МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра РЭНГМ

Отчет по НИР №3

Тема: «

Повышение эффективности воздействия ГРП на

продуктивный пласт АЧ

2

Повховского месторождения

»

НАУЧНЫЙ

РУКОВОДИТЕЛЬ :

к.т.н., доцент кафедры

РЭНГМ

Инякина Е.И

ВЫПОЛНИЛ:

студент группы РМмз 18-6

Мавлембердин. Д.С

.

Тюмень, 2020

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ........................................................................................................................................3

1.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ЭФФЕКТИНВОСТЬ

ТЕХНОЛОГИИ.................................................................................................................................4

2.

ЛАБОРАТОРНЫЕ И ЭКСПЕРЕМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ.........................................................................................9

3.

МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ...............20

4.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

ИССЛЕДУЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ

........................................................................................................... 30

ЗАКЛЮЧЕНИЕ..............................................................................................................................35

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ......................................................................36

Приложение 1..................................................................................................................................38

Приложение 2..................................................................................................................................39

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

2

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

Данная работа выполнена по материалам, собранным в период

прохождения производственной практики с 24.01.2020 по 02.04.2019 в ТПП

«Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» г. Когалым.

Работа

посвящена

анализу

результатов

проведения

гидравлического

разрыва пласта (ГРП) на эксплуатационном объекте АЧ

2

Повховского

месторождения. В ходе работ были собраны геолого-технологические,

геофизические

данные,

а

также

изучены

проектные

документы

по

месторождению. Актуальность данной работы заключается в том, что

ачимовская толща характеризуется низкой проницаемостью, что часто

позволяет

относить

ее

запасы

к

трудноизвлекаемым;

линзовидным

строением залежей, часто неструктурного типа; сложным генезисом и

высокой неоднородностью. Ее свойства изменяются как с востока на запад в

соответствии с развитием и сменой клиноциклитов, так и с юга на север при

общем погружении нефтегазоносного бассейна. При разработке ачимовской

толщи по скважинам отмечаются высокий темп снижения дебита и нередко

большая начальная обводненность, природа которой носит дискуссионный

характер. На рассматриваемой территории широко применяются различные

методы

увеличения

нефтеотдачи.

Одним

из

эффективных

способов

увеличения темпов добычи нефти и конечной нефтеотдачи является

гидравлический разрыв пласта. Целью данной работы является изучение и

анализ

основных

аспектов

применения

технологии

эффективности

проведения ГРП в скважинах Повховского месторождения на объекте АЧ

2

.

Задачами данной работы является: изучение физико-химических процессов

и явлений, влияющих на эффективность технологии; подтверждение

эффективности технологии для геологических условий объекта разработки с

использованием

лабораторных

и

экспериментальных

данных;

анализ

существующих математических методов прогнозирования;

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

3

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

1.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА

ЭФФЕКТИНВОСТЬ ТЕХНОЛОГИИ

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – один из эффективных методов

обработки продуктивного объекта с целью интенсификации добычи жидких и

газообразных

углеводородов

и

обеспечения

рациональной

разработки

нефтегазовых месторождений.

Технология проведения гидравлического разрыва пласта позволяет оживить

скважины низкопроницаемых коллекторов на Повховском месторождении, где

добыча

нефти

и

газа

традиционным

способом

уже

невозможна

или

малорентабельна.

Сущность

физического

протекания

гидравлического

разрыва

пласта

следующая: Трещина разрыва, образующаяся в результате ГРП, может быть

горизонтальной или вертикальной.

Разрыв

горной

породы происходит в

направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению. Как правило, до

глубины

порядка

500

метров

в

результате

гидроразрыва

возникают

горизонтальные трещины. На глубине ниже 500 метров возникают вертикальные

трещины. Поскольку продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают, как

правило, на глубине ниже 500 метров, трещины разрыва в нефтяных скважинах

всегда вертикальные.

Геометрия трещины

При реализации ГРП в призабойной зоне могут образовываться трещины

различной пространственной ориентации: горизонтальные, вертикальные или

наклонные.

При

нагнетании

нефильтрующейся

или

слабофильтрующейся

жидкости разрыва по мере повышения давления закачки напряжение в горной

породе возрастает и происходит ее сжатие до определенного предела, после

превышения которого порода не может сопротивляться увеличивающемуся

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

4

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

сжатию и растрескивается. После снятия давления закачки возникают остаточные

трещины (трещины разуплотнения), как правило, вертикальной или наклонной

ориентации.

Факторы, влияющие на геометрию трещины

1) Проницаемость пласта ko – Количество жидкости, профильтровавшейся в

пласт

вовремя

ГРП,

будет

зависеть

от

свойств

самой

жидкости

и

от

проницаемости пласта. Когда фильтрация жидкости разрыва в пласт велика,

длина трещины уменьшается, и трещина становится уже.

2) Естественные напряжения горных пород - ширина трещины также

зависит

от

естественных

горных

напряжений

(минимального

горного

напряжения). Высота трещины контролируется границами пласта (кровлей и

подошвой) и величиной основных напряжений горных пород.

3) Свойства горных пород - ширина трещины обратно пропорциональна

модулю упругости Юнга горных пород. Например, чем выше модуль Юнга, тем

уже трещина. Другие свойства горных пород, такие как коэффициент Пуассона и

сжимаемость системы, также влияют на геометрию трещины, но в значительно

меньшей степени.

4) Пластовое давление - градиент разрыва (используемый для определения

величины давления необходимого для разрыва породы) зависит от пластового

давления. В основном, чем выше градиент разрыва, тем выше давление, которое

необходимо создать во время ГРП. Если рабочее давление достигает максимально

допустимого давления (для устья и манифольдов), то возможно преждевременное

экранирование трещины во время закачки проппанта. Экранирование происходит,

когда достигается максимально допустимое давление и дальнейшая закачка

проппанта не может продолжаться безопасно. Очевидно, что остановка процесса

будет преждевременной, когда только часть запланированного количества

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

5

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

проппанта была закачана в пласт, что может в огромной мере ограничить

геометрические параметры трещины (высоту, ширину, и длину), полученные в

результате воздействия.

Нагнетательный тест и параметры ГРП

Единственным доступным способом наблюдения и контроля развития

трещины в реальном времени является интерпретация записи давления. Процесс

ГРП обычно проходит в следующей последовательности:

- разрыв породы

- начальный рост трещины

- развитие трещины

- закрытие трещины

Знание величин давлений, соответствующих данным этапам, является

решающим в успешном дизайне и проведении ГРП.

В большинстве случаев перед основным ГРП проводится нагнетательный

тест для уточнения информации о пласте, который называется мини-ГРП

(информационный ГРП). Он показывает, как будет вести себя порода во время

основного ГРП. Также во время проведения нагнетательного теста можно

получить информацию о потерях давления в перфорационных отверстиях и

призабойной зоне, а также вероятность создания множественных трещин.

Из нагнетательного теста могут быть получены следующие параметры:

- давление разрыва породы

- градиент разрыва

- давление развития трещины

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

6

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

- давление мгновенной остановки насосов ISIP

- давление закрытия трещины

- давление раскрытия трещины

- величины потерь давления на трение в НКТ

- потери давления на трение в перфорационных отверстиях.

- потери давления в призабойной зоне

- эффективность жидкости

- приблизительный объем жидкости разрыва (подушки).

Сущность протекания химического процесса заключается в следующем.

Гидратационная установка перекачивает воду, чтобы в специальном бассейне

чтобы смешать воду с раствором и превратить ее в жидкий гель. Далее в этот

раствор необходимо добавить стабилизатор глин, так как, если вода без

стабилизатора попадет на глину в пласте, то глина разбухнет и забьет весь

суглинок.

Далее

идет

процесс,

который

понижает

трение.

Полученный

закачивается в скважину и гель разрывает пласт (горную породу). Давление,

которое создают насосы и жидкий гель, будут удерживать пласт неразорванным

до тех пор, пока полученная трещина не пропитается проппантом, а проппант

блендер будет постепенно добавлять в жидкий гель.

При установлении

герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость

разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является

увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере. После

достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается от 10 до 40 м3

чистой загеленной жидкости разрыва. За жидкостью разрыва производится

закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы проппанта от 100 до 900

кг/м3 до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

7

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

давлениях до 450 атм. Для закрепления трещин закачивается 4-30 т проппанта.

Непосредственно за смесью проппанта и жидкости закачивается жидкость

продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется

с пульта управления и по радиосвязи. Темп нагнетания жидкости выдерживается

расчетный, в пределах 3-7 м3/мин. в зависимости от геолого-промысловых

данных пласта. Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным

давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

8

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

2.

ЛАБОРАТОРНЫЕ И ЭКСПЕРЕМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ ПО

ИССЛЕДОВАНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ

По состоянию на 01.01.2018 года на пласте Ач

2

(залежь 2+3) Повховского

месторождения проведены 114 операций ГРП. Основная часть обработок

выполнялась на скважинах из бурения – 87 ГРП (из них 2 ГРП – на БВС), на

эксплуатационном фонде выполнен 16 ГРП, на возвратном фонде – 11 ГРП (рис.

2.1 и рис. 2.2).

Рисунок 2.1 – Распределение объемов ГРП по годам по категориям

скважин. Объект Ач

Текущая дополнительная добыча нефти за счет ГРП по объекту составляет

1075,0 тыс. т или 8,8 тыс. т/скв., в том числе по эксплуатационному фонду – 67

тыс. т или 3,2 тыс. т/скв., по фонду из бурения – 875,1 тыс. т или 10,4 тыс. т/скв.,

на возвратном фонде – 129,9 тыс. т или 11,8 тыс. т./скв., при ГРП на скважинах из

бурения вторых стволов добыто 3 тыс. т или 1,5 тыс. т/скв.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

9

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Рисунок 2.2 – Схема расположения скважин с ГРП на объекте Ач

(залежь 2+3)

Для анализа эффективности ГРП на эксплуатационном фонде было

проведено сравнение основных показателей, таких как дебит нефти, жидкости и

обводнённости, до и после ГРП. На скважинах, в которых ГРП проведён сразу

после бурения, проведен анализ дебита нефти и обводнённости.

Для

начала

рассмотрим

весь

фонд

скважин

с

гидроразрывом.

На

действующем фонде скважин ГРП начали проводить начиная с 2007 года, когда

ГРП провели на скважине из бурения (скв. №7309). В период с 2007 по 2018 гг.

операции выполнены на пластах с эффективной толщиной пласта в среднем 6 м.

Средняя проницаемость пластов 7,3 мД, средняя пористость 0,18 д.ед., средняя

нефтенасыщенность 0,52 д.ед., средняя расчленённость 6,5 ед. и коэффициент

макронеоднородности 0,59 ед./м.

Прирост дебита нефти по Ач

2

(залежь 2+3) варьируется от 2,1 т/сут до 59,3

т/сут и в среднем составляет 25,8 т/сут. Прирост жидкости меняется от 2 т/сут до

172 т/сут и в среднем составляет 44,5 т/сут. Что же касается обводнённости

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

10

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

наблюдается увеличения обводненности от 2,4% до 88,4% и в среднем составляет

39,2%.

Далее представлен рисунок, где показаны приросты дебита нефти и

жидкости с разделением на группы (рис. 2.3). Из данного рисунка видно, что в

большинстве скважин прирост как дебита нефти так и жидкости выше 15 т/сут.

Это связано, прежде всего, с тем, что большинство ГРП проводили из бурения

(76% из всего объёма ГРП).

< 5

5-10

10-15

> 15

0

20

40

60

80

100

120

Прирост дебита нефти, т/сут

Прирост дебита жидкости, т/сут

Интервалы прироста

Количество скважин, ед

Рисунок 2.3 – Распределение фонда скважин по кратности увеличения

дебита

В целом по залежи после проведения ГРП наблюдается увеличение дебита

нефти. Только одна скважина является исключением. На скважине № 6810У

проведены 3 операции ГРП, причем первая операции выполнена при освоении из

бурения. Начальные приросты дебита жидкости для первой, второй и третьей

операции соответственно составили 29,1, 15,7 и 16,6 т/сут, нефти – 27,5, 11,5 и -

6,2 т/сут соответственно. После третьего ГРП произошел прорыв трещины в

водонасыщенный пласт, обводненность продукции возросла с 39,7 до 82,5 %. В

2010 году на скважине также зафиксирована заколонная циркуляция. Все эти

причины в совокупности стали причиной падения дебита нефти.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

11

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Зависимость эффективности ГРП от фильтрационно-емкостных и

коллекторских свойств

Далее будут проанализирована эффективность ГРП в зависимости от

фильтрационно-емкостных

и

коллекторских

свойств

пласта.

Разрез

характеризуется

высокой

степенью

неоднородности,

коллектора

переслаивающийся непроницаемыми глинисто-карбонатными разностями. Пласт

Ач

2

(залежь

2+3)

характеризуется

как

низкопроницаемый

(0-100

мД).

Проницаемость здесь варьирует от 0,5 до 54,6 мД. Низкие показатели

проницаемости

были

одной

из

причин

проведения

гидроразрыва.

Ниже

представлен рисунок, где показано сопоставление прироста дебита нефти от

начальной проницаемости (рис. 3.4). По рисунку видно, что чем меньше

проницаемость, тем больше прирост дебита нефти. С другой стороны, это связано

с неравномерным распределением проницаемости по скважинам. Так по данным

более 70% скважин проницаемость менее 10 мД. Поэтому в этом случае можно

говорить о переходе количества в качество.

Рассмотрим далее такой параметр, как нефтенасыщенность. В пределах

залежи 2+3 он меняется от 0,4 до 0,66 д.ед. В это случае нельзя сказать о том, что

прирост дебита нефти зависит от нефтенасыщенности. Поскольку сильного

различия по данному параметру для анализируемой группы скважин не

наблюдается. Можно лишь заметить, что максимальные приросты наблюдаются

при нефтенасыщенности в пределах 0,45-0,55 д.ед. Ниже представлен рисунок

данной зависимости (рис. 2.5).

Так же можно сказать, что не наблюдается зависимости прироста дебита

нефти от эффективной толщины (рис. 2.6).

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

12

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

Проницаемость, мД

Прирост дебита нефти, т/сут

Рисунок 2.4 – Сопоставление прироста дебита нефти от начальной проницаемости

0,35

0,40

0,45

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

Нефтенасыщенность, д.ед.

Прирост доычи, т/сут

Рисунок 2.5 – Сопоставление прироста дебита нефти от нефтенасыщености

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

13

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

Эффективная толщина, м

Прирсот дебита нефти, т/сут

Рисунок 2.6 – Сопоставление прироста дебита нефти от эффективной толщины

Как видно из приведенных сопоставлений, зависимости эффективности от

ФЕС не наблюдается.

Зависимость эффективности ГРП от технологии

Здесь рассмотрим зависимости дебита нефти после ГРП от количества

проппанта, закачиваемого в пласт, для каждого года. Для этого были построены

графики, которые представлены ниже (рис. 2.7, рис. 2.8, рис. 2.9, рис. 2.10, рис.

2.11).

0

2

4

6

8

10

12

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Масса проппанта, т

Дебит нефти после ГРП, т/сут

Рисунок 2.7 – Сопоставление дебита нефти после ГРП от массы проппанта

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

14

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Как видим из графиков, начиная с 2007 года есть тенденция увеличения

массы закачиваемого проппанта. Только в 2018 году это тенденция не много

пошла на спад (табл. 2.1).

Таблица 2.1 – Применение проппанта

Год

Среднегодовое применение проппанта, т

2007-2008

6,3

2009-2010

6,9

2011-2013

9,2

2014-2015

14,5

2016-2018

11,9

Сильное увеличение массы применяемого проппанта не дает значительного

прироста дебита нефти.

Зависимость эффективности ГРП от заводнения

Важным аспектом при анализе эффективности ГРП является изменение

обводнённости, т.к. это на прямую влияет на сроки эксплуатации скважин.

Процесс обводнения скважин при гидроразрыве происходит из-за нарушения

проведения технологии либо неудачного выбора скважины. Во первых, когда

образующаяся трещина захватывает водоносную часть и вода прорывается к

скважине, а во вторых, из-за влияния фронта заводнения. Поскольку процесс

образования

трещины

трудно

управляемый,

то

при

ГРП

подключаются

пропластки на длину трещины, где может присутствуют нагнетаемая вода.

Как указывалось выше, около 76% ГРП произведено из бурения. Но так как

на залежи присутствует система заводнения, данные мероприятия нельзя назвать

логически правильно выстроенными. В нашем случае присутствуют примеры

влияния нагнетательных скважин. Если рассмотреть скважины с ГРП после

бурения, то окажется, что около 30% скважин после проведения ГРП имели

обводнённость более 50%, скважины, обводненность которых начинается с 40%

более половины.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

15

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Так в скважине №7094Г обводнённость после ГРП составляла 81,1%. Это

стало следствием влияние нагнетательных скважин №№ 7509У и 7314. Скважина

№6813 так же подверглась влиянию фронту нагнетания скважин №№ 7507 и 7510

как итог обводнённость 70%. Кроме этих двух скважин имеются ещё скважины

(№№ 6824, 6858, 6859 7275Г, 7060Н), где под влиянием фронта нагнетания

обводнённость в среднем повысилась до 81%. Далее представлен график, на

котором отображены скважины с высокими показателями обводнённости (рис.

2.12).

6813

7275Г

7331

7094Г

7510

6859

6824

7060Н

7530

6858

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

Дебит жидкости, т/сут

Дебит нефти, т/сут

Обводненность, %

Дебит нефти и жидкости, т/сут

Рисунок 2.12 – Скважины из бурения с ГРП

В скважинах, находящихся в зоне влияния нагнетательных скважин

обводнённость после проведения ГРП в среднем составляет 46%. Поэтому в

целом по залежи можно сделать вывод о том, что проведение ГРП сразу после

бурения не рекомендуется.

Далее

представлен

рисунок,

на

котором

представлено

естественное

снижение прироста дебита нефти с увеличением обводнённости продукции (рис.

2.13).

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

16

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

Обводнённость, %

Прирост дебита нефти, т/сут

Рисунок 2.13 – Сопоставление прироста дебита нефти и обводнённости

Сравнение показателей ГРП в эксплуатационном фонде и из скважин после

бурения

Далее представлена таблица, где отражены показатели дебита нефти,

жидкости, обводнённости, до и после ГРП для эксплуатационного фонда (табл.

2.2).

Таблица 2.2 – Эффективность ГРП по скважинам

№

скважины

Дебит нефти за 3

месяца, т/сут

Прирост

дебита

нефти, т/

сут

Дебит жидкости

за 3 месяца, т/сут

Прирост

дебита

жидкости,

т/сут

Изменение

обводнённости,

%

до

ГРП

после

ГРП

до

ГРП

после

ГРП

6805

11,7

26,3

14,6

16,3

46

29,7

+14,3

6871

12,4

18,1

5,7

17,2

26,0

8,8

+2,6

6889

7,3

16,1

8,8

14,1

32,3

18,2

+2,4

7066

11,7

14,4

2,7

24,6

38,1

13,5

+9,6

7079

4,0

14,6

10,6

16,0

45

29,0

+30,0

Д

ебит нефти после ГРП составил в среднем 17,1 т/сут против 9,2 т/сут до ГРП,

дебит жидкости 14 т/сут до и 36 т/сут после ГРП. Обводнённость скважин до

гидроразрыва составляла 32,1%, а после 45,1%. Далее представлен график

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

17

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

зависимости накопленной добычи нефти от логарифма накопленной добычи

жидкости (ln Qж) (рис. 2.14).

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

8,5

9,0

0,0

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

2500,0

3000,0

До ГРП

ln Qж

Накопленная добыча нефти, т

Рисунок 2.14 – Зависимость накопленной добычи нефти от жидкости до и

после ГРП

Как видно из рисунка, после проведения ГРП значения накопленной добычи

нефти выше по сравнению с той, которая была до гидроразрыва. В связи с тем,

что гидроразрыв дал дополнительную добычу нефти было принято решено

проведение ГРП по скважинам сразу после бурения. В итоге средний дебит нефти

составил 27,2 т/сут, жидкости 47,5 т/сут, а обводнённость составила 42%. В

течении 12 месяцев после ГРП темп падения дебита жидкости и нефти составлял

44 и 43% соответственно. При том, можно предполагать, что обводнение

прогрессирующее.

Поскольку

скважины

вступают

в

эксплуатацию

с

обводненностью 42%. Далее дано сравнение показателей ГРП для двух категорий

скважин (табл. 2.3).

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

18

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Таблица 2.3 – Сравнение показателей дебитов после ГРП эксплуатационного

фонда и скважин из бурения

Категория

скважин

Дебит нефти,

т/сут

Дебит жидкости,

т/сут

Обводненность, %

Эксплуатационные

скважины

17,1

33

45,1

Скважины из

бурения

27,2

47,5

42

Как видно, дебит нефти и жидкости в скважинах из бурения естественно

выше,

а

обводненности

почти

одинаковы.

Но

надо

понимать,

что

эксплуатационный фонд работал в течении нескольких лет и достижение

количество воды в продукции 45% хоть довольно быстрое, но вполне

естественное явление. А скважинах из бурения вступивших в добычу уже с

обводненностью 42% в скором времени могут достигнуть не рентабельной

добычи.

В связи с этим предлагается ряд мероприятий по оптимизации разработки.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

19

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

3.

МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

РАЗРАБОТКИ

Проведён обзор математических моделей процесса гидроразрыва пласта.

Рассмотрены наиболее широко используемые одно-, двух- и трёхмерные модели.

Наряду со ставшими уже классическими в рассмотрение включены также и

современные модели гидроразрыва. Моделирование гидроразрыва имеет ряд

существенных особенностей, так как уравнения, которые описывают процессы,

протекающие в ходе гидроразрыва, нелинейны и сильно взаимосвязаны. Эти

факторы

накладывают

существенные

ограничения

на

учёт

влияния

разнообразных технологических параметров, поэтому часть процессов в моделях

обычно описывается упрощенно. Проведён обзор преимуществ и недостатков

модельных подходов. Рассмотрены основные результаты, полученные при

использовании представленных моделей.

Обоснование объемных сеток и параметров модели

Горизонтальный размер ячеек регулярной сетки расчета выбирался, исходя

из рекомендаций регламента по созданию постоянно действующих геолого-

технологических моделей нефтяных месторождений и месторождений (РД 153-

39.0-047-00), а также возможностей компьютерного и программного обеспечения.

Размеры ячеек в горизонтальной плоскости составляют 100х100 м по всем

продуктивным пластам кроме пластов Ач

2

, Ач

3

и Ач

4

, по которым латеральные

размеры ячеек составляют 75х75 метров. В среднем между эксплуатационными

скважинами попадает от 3 до 10 ячеек, а между разведочными скважинами их

число увеличивается до 50 ячеек.

Количество слоев по вертикали для моделирования литологии и ФЕС

выбиралось исходя из анализа общей толщины пласта, степени расчлененности

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

20

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

разреза и степени достоверности интерпретации ГИС при средней мощности

ячеек 0.3-0.4 м.

Таким образом, учитывая геологическое строение юрских пластов, принят

вариант разбивки по вертикали пропорционально на 80 прослоя: ЮВ

1

1

, ЮВ

2

, при

этом количество ячеек модели составило 20.4 млн.

Для группы ачимовских пластов принято пропорциональное разделение на

слои: Ач

2

- 120, Ач

3

- 150, Ач

4

- 100, Ач

7

- 60, Ач

8

+Ач

8низ

– 250. Общее количество

ячеек модели составило 92.6 млн. Таблица 3.1 отражает геометрические

характеристики объемных сеток геологических моделей.

Таблица 3.1 Геометрические характеристики сеток цифровых геологических моделей

Пласт

ΔX, м

ΔY, м

ΔZ, м

Число слоев, шт.

Число ячеек, млн. шт.

ЮВ

1

1

, ЮВ

2

100

100

0.3

80

20.4

Итого ЮВ

1

1

, ЮВ

2

20.4

Ач

2

75

75

0.4

120

23.4

Ач

3

75

75

0.4

150

29.2

Ач

4

75

75

0.4

100

19.5

Ач

7

100

100

0.4

60

6.8

Ач

8

- Ач

8низ

100

100

0.3

250

13.7

Итого Ач

92.6

БВ

8

1

100

100

0.4

60

12.7

БВ

8

2

100

100

0.6

30

6.3

БВ

8

3

100

100

0.5

30

6.3

БВ

8

4

100

100

0.6

50

10.6

БВ

8

5

100

100

0.4

40

8.5

БВ

8

6

100

100

0.6

30

6.3

БВ

8

7

100

100

0.9

20

4.2

БВ

8

8

100

100

0.5

20

4.2

БВ

8

(Сардаковская площадь)

100

100

1.3

20

4.2

Итого БВ

8

63.4

Построение моделей насыщения пластов флюидами

Модель нефтенасыщенности для бесконтактных пластов группы БВ8

рассчитывалась по построенному кубу пористости с использованием зависимости

Кн=1-Ков=f(Кп) с учетом величин граничных значений, принятых в подсчете

запасов. Зависимость Ков=f(Кп) для коллекторов с пористостью менее 17% имеет

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

21

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

вид Ков = 186 – 8*Кп, а для коллекторов с пористостью более 17% имеет вид Ков

=

1730 . 7

е

0 ,208 Кп

Для

остальных

пластов

куб

нефтенасыщенности

коллекторов

первоначально рассчитывался по зависимостям изменения величины Кн от ВНК

для

разных

классов

пористости

(модель

переходной

зоны).

Затем

куб

нефтенасыщенности рассчитывался по скважинным данным с использованием

первоначального куба Кн в качестве трендового.

Контроль качества построения кубов пористости и нефтенасыщенности

осуществлялся

несколькими

способами,

как

визуально

по

кубам

и

по

гистограммам распределения свойств, так и по статистическим данным путем

сравнения средних параметров по скважинным данным, перемасштабированным

кривым и непосредственно по кубу для каждого пласта.

Расчет куба проницаемости выполнялся по построенному кубу пористости с

использованием обоснованных в подсчете запасов зависимостей Кпр=f(Кп эфф,

Ков) для соответствующих пластов.

Для пластов группы БВ8 проницаемость рассчитывалась с использованием

куба Ков, а также зависимости Кпр = 11258 / е17.49Ков для Ков менее 0.5 и

зависимости Кпр = 83.54 / е7.79 Ков для Ков более 0.5.

Для ачимовских пластов использовалась зависимость Кпр = 0.038 е0.47Кп

эфф, где Кпэ фф = 1.62Кп-20. Для пластов ЮВ была также использована

зависимость Кпр = 0.0396 е0.553Кп эфф, где Кпэ фф = 1.71Кп-18.5. На рисунке

3.11 показан внешний вид вид гидродинамической модели залежей 2 и 3 пласта

Ач

2

на примере куба начальной нефтенасыщенности выше уровня ВНК.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

22

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Рисунок 3.1 Внешний вид гидродинамической модели пластов Ач

2

(1 залежь)

+Ач

3

+Ач

4

на примере куба начальной нефтенасыщенности выше уровня ВНК

Рисунок 3.2 Внешний вид гидродинамической модели залежей 2 и 3 пласта Ач

2

на

примере куба начальной нефтенасыщенности выше уровня ВНК

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

23

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Рисунок 3.3 Внешний вид гидродинамической модели пластов Ач

7

+Ач

8

на примере куба

начальной нефтенасыщенности выше уровня

Моделируемые залежи месторождения не имеют газовой шапки и, согласно

последнему

проектному

документу,

должны

разрабатываться

на

режиме

искусственного поддержания пластового давления путем закачки в пласт воды.

Реализуется режим работы добывающих скважин, рассчитанный на забойное

давление 160 атм. по объекту Ач.

Анализ текущего состояния разработки показал, что проектное решение в

части снижения забойных давлений до приведенных величин и увеличения

депрессий на пласты было практически выполнено. В целом, большинство

скважин эксплуатируются с забойными давлениями не ниже давления насыщения

нефти газом. Забойное давление добывающих скважин объекта Ач на протяжении

всей истории эксплуатации было выше давления насыщения. Исследования

свойств насыщающих пласты флюидов в течение всей истории эксплуатации

месторождения, а также замеры давления и температуры пластов, позволили

сделать вывод о том, что существенного изменения пластовых условий в ходе

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

24

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

выработки продуктивных пластов не происходит. Поэтому для имитации

процессов

разработки

пластов

месторождения

было

принято

решение

использовать изотермическую модель фильтрации двухфазной (углеводороды,

вода) трехкомпонентной (нефть, вода, растворенный в нефти газ).

Обоснование абсолютной проницаемости пластов

На

первом

этапе

адаптации

гидродинамических

моделей,

после

корректировки сжимаемостей жидкости и порового скелета, параллельно с

настройкой добычи жидкости по скважинам проводилась оценка сходимости

динамики расчетного и фактического пластового давления. Корректировка

гидродинамических моделей на этом этапе заключалась в модификации исходных

кубов

абсолютной

проницаемости,

которые

были

получены

после

ремасштабирования из геологических моделей пластов.

В

первую

очередь

для

модификации

абсолютной

проницаемости

использовались кондиционные данные гидродинамических исследований фонда

добывающих и нагнетательных скважин за вычетом скважин с ГРП и

возможными заколонными перетоками. Сначала по результатам исследований

находился множитель для каждой скважины, представляющий отношение

гис

гди

kh

kh





. На основании полученной выборки методом интерполяции Шеппарда

строилось двумерное поле поправок на исходную проницаемость пласта (в

скважинах без исследований значение поправочного множителя принималось

равным 1). В конце процедуры в исходный куб проницаемости вводился

поправочный коэффициент, и гидродинамическая модель пересчитывалась с

новой проницаемостью.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

25

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Далее

полученная

проницаемость

модифицировалась

по

результатам

воспроизведения истории разработки, а именно на основе сравнения расчетных

величин дебитов жидкости и забойного давления в каждой скважине с

фактическими данными до достижения сходимости по жидкости. В результате

нескольких

итераций расчетные значения

накопленной добычи жидкости

приводились в соответствие с фактическими значениями с точностью настройки

1-3% (кроме скважин с возможными заколонными перетоками). При этом

происходила коррекция абсолютной проницаемости как в районе отдельных

скважин, так и среднего значения по зональным интервалам.

На рисунке (Рисунок 3.4) представлены гистограммы распределения

исходной и модифицированной в ходе настройки абсолютной проницаемости по

объектам БВ

8

и Ач (залежь 2), изменение средневзвешенных по эффективному

объему значений проницаемости приведено в таблице (Ошибка: источник

перекрёстной ссылки не найден).

0.1

1

10

100

1000

0

10

20

30

40

Проницаемость, мД

Частость, %

модиф. проницаемость

исход. проницаемость

0.01

0.1

1

10

100

1000

0

5

10

15

20

25

30

35

Проницаемость, мД

Частость, %

исход.прониц. (All cells)

модиф.прониц. (All cells)

Рисунок 3.4 Гистограммы распределения исходной и модифицированной

проницаемости для объектов БВ

8

(слева) и ЮВ (справа)

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

26

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Стоит заметить, что абсолютная проницаемость неразрабатываемых в

настоящее время залежей и пластов также модифицировалась в соответствии с

данными

опробования

разведочных

и

других

скважин:

поправка

на

проницаемость

определялась

упрощенно

обратным

пересчетом

через

коэффициент продуктивности по формуле Дюпюи с учетом несовершенства

скважин по вскрытию.

Моделирование скважин

В гидродинамические модели месторождения были заложены следующие

исходные данные по скважинам:

•

траектории скважин, координаты устьев и пластопересечений в

соответствии с геологической моделью месторождения (раздел 5.1);

•

динамика неуплотненных дебитов нефти, воды и закачки жидкости из

проектной базы данных OilGrand в соответствии с месячной и годовой

отчетностью ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» с

начала эксплуатации пластов по состоянию на 01.01.2018 г.;

•

динамика интервалов перфораций и изоляций скважин, а также

геолого-технологические мероприятия по скважинам, в соответствии с проектной

базой данных на тот же период;

•

результаты промыслово-геофизических исследований добывающих и

нагнетательных скважин;

•

динамика

пластовых

и

забойных

давлений

по

скважинам,

пересчитанных из замеров статических и динамических уровней, в соответствии с

технологическими режимами эксплуатации в проектной базе данных.

Кроме того, в ходе работ по адаптации модели к истории разработки были

использованы данные интерпретации гидродинамических исследований скважин,

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

27

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

инструментальные замеры давления, результаты исследования и освоения

эксплуатационных скважин и др.

При воспроизведении истории разработки управляющим параметром по

добывающим скважинам являлся дебит жидкости, по нагнетательным - забойное

давление и приемистость по воде, при этом сравнение фактических и расчетных

показателей проводилось по динамике дебита нефти, обводненности и пластовых

давлений. Одним из элементов настройки гидродинамических моделей по

скважинам стал подбор относительного коэффициента продуктивности скважин в

соответствии с реализованной на месторождении комплексной программой

геолого-технических мероприятий, исследований скважин и пластов.

Особое внимание при моделировании скважин было уделено гидроразрыву

пласта, как одному из самых распространенных и наиболее эффективных методов

интенсификации

и

увеличения

нефтеотдачи

пластов

на

Повховском

месторождении.

Всего

в

моделях

были

учтены

более

1300

успешных

гидроразрывов пластов, включая повторные. Технология моделирования ГРП,

наряду с другими методами увеличения продуктивности скважин, например,

обработкой

призабойных

зон

скважин

кислотосодержащими

составами,

заключалась

в

динамическом

изменении

скин-фактора

в

соответствии

с

фактической кратностью увеличения дебитов жидкости с учетом темпа падения

эффекта от проведенного мероприятия. При временном наложении эффектов от

разных мероприятий на одной и той же скважине, скин-фактор скважины

суммировался.

Представленный анализ эффективности ГРП на различных пластах Ач2 с

определением средних приростов продуктивности скважин после ГРП и

длительности

эффектов

позволил

в

дальнейшем

использовать

дифференцированный подход при моделировании ГРП при прогнозных расчетах

технологических показателей разработки объекта Ач2.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

28

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Таким

образом,

используя

при

построении

геологических

моделей

горизонтальные и вертикальные тренды изменения литологии при оптимальных

размерах ячеек, осуществляя контроль качества построения на разных этапах

моделирования,

удалось

выполнить

корректное

построение

моделей

при

сохранении распределения геологической неоднородности пластов в объеме

резервуара.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

29

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

4.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ С

ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИССЛЕДУЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ

В период 2015-2017 гг. количество выполненных скважино-операций

превысило проектный уровень на объекте БВ8 в 1.4 – 1.7 раза, на Ач2 – в 1.3 – 2.5

раза, в дальнейшем на объекте БВ8 рекомендуется сократить объем обработок до

110 ГРП в 2018 г., 84 ГРП в 2019 г. и 81 ГРП в 2020 г., на объекте Ач2 ожидается

увеличение числа обработокдо 8-9 ГРП в год. Кроме того, на объекте АЧ

запланировано проведение ГРП на 6 нагнетательных скважинах с целью

увеличения приемистости.

Основной объем обработок приходится на объект БВ8 (99% ГРП от общего

количества

скважино-операций

2015-2017

гг.).

Объект

характеризуется

изменчивостью коллекторских свойств (по данным ГИС эффективная мощность

варьируется в диапазоне от 0.4 до 35.9 м, пористость – от 15 до 24%,

проницаемость – от 0.5 до 693.9 мД), в целом обладая сравнительно высокими

фильтрационно-емкостными

характеристиками

(эффективная

мощность

в

среднем составляет 10.8 м, пористость - 19.0%, проницаемость – 87.6 мД).

Средняя общая толщина пласта Ач2 в границах локальных поднятий

составляет 10.2 м, эффективная – 7.2 м, коэффициент песчанистости – 0.75,

расчлененность 4 условные единицы.

Период

2015-2017

гг.

характеризуется

значительными

изменениями

технологических параметров проведения ГРП: по сравнению с предыдущими

годами увеличена масса проппанта (БВ8 – в среднем с 5.9-11.9 т до 30-49.4 т, Ач2

– с 8.1-17.3 т до 35.1-41.8 т), снижен темп закачки жидкости разрыва (БВ8 – с 3.3-

4.4 м3/мин до 2.6-2.9 м3/мин), увеличена максимальная концентрация проппанта

(БВ8 – с 589-871 кг/м3 до 993-1225 кг/м3, ЮВ1 – с 561-801 кг/м3 до 1110-1111 кг/

м3).

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

30

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

С годами отмечено увеличение количества операций на скважинах

осложненного фонда (в условиях неравномерной выработки запасов по разрезу

пласта и наличия водопромытых пропластков, на скважинах с высоким

отклонением ствола от вертикали при входе в пласт, ГРП на скважинах с низким

качеством цементного кольца и др.), что влечет закономерное увеличение доли

обработок с дополнительными мероприятиями.

В условиях высокопроницаемых водопромытых зон пласта рекомендуется

проведение ГРП с предварительной закачкой тампонирующих материалов

(глинистый раствор, полимерные композиции). Согласно опыта выполнения

обработок с закачкой глинистого раствора на объекте Ач2, наибольшая

эффективность отмечена в зонах с улучшенными ФЕС пласта, где возможно

форсирование отборов жидкости.

При высокой обводненности продукции до ГРП и в зонах высокой

выработки

запасов

вследствие

заводнения

необходимо

предварительное

проведение РИР по отключению водопромытых пропластков.

Большой объем ГРП (33%) запланирован при выводе скважин из

неработающих категорий (бездействия, консервации и пр.).

В

условиях

близкого

залегания

водонасыщенных

водопромытых

интервалов, преимущественно на объекте Ач2, рекомендуется опробование

технологии

ГРП

с

использованием

состава

ClearFrac

(Schlumberger)

[1],

обладающего низкой вязкостью (порядка вязкости чистой воды) при высокой

песконесущей способности, что позволяет ограничивать высоту трещины ГРП в

пределах маломощных перемычек.

Также компанией Schlumberger разработана и успешно применяется

технология по улучшенному сдерживанию вертикального роста трещины J-Frac

[2, 3]. Она включает в себя размещение смеси различных твердых и специальных

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

31

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

материалов, от крупного до мелкого размера, закачиваемой между буфером и

проппантными стадиями или на протяжении стадии буфера, которая «блокирует»

и «изолирует» давление на (и проникновение жидкости через) зоны барьеров.

Данный вид технологий применим на этапе низкой обводненности скважин, при

отсутствии риска прорывов закачиваемой воды от нагнетательных скважин.

Для снижения риска преждевременного обводнения скважины после ГРП

целесообразно использовать технологии на основе модификаторов фазовых

проницаемостей: AquaConTM [4], Cw-FracSM Halliburton [5-7], разработки ЗАО

«Химеко-ГАНГ» [8]), WCA-1 (NEWCO Well Service). Специальные полимерные

составы закачиваются в виде оторочки (перед подушкой жидкости разрыва) или

могут добавляться к жидкостям гидроразрыва на водной или углеводородной

основе, обеспечивая снижение фазовой проницаемости по воде. Принцип их

действия основан на изменении смачивающих свойств породы за счет осаждения

(адсорбции) полимера на стенках поровых каналов.

При проведении обработок на скважинах с высоким зенитным углом, а

также в условиях высокой заглинизованности пласта или использовании

предельных максимальных концентраций проппанта на объектах целесообразно

использование гидромеханической щелевой перфорации (ГМЩП).

На основе выполненного анализа в дальнейшем рекомендуется проведение

операций с использованием трехкомпонентного проппанта в сочетании с водным

гелем WGA-1, максимальная эффективность которого получена при закачке

проппанта в объеме 20-50 т.

При этом наиболее результативно сочетание фракций в следующем

соотношении: доля фракции 16/20(30) – 60% и по 20% мелкозернистого (20/40) и

крупнозернистого (12/18(20)) проппантов. При увеличении доли крупнозернистых

проппантов наблюдается более быстрое снижение удельного дебита жидкости

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

32

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

после ГРП по причине более низких прочностных характеристик крупных

фракций.

На объекте Ач2 рекомендуется создание широких трещин, поэтому

необходимо использование достаточно высоких темпов закачки жидкости

разрыва 3-3.5 м3/мин, максимальной концентрации проппанта 1200-1500 кг/м3,

крупных фракций проппанта (12/18, 10/14) в сочетании с фракциями 20/40 и

16/30.

Для опробования новых технологий ГРП предлагается провести 5 операций

по технологии J-Frac, 2 ГРП по технологии ClearFrac и 14 обработок с

применением мо-дификаторов фазовой проницаемости (МФП).

Для прогноза дебита жидкости после ГРП использовались эмпирические

зависимости от эффективной мощности пласта, обводненность задавалась по

результатам геолого-промыслового анализа участка. По некоторым скважинам

проводилась

корректировка

показателей

на

основе

фактического

опыта

применения ГРП на соседних скважинах. При расчете дополнительной добычи

нефти использовались фактические темпы падения эффекта в среднем по

скважинам с ГРП 2010-2018 гг.

Средние значения ожидаемых показателей эффективности ГРП по объектам

представлены в таблице (таблица 4.19), значения дополнительной добычи нефти с

учетом переходящего эффекта – в таблице (таблица 4.20).

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

33

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Таблица 4.2 Средние значения ожидаемых показателей эффективности ГРП в

период 2018-2020 гг.

Год

Объект ГРП

Количество

ГРП, ед.

Прирост дебита

нефти после ГРП,

т/сут.

Средняя доп.добыча

нефти, тыс.т/скв.

2018

БВ

8

110

12.6

7.1

Ач2

22

14.0

5.2

2019

БВ

8

84

11.3

5.5

Ач2

11

14.1

5.8

2020

БВ

8

81

9.8

3.7

Ач2

13

12.6

4.5

Таблица 4.3 Прогнозные значения дополнительной добычи нефти за счет ГРП

2018-2012 гг. с учетом переходящего эффекта по объектам БВ

8

, Ач2

Повховского месторождения

Объект

Параметр \ Год

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Итого

БВ

8

Кол-во ГРП, ед.

110

84

81

275

Доп. добыча нефти с

переход. эффектом,

тыс. т

205.6

428.6

587

409.4

146.8

4.9

1782.3

Ач2

Кол-во ГРП, ед.

22

11

13

46

Доп. добыча нефти с

переход. эффектом,

тыс. т

47.2

65.1

68.1

39.2

7.5

227.1

Итого

Кол-во ГРП, ед.

132

95

94

321

Доп. добыча нефти с

переход. эффектом,

тыс. т

252.8

493.7

655.1

448.6

154.3

4.9

2009.4

Таким образом, в период 2018-2020 гг. на объекте БВ8 предлагается

принять уровень ГРП 110-81 в год, на объекте Ач2 – увеличить до 22-13 ГРП в

год.

Суммарная ожидаемая дополнительная добыча нефти после ГРП на объекте

БВ8 за период 2008-2010 гг. с учетом переходящего эффекта составит 1298.1 тыс.

т (5.8 тыс. т/скв.), на объекте Ач2 – 154.8 тыс. т (5.2 тыс. т/скв.).

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

34

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изучив влияние физико-химических факторов, математические методы

прогнозирования, можно сделать вывод о том, что эффективность ГРП зависит в

большей степени от расчлененности в области скважин, а уже потом, от

эффективной толщины и проницаемости. Во время разработки скважины, если ее

забой пересекает несколько эффективных пропластков, при эксплуатации на

небольшой депрессии, нефть будет идти из наиболее проницаемого участка, при

этом другие пропластки (менее проницаемые) эксплуатироваться не будут. После

проведения

ГРП,

трещины

могут

пойти

в

область

низкопроницаемых

пропластков,

при

этом,

за

счет

ГРП

увеличивается

их

проницаемость,

следовательно, увеличится нефтеотдача скважины.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

35

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Григоращенко Е.И. и др. Применение полимеров в добыче нефти. - М.:

Недра, 1978, с. 213.

2. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи

пластов. М., Недра: 1985, с. 182.

3. Газизов А.Ш. Разработка технологии воздействия на нефтенасыщенные

пласты водоизолирующимихимреагентами: Дис. Докт. Техн. Наук. - УфаУГНТУ,

1988, с. 269.

4. Алтунина Л.К,, Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения

нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой // Нефт. хоз-во. -

1995. №4, с. 10.

5. РД 39-5765678 Инструкция по применению полиакриламида с глинистой

суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи нефти и

ограничения притока воды: НПО Союзнефтепромхим, 1987, с. 19.

6. Создать новые технологии физико-химического воздействия на пласт:

Отчет о НИР/ВНИИ, А.Т. Горбунов, - Москва, 1989, с.98.

7. KalpakciВ, Art Т.О., Barker J.W.,Krupa A.S., Morgan J.S. and Neira R., "The

Low Tension Polimer Flood approach to Cost- Effective Chemical EOR", SPE 20220/

presented at the 1990 SPE/DOE Enhancel OIL Recovery Symposium, Tulsa, April 22-

25/1990/

8. AustadТ.,Fjeide J., Veggeland K., Taugral K., " Physicochemical Principles of

Low Tension Polimer Flood Seventh European Symposium on Improved Oil Recovery

27-29 October 1993, Moscow, Russia. ).

9. Городнов В.П. Физико-химическое воздействие на нефтяные пласты с

целью повышения нефтеотдачи.// Сб. научн. тр. - Куйбышев: Гипровостокнефть,

1987,с.206.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

36

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

10.Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С. и др. Применение химических

реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра, 1991, с. 438.

11 .Ахметов И.М. , Шерстнев Н.М. Применение композиционных систем в

технологических операциях эксплуатации скважин. - М.: Недра; 1989, с. 254.

12.Ганиев P.P., Мухаметзянова Р.С, Ленченкова Л.Е. Гелеобразующие

составы на основе побочных продуктов катализаторных производств для

снижения обводненности добываемой продукции. // БашНИПИнефть, г. Уфа,

1996, C.26.

13. Фахретдинов Р.Н., Нигматуллина Р.Ф. и др. Новые гелеобразующие

композиции для водоизолирующих работ и способов увеличения нефтеотдачи //

Всерос. н-техн. конф. Уфа. - 1995, с. 70.

14.Халимов Э.М., Леви Б.И. и др. Технология повыщениянефтеотдачи

пластов. -М.:Недра.-1985,с.431.

15.Федоров К.М. Аналитическое исследование процесса гелеобразования в

призабойной зоне скважин. // Изв. РАН.сер МЖГ, 1997, № 4, с. 91-97.

16.Labrid J.C. Thermodynamic and kinetic aspects of arqillaceous / sandstone

acidizinq.// Soc. Petr. Enq| J, V.25, No 2, 1975, p.l 17-128.

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

37

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Приложение 1

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПЛАН МАГИСТРАНТА

по выполнению научно-исследовательской работы №2

Мавлембердин Денис Сергеевич

Дата

Основные виды деятельности

24.01.2020-

30.01.2020

1.

Физико-химические процессы, влияющие на

эффективность технологии

01.03.2020-

08.03.2020

2.

Лабораторные и экспериментальные данные

по исследованию эффективности технологии

09.03.2020-

16.03.2020

3.

Математические

методы

прогнозирования

разработки

16.03.2020-

02.04.2020

4.

Прогнозирование

процесса

разработки

с

использованием исследуемой технологии

Научный руководитель: К.т.н., доцент Е.И.Инякина / /

Магистрант: Д.С.Мавлембердин / /

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

38

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

Приложение 2

ОТЗЫВ

Руководителя научно-исследовательской работы

Инякиной Е.И.

о работе магистранта ТИУ, кафедры РЭНГМ

Мавлембердина Дениса Сергеевича

Во время выполнения

научно-исследовательской работы, магистрант

Мавлембердин Д.С. проявил себя с положительной стороны и проявил себя как

ответственный, исполнительный обучающийся. НИР №2 отражает весь объем

выполненных работ.

Магистрант проводил обсуждение подготовительного материала с научным

руководителем.

В процессе выполнений НИР магистрант закрепил теоретические знания,

полученные в процессе обучения в институте, приобрел практические навыки

работы с источником информации.

Магистрант справился с поставленными задачами и формирования отчет –

на

«

Отлично

»

Научный руководитель :

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

39

,

18-6.

Мавлембердин Денис Сергеевич РМмз

№2:

2

Отчет по НИР

Повышение эффективности воздействия ГРП на продуктивный пласт АЧ

Повховского месторождения

К.т.н., доцент Инякина Е.И

:

.

Руководитель доцент кафедры РЭНГМ Инякина Е И

40