

Разработка объекта протекает удовлетворительно. При меньшем количестве скважин обеспечиваются проектные показатели. Накопленная добыча нефти на 1.01.2008 г. составила 5786,7 тыс.т , что на 9 тыс.т. превышает уточненный показатель в документе /3/. За истекший 2007 год добыто нефти 149,3 тыс.т, что выше расчетного уровня /3/ на 1,5 %.  Нереализованный проектный фонд по объекту составляет 60 скважин или 23,9% от проектного фонда. Отбор от НИЗ составил 60,7%.

В разработке участвует только Западно-Воткинское поднятие, где текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,257.

Несмотря на то, что в целом по объекту фактический уровень компенсации отборов жидкости закачкой находится на уровне проектного, по площади закачка распределена весьма неравномерно - выявлены зоны с превышением и дефицитом закачки, а соответственно и зоны с пониженным пластовым давлением. К тому же выработка запасов по площади идет не равномерно, наблюдаются пятна с достаточно высокой плотностью плохо вырабатываемых запасов в межскважинных зонах.

Анализ работы действующего фонда скважин показывает большинство добывающих скважин (81,9%) работает с дебитами по нефти менее 5 т/сут, что связано с невысокой продуктивностью залежи. Это подтверждается и распределением скважин по дебитам жидкости (44,2% фонда работает с дебитами жидкости менее 10 т/сут). Все скважины добывающего фонда обводнены, 45(36.9%) скважин работают с обводненностью выше 90%.

До 2000 г. несмотря на благоприятное протекание процесса вытеснения в условиях обычного  заводнения, добыча нефти из залежи имела тенденцию падения. При дальнейшей эксплуатации месторождения, для вовлечения в разработку слабодренируемых участков залежи, потребовалось проведение геолого-технических мероприятий.  Рост добычи в последующие годы получен в результате проведения ГТМ.

По проведенному обзорному анализу скважин стимулированных технологией гидравлического разрыва пласта можно сделать следующие выводы, что метод ГРП в целом имеет хорошие технологические показатели по приростам нефти на скважинах после его применения.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Авторский надзор за Мишкинского месторождения нефти. Отчет. Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 2001 г.;

2. Технологическая схема разработки Мишкинского нефтяного месторождения. Отчет. Бугульма, УКО «ТатНИПИнефть», 1986 г.;

3. Авторский надзор за Мишкинского месторождения нефти. Отчет. Ижевск, УдмуртНИПИнефть, 2004 г.;

4. Переинтерпретация материалов ГИС по скважинам Мишкинского месторождения, «Геофизсервис», г. Саратов, 2001-2003 гг.;

5. Подсчет запасов нефти Мишкинского месторождения, трест «Удмутрнефтеразведка», г. Ижевск, 1970 г.;

6. Протокол  № 5992, утверждения запасов нефти Мишкинского месторождения, г. Москва, 1970 г.;

7. Баланс запасов нефти, газа. Сопутствующмх компонентов, институт «УдмуртНИПИнефть», г. Ижевск, 1997 , 2000, 2002, 2003 гг.;

8. М.К.Гиматудинов. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.Недра, 1983г. – 449с.

9. И.Т.Мищенко. Учебное пособие «Скважинная добыча нефти». М.Недра, 2003г. – 816с.

10. Инструкция на проведение ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах – компании Шлюмберже. Руководство Шлюмберже, 2005г.

11. А.Н.Губский. Статья «Технология концевого экранирования на месторождениях Западной Сибири». Журнал «Нефтегазовое обозрение», осень 2000 г., с.4-9.

12. Дияшев И.Р., Небесный А.И., Гилларди.  Статья «Супер – ГРП на Ачимовских пластах Яранейского месторождения. (Западная Сибирь)». Журнал « Нефтегазовое обозрение», весна 2002 г.

13. Кевин Армстронг, Нил Василисиа, Джим Коллинс. Статья «Усовершенствованные рабочие жидкости для ГРП и улучшение экономичнских показателей скважин». Журнал «Нефтегазовоеобозрение»,весна 1999г.,с.46-63.

14. Prats, M. : "Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior - Incompressible Fluid Case".Влияние вертикальных трещин на режим работы резервуара – случай несжимаемой жидкости. Опубликованов SPE Petroleum Engineering . (Июнь 1961),с 105-118.

15. Cinco-Ley, H., Samaniego-V, F., and Dominquez, N."Transient Pressure Behavior for a Well with a Finite Conductivity Vertical Fracture".Режим неустановившегося давления для скважин с вертикальной трещиной и ограниченной проводимостью. Опубликовано вSPEPetroleumEngineering . (Август 1978), с 253-264.

16. Стандарт Компании Роснефть. Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности геолого-технических мероприятий. № П4-02  С-00. Москва, 2007г.

17. Правила  безопасности  в  нефтяной и газовой промышленности ПБ 08 - 624-03. Госгортехнадзор России, НТЦ «Промышленная безопасность», 2004г.

18. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-007-96. Минэнерго РФ, М., 1996г.

19. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектови их отбору для финансирования. Утверждены Госстроем России, Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Госкомпромом России21.06.1999 г, № ВК 477.