Оценка влияние геолого-физического строения пласта на результаты проведения ГРП

Автор: Инякина Е.И., Жумамаев М.О., Мавиембердин Д.С., Мелешенко А.С., Чаленков Э.С.

Журнал: Академический журнал Западной Сибири @ajws

Рубрика: Природопользование

Статья в выпуске: 1 (78) т.15, 2019 года.

Бесплатный доступ

В настоящее время прогнозы развития топливной промышленности России на ближайшие несколько десятков лет со всей очевидностью свидетельствуют о том, что нефть и газ останутся на первом месте в энергетическом балансе страны. Однако в последние годы на месторождениях Западной Сибири наблюдается замедление роста добычи нефти. С целью поддержания добычи на достигнутых уровнях в эксплуатацию вовлекаются все большее количество низкопродуктивных неоднородных пластов и пропластков. Разработка таких залежей ведется с применением методов интенсификации притока пластовой жидкости к забоям добывающих скважин, наиболее распространенным из которых является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Эта технология позволяет существенно повысить продуктивность скважин, вследствие создания канала высокой проводимости, соединяющего продуктивную часть пласта со скважиной. В результате проведения ГРП на скважинах Красноленинского месторождении происходит не только интенсификация добычи нефти, но и вовлечение в разработку запасов, которые находились в зонах или участках пласта в силу ряда причин неохваченными разработкой, что является актуальным и для других месторождений Западной Сибири.

Еще

Месторождение западной сибири, геологические условия, коэффициент извлечения, выработка запасов, регулирование разработки, методы интенсификации притока, гидравлический разрыв пласта

Короткий адрес: https://sciup.org/140242244

IDR: 140242244

Текст научной статьи Оценка влияние геолого-физического строения пласта на результаты проведения ГРП

С целью исследования влияния ГРП на процесс нефтеизвлечения в условиях разработки пласта ЮК, был проведен анализ имеющейся геолого - геофизической и промысловой информации. В качестве объекта исследований рассмотрена залежь нефти ЮК 10 , в пределах которой произведен основной объем работ по гидроразрыву пласта. За исследуемый период в течение, которого на скважинах объекта ЮК10 (без учета 150 скважин, совместных с ЮК 11 ) было проведено 739 скважино-операций, что составляет 71,7% от общего объема работ по ГРП, выполненного на месторождении. Предваряя анализ выполненных работ, необходимо отразить некоторые характерные особенности геологического строения пласта ЮК10, а также ситуации, сложившейся с разработкой данного объекта. Геологогеофизические характеристики залежи шеркалин-ской свиты на первый взгляд весьма благоприятны для их эффективной разработки: значительные толщины пласта до 25 м, достаточно высокие значения проницаемости (по керну – 60,2 мД, по ГИС – 110,3 мД), умеренная степень содержания глин в интервалах разреза. Вместе с тем, следует отметить существенную неоднородность продуктивной толщи пластов по проницаемости: диапазон изменения фильтрационных свойств коллектора весьма широк (от 1 до 1050 мД), коэффициент вариации составляет 1,55. Так, в разрезе встречаются как низкопроницаемые пропластки, так и участки «суперколлектора» с высокими фильтрационными свойствами. Несмотря на благоприятную, казалось бы, структуру запасов, в эксплуатации пласта ЮК 10 сложилась весьма сложная ситуация: при высоком значении текущей обводненности, достигающей 90,6%, величина отбора нефти от начальных извлекаемых запасов немного превышает 40%. На фоне низких темпов отбора (0,96%) от НИЗ текущий коэффициент нефтеотдачи составляет всего 11,4%. Остается неблагоприятной ситуация и с использованием пробуренного фонда скважин, из числа которых только 29% пребывают в категории действующих. Присутствие в разрезе коллекторов с аномально высокими фильтрационно-емкостными свойствами, имеющего признаки гидрофобной среды, высокая обводненность продукции – все эти факторы в обычных условиях являются аргументами против применения ГРП, т.к. создают предпосылки для ухудшения динамики обводнения скважин, т.е. должны оказать негативное влияние на нефтеотдачу пласта.

Первые работы по интенсификации притока с применением гидроразрыва на пласт ЮК10 Талин-ской площади Красноленинского месторождения были выполнены в 1996 г. К настоящему времени объем проведенных мероприятий по ГРП составляет 1258 скважино-операций. Гидроразрыв пласта осуществлялся силами сервисных предприятий: «Катконефть», «Halliburton», «Schlumberger», «SPI», «Frackmaster», «Newco». Дополнительная добыча нефти от проведенных мероприятий по ГРП (по данным отчетности ОАО «ТНК-Нягань» (ОАО «Роснефть»), получена в первый год после проведения работ и составляет 1962,6 тыс.тонн [1, 2].

С целью определения удельной эффективности, проведения гидравлического разрыва пласта в скважинах на начало 2016 г., эксплуатирующих Талин-скую площадь Красноленинского месторождения был выполнен анализ мероприятий. Удельная эффективность определялась как отношение дополнительной добычи нефти от выполнения ГРП на количество обработанных скважин. В целом по Красноленинскому месторождению, в 83,1% случаев объектом работ по ГРП являются эксплуатационные скважины. Анализируя показатели удельной эффективности на начальной стадии внедрения ГРП по годам видно, что хороший результат был достигнут 1997 г. Это значит что на начальном этапе внедрения технологии ГРП, скважины кандидаты подбирались более тщательно, чем в последующие годы. Динамика удельной эффективности стремительно падала с отметки в 7,5 отмеченной в 1998 г., до отметки 1,6 уже в следующем году. В последующие годы неплохие показатели эффективности отмечаются в 2004 и в 2005 г., с отметками 2,6 и 2,4 тыс.тонн на скважину, соответственно. С 2005 и по 2008 г. этот показатель не превышает отметки 1,8 с минимальным значением 1,2. Все это говорит о том, что операции последних лет значительно проигрывают в эффективности, скорее всего связано с исчерпанностью подходящих скважин для технологии гидравлического разрыва пласта. В связи с этим назрела необходимость в пересмотре как самой технологии проведения ГРП, так и идеологии подбора скважин для ГРП. Поэтому, в конце 2010 г. компанией принято решение о применении технологии ГРП «нового дизайна». Отличие технологии ГРП «нового дизайна» от технологии ГРП «старого дизайна» заключается в следующем: по технологии «старого дизайна» в пласт закачивали до 20 тонн проппанта, при этом в пласте создавали узкие до 4-5 мм по ширине и длинные до 50 м трещины; по технологии «нового дизайна» в пласте создавались трещины по ширине 5–7 мм и длинной 80– 90 метров. Расход проппанта по технологии «нового дизайна» составлял от 20 до 50 тонн. Доказательством большей эффективности гидравлического разрыва пласта «нового дизайна» являются результаты, полученные по скважинам, с проведением ГРП в 2011 г. Так, входной средний дебит нефти вырос почти в 2 раза (с 7,7 т/сут в 2002 г.) до 15,2 т/сут в 2006 г.). Удельная эффективность ГРП в 2008 г. увеличилась в 3 раза по сравнению с предыдущим периодом и достигла показателей эффективности 1998 года применения ГРП. За период с 2010 по 2015 гг. удельная эффективность на одну скважино - операцию при проведении работ по ГРП почти стабильна – от 1,2 до 1,8 тыс.т/скв, превышая значения 2006 и 2007 гг. с отметкой 0,9 [3-9].

Таким образом, полученные результаты геолого-промыслового анализа показали, что из числа апробированных на месторождении технологий для условий пластов шеркалинской свиты Талинской площади ГРП является тем инструментом, многократное применение которого, в независимости от текущей ободнённости продукции скважин, будет способствовать  перемещению  заблокированной нефти к забоям добывающих скважин. Прогнозная технологическая эффективность 6,6 тыс.тонн на операцию, совокупный эффект увеличения нефтеотдачи может достигнуть до 18% [4, 10-11].

Список литературы Оценка влияние геолого-физического строения пласта на результаты проведения ГРП

  • Алиев З.С., Мараков Д.А., Котляров В.Н., Самуйлова Л.В. Практическая нецелесообразность и невозможность исследования горизонтальных газовых скважинна стационарных режимах фильтрации//Газовая промышленность. 2014. № 1 (701). С. 44-48.
  • Брусиловский А.И. Теоретические основы фазовых превращений углеводородных смесей. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010.
  • Гриценко А. И., Островская Т.Д. и др. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем. М.: Недра, 1995. 432 с.
  • Инякин В.В., Грачев С.И. Оценка результатов испытания и газогидродинамических исследований нижнемелового продуктивного комплекса//Нефть и газ Западной Сибири. ТюмГНГУ. 2015. С. 222-226.
  • Томская Л.А., Краснов И.И., Мараков Д.А., Томский И.С., Инякин В.В. Изоляционные технологии ограничения газопритоков в нефтяных скважинах месторождений Западной Сибири//Вестник Северо-Восточного федерального университета им. М.К. Аммосова. 2016. № 3 (53). С. 50-60.
  • Инякина Е.И., Мамчистова Е.И. и др. Влияния неравномерности ввода залежей в разработку на величину конденсатоотдачи//Научный форум. Сибирь. 2015. Т. 1, № 1. С. 47-48.
  • Островская Т.Д., Инякина Е.И., Краснов И.И. Влияние воды на извлечение углеводородов из пласта при разработке газоконденсатного месторождения//Научный форум. Сибирь. 2018. Т. 4, № 2. С. 5-7.
  • Инякина Е.И., Краснов И.И., Инякин В.В. Опыт разработки нефтегазоконденсатных месторождений с осложненной геологофизической характеристикой//Нефть и газ: опыт и инновации. 2017. Т. 1, № 1. С. 41-56.
  • Инякина Е.И., Иванова М.С., Краснов И.И. Результаты исследования физико-химических свойств нефти и газа нефтегазоконденсатных месторождений//Научный форум. Сибирь. 2018. Т. 4. № 2. С. 30.
  • Островская Т.Д., Инякина Е.И., Краснов И.И., Ваганов Е.В. Результаты исследования скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи//Научный форум. Сибирь. 2018. Т. 4, № 2. С. 16.
  • Инякина Е.И., Томская В.Ф., Шавалеева А.А., Варламов В.В. Оценка эффективности разработки нефтегазовых залежей Среднеботуобинского месторождения//Научный форум. Сибирь. 2018. Т. 4, № 1. С. 26-27.
Еще
Статья научная