Геологическое строение Самотлорского месторождения

Для количественной характеристики потерь жидкости применяется коэффициент фильтруемости, в котором учтены порода пласта, свойства жидкости и параметры жидкости разрыва.

Несущая способность по проппанту.

Несущая способность по проппанту является функцией подачи насоса, вязкости, концентрации песка и трения о поверхность трещины разрыва. Во время гидроразрыва на проппант действуют как вертикальная, так и горизонтальная составляющие вектора скорости. Горизонтальная составляющая обычно гораздо больше вертикальной, благодоря чему проппант перемещается вместе с жидкостью. Как только работа насоса прекращается, проппант будет оседать до тех пор, пока трещина не сомкнется.

Полимерсшитые жидкости имеют очень большую вязкость и образуют с проппантом почти идеальную суспензию, что позволяет заполнить проппантом весь объем трещины. В маловязких системах, например, в жидком CO2, для получения взвеси частиц проппанта используется турбулентоность.

Трение.

При проведении гидроразрыва до половины мощности механизмов, сосредоточенных на площадке, может затрачиваться на преодоление трения в НКТ. Некоторые жидкости проявляют большую силу трения, чем другие. Кроме того, трение тем выше, чем меньше диаметр труб. Учет трения жидкости и требования по расходу при проектировании гидроразрыва не менее важны, чем ограничение по давлению или совместимость с пластом. На основании информации по большому количеству гидроразрывов были составлены графики давления, которые помогут при проектировании энергетических потребностей процесса.

Безопасность.

При выборе жидкости разрыва помимо опасности высокого давления, присутствующего при любом ГРП, следует учитывать также пожароопасность и токсичность жидкости.

Удаление и определение количества жидкости.

Возврат скважины на добычу после гидроразрыва требует тщательного планирования. Если давление на забое скважины недостаточно для того, чтобы скважина начала добывать сама, можно газифицировать жидкость, создав этим дополнительную знергию и понизив статическое давление. Некоторые жидкости разрыва, как жидкий CO2 или пены, удаляются очень быстро и с определением их объема.

3.4 Расклинивающие материалы (проппанты)

Проппанты и расклинивание трещин разрыва.

Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость, созданную путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов:

1) типа, размера и однородности проппанта;

2) степени его разрушения или деформации;

3) количества и способа перемещения проппанта.

Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов :

Свойства расклинивающих агентов.

Размеры и однородность

- с уменьшением предельных размеров частиц материала увеличивается нагрузка, которой он может противостоять, что способствует устойчивости проницаемости заполненной проппантом трещины.

- при нулевом напряжении смыкания проницаемость керамического проппанта 20/40. Одна из причин этого - более однародная, по сравнению с песком, сферичность керамических частиц.

- значительное содержание мелких частиц (пыли) в песке может существенно понизить проницаемость трещины разрыва. Например, если через сито 40 проходит 20% частиц проппанта 20/40, проницаемость снизится в 5 раз.

- проницаемость песка 10/16 примерно на 50% выше проницаемости песка 10-20.

- оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике Американского Нефтяного Института (API RP 56) .

Прочность

При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального напряжения в скелете породы пласта происходит существенное снижение проницаемости проппантов. Как видно из графиков долговременной проницаемости проппантов, при напряжении смыкания 60 Мпа проницаемость проппанта 20/40 "Carbo-Prop" значительно выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания примерно 32 Мпа кривые размеров частиц для всех обычных песков быстро падают.

Прочность песчанных зерен колеблется в зависимости от места происхождения песка и предельных размеров частиц.

Термохимическая стабильность

Все применяемые проппанты должны быть, по возможности, химически инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температутам.

Стоимость

Наиболее дешевым проппантом является песок. Высокопрочные проппанты, например, агломерированный боксит или песок со смолистым покрытием, гораздо дороже. Оценку их применимости следует делать на основании индивидуального экономического анализа по данной скважине.

Испытание на проницаемость.

При выборе необходимых типов и размеров проппанта весьма важно определить его проницаемость.

Прежде при испытаниях проппантов применялись камеры радиальной фильтрации. Однако некоторые принципиальные сложности-явления, связанные с течениями, не подчиняющимися закону Дарси, и весьма низкие, не поддающиеся измерению, перепады давления не позволяли получать надежные результаты испытаний. Несовершенство радиальных камер привело к разработке линейных фильтрационных камер.

Долговременная проницаемость.

Принципиальным недостатком методики АНИ является то, что она дает результаты только по кратковременной проницаемости. На промыслах было обнаруженно, что прогнозная добыча очень редко соответствовала фактической. Тому есть много причин, но главной причиной являлись чересчур оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные при прогнозировании.

3.5 Типы проппантов

Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.

Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.

Керамические проппанты

Существует два типа керамических проппантов: агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.

Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85% Al2O3. Остальные 15% составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.

Керамики промежуточной плотности

Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15.

При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.

Керамики низкой плотности

Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49% Al2O3 , 45% SiO2 , 2% TiO2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72 , то-есть они наиболее распространенные проппанты благодоря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.

3.6 Техника и технология ГРП

Техника ГРП.

При проведении операции по обработке скважины гидравлическим разрывом пласта участвует большое количество различной техники. Ниже приводится ее описание.

Оборудование капитального ремонта скважин. Прежде, чем провести процесс гидроразрыва, необходимо подготовить скважину. Для этих целей существуют несколько бригад КРС. В их задачи входят спуско-подъемные операции, изоляция обводнившихся пропластков (если таковые есть), если необходимо, изоляция отдельных пластов, установка пакера для изоляции затрубного пространства.

При всех этих операциях используется оборудование, применяемое любой бригадой по капитальному ремонту скважин, как например: агрегат А-50, и т.д.

Насосный агрегат - служит для транспорта проппанта, жидкости разрыва, создания давления в нагнетательной линии, а также на преодаление сил трения при транспортировке в скважину жидкости разрыва и проппанта.

Смеситель(блендер)-предназначен для перекачки различных жидкостей при высоких подачах (8->10 м3/мин) и постоянном давлении. Эти характеристики весьма важны для работ по гидроразрыву, для которых и была разработана конструкция смесителя. Смеситель подает жидкость под сравнительно низким давлением, приблизительно 700 кПа, к насосным агрегатам, которые закачивают жидкость под значительно более высоким давлением до 70 Мпа. Смеситель обеспечивает дополнительно возможность добавлять химреагенты и проппанты в процессе работы при концентрации песчанно-жидкостной пульпы до 2400 кг/м3. Без смесителя было бы очень сложно, даже невозможно, достижение такой комбинации скорости подачи и концентрации проппанта. Кроме того, смеситель может производить откачку обратно в емкость, откуда поступает жидкость, что позволяет готовить жидкости до их подачи на насосы высокого давления.

Песковоз-предназначен для погрузки проппанта, доставки проппанта к месту проведения ГРП, дозирования песка в растворе ГРП посредством ленты конвейера для подачи песка. Устройство установлено на шасси грузового автомобиля и оборудовано емкостью для песка и системой подачи песка для его разгрузки из емкости для песка в емкость смесителя. Конвейер приводится в действие гидравлическим способом и контролируется электроникой.

Автомобиль для перевозки химических реагентов. Служит для доставки, закачки хим.реагентов к скважине, а также дизельного топлива для заправки техники. Он также служит инструменталкой для небольших, особо важных на месторождении запчастей.

Передвижная станция "Йокогава"-предназначена для регистрации всех параметров ГРП, когда происходит этот процесс. Таковыми параметрами служат: давление в нагнетательной линии, давление в затрубном пространстве, подача проппанта, суммарное количество закаченного проппанта, подачи жидкости.

Трубовоз ГРП. Назначение трубовоза ГРП - перевозка труб, молотков инструмента и приспособлений, а также частей насоса. В дополнении к специальному устройству платформы для перевозки металлических изделий, на трубовозе находится кран. Этот кран используется для погрузки песка и установки манифольда и др.

Система регулирования подачи песка. Эта система разработана для регулирования скорости подачи песка в ленточных конвейерных системах путем автоматического изменения выходного сигнала, выдаваемого на гидравлическое управляющее устройство конвейера. Данная система предоставит оператору следующие возможности: ручное регулирование скорости подачи песка (кг/мин); автоматическая установка концентрации песка (кг/м3); или программирование и выполнение серий стадий, включая наклонную стадию. Для дальнейшего управления предусмотрен аварийный режим регулирования, который непосредственно управляет контроллером гидравлического конвейера, не требуя никакого сигнала обратной связи от скорости. Программное обеспечение этой системы является частью серии микроконтроллеров. Они включают в себя следующие системы: регулирование подачи песка, управление уровнем, управление жидкими добавками, управление сухими добавками и перемешивание с постоянной плотностью. Все программное обеспечение, разработанное для контроллеров, представляет собой систему сбора данных и управления в реальном режиме времени. Главный управляющий алгоритм для системы регулирования подачи песка - это прямое пропорциональное регулирование. Алгоритм использует величину погрешности между текущей скоростью подачи песка и требуемой скоростью для определения поправки на выходе для гидравлического контроллера конвейера.

Также для проведения ГРП используется различное оборудование, такое как, линия высокого давления для связи смесителя, насосных агрегатов со скважиной, специальное НКТ, пакер, буллиты для хранения воды, и т.д.

Технология ГРП.

По прибытию на скважину все необходимое оборудование устанавливается по схеме, показанной в приложении данного раздела. После установки оборудования, сборки нагнетательной линии, происходит опрессовка скважины. Опрессовка служит проверкой для собранной линии высокого давления. После опрессовки, если все в порядке с линией нагнетания, происходит процесс ГРП.

Сам процесс ГРП можно разделить на три стадии:

Создание трещины. Чтобы создать трещину в пласте, необходимо увеличить фактор разрыва пород. Это достигается закачиванием в пласт определенного раствора в темпе, более быстром, чем тот при котором пласт мог бы принять. Давление закачиваемой жидкости увеличивают до тех пор, пока не возрастают силы сжатия в пласте, и порода не разрывается.

Поддержание ее в открытом состоянии. Когда появляется трещина, в раствор добавляют проппант, который потоком жидкости уносится в нее. Концентрация проппанта будет возрастать пока не обеспечит хорошую герметичность трещины. Когда процесс закончен, давление снижается, проппант удерживает трещину в открытом положении и проводит пластовые жидкости.

Откачка из скважины раствора ГРП. Прежде, чем начать добычу нефти из скважины после ГРП, следует откачать раствор, применявшийся для ГРП. Из раствора ГРП необходимо извлечь загущающиеся добавки. Глубинные температуры могут превратить этот раствор в пар, тем самым облегчая его извлечение. Все загущенные растворы, закачиваемые в скважину, имеют точку разрыва, поэтому важно следовать схеме.

3.7 Методика оценки эффективности

Общие положения.

Как и большинство известных методик, используемая методика основана на определении характеристик вытеснения по известным фактическим данным о добыче нефти и жидкости, используемых затем при построении базового варианта (без ГТМ), для последующего сравнения его показателей с фактическими данными (после ГТМ). Отличием данной методики от известных является то, что благодаря использованию при аппроксимации фактических показателей функциональных зависимостей весьма общего вида удалось снизить число рассматриваемых зависимостей до двух. При этом в основе своей, обычно используемые зависимости различных авторов являются частными случаями двух данных и поэтому обладают, как правило, более низкими аппроксимирующими свойствами. Дополнительно используемая процедура уточнения результатов позволяет более точно подобрать фильтрационные и емкостные параметры настраиваемых зависимостей. Автоматический режим выбора определяемых параметров не исключает возможности для пользователя выбирать ручной режим настройки по конкретной зависимости и (или) по заданному числу последних точек истории.

Модельное обоснование.

Обычно для выбора базового варианта используются методики, сводящиеся к аппроксимации фактических показателей функциональными зависимостями в таких переменных, как текущая или накопленная добыча нефти и жидкости, обводненность продукции и т.п. Как правило, эти зависимости представляют собой уравнения линейной регрессии в той или иной специально выбранной системе координат, а коэффициенты этих уравнений являются определяемыми параметрами. Применяются, впрочем, и зависимости с нелинейно присутсвующими неизвестными параметрами. Многие методики оценки эффективности, основанные на аппроксимации текущих величин добычи нефти, воды, обводненности и т.п от времени описываются зависимостями специального вида (например, стандартное описание текущей добычи нефти кривыми падения добычи - "decline analysys"), которые очень чувствительны к влиянию технологических причин : запланированные или случайные остановки скважин, изменение режимов работы скважин. По этой причине следует отдавать предпочтение методикам, в которых такое влияние малосущественно. Одной из основных причин в данном контексте является зависимость Qн(Q) - накопленной добычи нефти Qн от накопленной добычи жидкости Q, для которой влияние многих технологических причин проявляется во времени, как правило, лишь в изменении скорости пробегания точкой (Q(t), Qн(t)) кривой Qн(Q) при неизменном виде последней. Тем самым можно говорить, что в терминах данной зависимости, в основном, учитываются фильтрационные свойства дренируемой части пласта. Более того, почти все существующие "именные" зависимости могут быть переформулированны в терминах функции Qн(Q), и коэффициенты соответствующих уравнений линейной регрессии будут входить в нее уже нелинейно. По этой причине соответствующие методики должны считаться методикой одного типа, сводящейся к нахождению зависимости Qн(Q), и различаться при этом лишь конкретным видом этой функции и упрощенным (сведение к линейной регрессии) способом определения ее параметров. Некоторые считающиеся различными методики - например, методики Ревенко и Казакова - можно привести при этом к одной и той же зависимости Qн(Q), и тем самым они являются совпадающими в указанном смысле. Именно нахождение зависимости Qн(Q) и лежит в основе используемой в данной программе методики выбора варианта при оценке эффективности ГТМ. Особенно важен тот факт, что в данной методике отсутствует излишняя двойная процедура перехода сначала от поверхностных к пластовым, а затем от пластовых к поверхностным условиям. Несложно показывается эквивалентность рассматриваемых задач определения параметров эмпирических зависимостей Qн(Q) или Qн(t) в пластовых и поверхностных условиях, что и дает основание для использования в программе только поверхностных величин, измеряемых в соответствующих массовых или объемных единицах.

Аналитические зависимости:

Приведем список используемых обозначений. Физические размерности соответствующих величин предполагаются согласованными.

qн, q=qж - добыча нефти и жидкости;

qв=q-qн - добыча воды;

dв=q-qн - дебиты нефти и жидкости;

dв=d-dн - дебит воды;

Qн, Q=Qж - накопленная добыча нефти и жидкости;

Qв=Q-Qн - накопленная добыча воды;

Qо - подвижные запасы;

f=qв/q - (средняя) обводненность;

"n" - индекс значения соответствующей величины в последней точке истории;

М - число точек истории, по которым определяются параметры зависимостей.

Вариант Qн(Q)

1.Используемые в методике для аппроксимации Qн(Q) две аналитические зависимости являются весьма общими в том смысле, что содержат в себе как частные случаи почти все известные зависимости.

Первая из них, LR - зависимость

Qн=Qо-(Qо-QHn)*exp{-I*(Q/Qн-I)-r*ln(Q/Qn)}

дает при r = 0 формулу Лысенко, а при I = 0 зависимость Ревенко. Анологично частными случаями данной зависимости являются зависимости Камбарова, Борисова-Пирвердяна, Казакова.

Вторая зависимость, названная АВ для простоты, записывается в виде:

(Qо-QHn)*(QH-QHn)/(Qо-QH) = A*(Q-Qn) + B*(QH-QHn),

обобщает ряд известных зависимостей (например, зависимость Назарова - Сипачева). В зависимостях LR и AB определяемыми величинами являются, соответственно, параметры:

Qо, I, r и Qо, A, B.

2. После настройки параметров зависимостей LR и AB в данной методике осуществляется дополнительная корректировка настройки в рамках следующей идеологии:

дренируемые запасы скважины считаются состоящими из 2-х частей, в которых вытеснение описывается зависимостями LR и AB, соответственно определяют доли m и l-m этих частей запасов с одновременным уточнением величины самих подвижных запасов. Такой автоматический "анализ-уточнение" используемых зависимостей в терминах статистических критериев, содержащих среднеквадратичные отклонения, не позволяет однако (как и во всех прочих методиках) осуществлять оптимальный выбор числа точек истории, по которым велась бы настройка параметров зависимостей. Вместе с тем может оказаться, что при настройке по всем точкам истории одна из рассматриваемых зависимостей лучше будет описывать начальный этап вытеснения, а вторая - конечный, и тогда автоматическое уточнение приведет к зависимости, хорошо описывающий весь этап истории. Именно это рассуждение может служить достаточным обоснованием выбора всех точек истории в качестве точек настройки.

Данный пример приводит в итоге к единой зависимости Авто, для которой пользователю остается выбрать оптимальное число точек настройки, используя для этого либо статистические критерии, либо средства визуализации.

К числу статистических критериев по степени значимости относятся:

а) выбор интервала настройки из условий минимальной среднеквадратичной ошибки в интервале стабилизации прогнозной величины подвижных запасов нефти;

б) выполнения условия стабилизации величины подвижных запасов в интервале прогноза;

в) выполнения условия минимальной величины среднеквадратичного отклонения в интервалах прогноза.

Варианты Qн(t) и dн(t)

Основной вариант, описанный выше, может давать надежные прогнозные данные при значительной (более 45%) обводненности продукции. При малых значениях обводненности для получения базовых уровней добычи в качестве основной выбирается зависимость Qн(t) - накопленной добычи нефти от времени и dн(t) - дебита нефти от времени, определение параметров которых можно проводить как в обычном, так и в "накопленном" времени, учитывающем только реальное время работы скважины. Эти два варианта эквивалентны нахождению кривых падения текущей добычи нефти и текущего дебита нефти, соответственно. Использование в расчетном блоке зависимостей LR и AB и Авто существенно расширяет класс кривых, обычно используемых в стандартном анализе падения добычи нефти. Из указанных выше двух вариантов предпочтительней для прогноза пользоваться характеристикой dн(t), потому что используемая при анализе кривых падения величина добычи нефти Qн(t) очень чувствительна к изменению времени работы скважины.

Расчет дополнительной добычи нефти и программная реализация.

Определение дополнительной добычи нефти за счет внедрения мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов.

Дополнительная добыча нефти за счет подключения ранее недренируемых запасов (за счет увеличения нефтеотдачи) определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто на объекте (из скважины) при базовом режиме разработки (прогнозируемом по характеристикам вытеснениям с учетом фактического темпа отбора жидкости), из объема фактически добытой нефти за отчетный период.

Определение дополнительной добычи нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта.

Дополнительная добыча нефти за отчетный период за счет внедрения новых технологий, обеспечивающих увеличение темпов отбора жидкости (интенсификация разработки), определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто на объекте (из скважины) при базовом режиме разработки (прогнозируемом по характеристикам вытеснениям с учетом темпа отбора жидкости, существовавшего до внедрения мероприятия), из объема добытой нефти, вычисленной по прогнозной характеристике вытеснения при фактическом темпе отбора жидкости.

Дополнения и частные определения.

Расчет эффективности работ по внедрению новой техники с расщеплением объема дополнительной добычи нефти на составляющие (интенсификация - нефтеотдача), включая определение сокращения объемов попутно добываемой воды, возможен лишь при настройке модели по варианту Qн(Q). В случае невозможности такового расчет базового варианта осуществляется по дебитному варианту. При этом считается возможным расчет только суммарного прироста дополнительно добытой нефти.

При производстве работ на скважинах, ранее не находившихся в фонде освоения, возвратные скважины), при расчете базовой добычи нефти необходимо придерживаться следующей последовательности:

Ю выбираются скважины аналоги.(как правило, это ближайшие скважины, характеризующиеся сходными геолого-геофизическими характеристиками, идентичными условиями вторичного вскрытия);

Ю эффективность ГТМ на искомой скважине определяется по соотношению: DQн=Qжфакт. * (fнфакт. - fна) ,где

DQн-прирост добычи нефти за отчетный период;

Qжфакт.-фактический дебит жидкости скважины, в которой проведены работы, за отчетный период;

fнфакт.-фактическая доля нефти в продукции скважины за отчетный период;

fна-доля нефти в скважине, выступающей в качестве аналога;

В случае отсутствия представительных данных об истории разработки за период, предшествующий производству работ, и невозможности определения базовой добычи эффект от производства работ по интенсификации притока определяется по формуле:

DQн=Qжфакт. - Qжбаз. * fнфакт. ,где

Qжбаз. (базовая добыча жидкости) - может быть принята по скважинам аналогам.

3.8 Анализ эффективности проведенных работ по ГРП

Работы по гидроразрыву пласта проводились на трех основных объектах. В целом успешность работ составила 93.7% (из 253 скважин зафиксированно увеличение добычи нефти по 237). По объекту АВ13 количество успешных скважин 94 из 100, что соответственно равно 94% (78 успешных скважин из 86), по объекту БВ10 достигнута самая высокая успешность 96.9% (из 65 скважин только в 2 произошло снижение добычи нефти).

Для дальнейшего анализа продуктивные отложения объектов, стимулированных ГРП, поделим на два типа: 1-наличие в разрезе ГСК; 2-представлен коллекторами классов ПК, СПК.

По объектам группы АВ гидроразрыв пласта проводился приемущественно в коллекторах классов ПК, СПК. По объекту АВ13 доля таких скважин от общего числа составляет 65%, по объекту АВ2-3 - 75%. По объекту БВ10 наибольшее число проведенных операций приходится на коллектора классов ПК и СПК - 85%. Таким образом, скважины подбирались приемущественно в зонах трудноизвлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти.

Успешность производства работ по скважинам с разделением продуктивных отложений по типам пород приведена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 (а)

Рисунок 3.1 (б)

По всем объектам отмечается высокая успешность ГРП в разрезе 2 типа (ПК,СПК): АВ13 - 98.5%, АВ2-3 - 92.2%, БВ10 - 98.2%. В скважинах, вскрывших разрез с присутствием ГСК, успешность оказалась несколько ниже: АВ13 - 85.7%, АВ2-3 - 86.3%, БВ10 - 90%.

Рисунок 3.1 (с)

В рамках данной работы был проведен расчет дополнительной добычи нефти по скважинам от проведения ГРП. Распределение объемов дополнительной добычи и фонда стимулированных скважин по годам и по объектам приведено в таблице 3.2 (в расчет взяты скважины, ГРП по которым выполнен на 1.01.1995 г.). Очевидно, что производство работ способствовало увеличению добычи нефти из скважин. По объектам АВ13 и АВ2-3 наблюдается рост дополнительной добычи в течении всего рассматриваемого периода. По объекту БВ10 пик добычи приходится на 1993 г.

Рисунок 3.2 иллюстрирует применительно к основным продуктивных объектам приведенную к единой дате динамику приростов дебитов нефти по скважинам, стимулированных ГРП.

По объекту АВ13 в первые месяцы после ГРП прирост дебита нефти составляет около 20 т/сут, через год его величина снижается на 30% (14-15 т/сут), а к концу анализируемого периода (3 года) уменьшается в 2 раза (до 10 т/сут).

По объекту АВ2-3 разброс значений прироста дебита во времени относительно высок и, практически на протяжении всего периода колеблется на уровне 12 т/сут, снижаясь на последнем отрезке анализируемого периода (через 2.5 года) до 9-10 т/сут.

По объекту БВ10 в первый год после ГРП прирост дебита нефти находится в диапазоне 20-25 т/сут, через 2 года его величина снижается примерно на 20% (17-18 т/сут), а к концу анализируемого периода (3 года) уменьшается до 15-16 т/сут.

Таким образом, проведенный анализ показал, что эффект от ГРП, проводимого СП "Самотлор Сервисиз" в условиях Самотлорского месторождения, достаточно стабилен, прирост дебита нефти составляет в среднем порядка 15-20 т/сут, и продолжительность его не ограничивается анализируемым периодом (3-3.5 года).

Оценивая эффективность гидроразрыва, следует иметь в виду две его составляющие - эффект от интенсификации добычи (который проявляется увеличением дебита скважин по жидкости) и эффект от увеличения нефтеотдачи (иллюстрацией которого является замедление темпов обводнения продукции скважин, стимулированных ГРП).

Рисунок 3.2 (а)

Рисунок 3.2 (б)

Рисунок 3.2 (с)

Ниже рассмотрена динамика дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП и динамика их обводненности.

Динамика дебитов скважин по жидкости. Рисунок 3.3 иллюстрирует динамику прироста дебитов жидкости скважин, стимулированных ГРП по основным объектам производства работ. Дебиты скважин приведены к одной дате.

По объекту АВ13 в первые месяцы после ГРП прирост дебитов жидкости составляет около 30 т/сут на скважину. Темп падения прироста изменяется от 28% в первом году после производства работ до 25% к концу анализируемого периода. Таким образом, за 3 года наблюдается снижение прироста дебита жидкости примерно вполовину. По объекту АВ2-3 отмечается стабилизация прироста дебита жидкости на протяжении всего рассматриваемого периода, величина его составляет примерно 17т/сут. По объекту БВ10 после производства работ в течении первого года величина прироста дебита жидкости равна 35-40 т/сут на скважину, к концу анализируемого периода (3 года) еговеличина снижается примерно вдвое (до 20 т/сут).

Рисунок 3.3 (а)

Рисунок 3.3 (б)

Рисунок 3.3 (с)

Определяющее влияние на динамику дебитов жидкости при проведении ГРП оказывает энергетическое состояние залежи. Рассмотрим динамику дебитов жидкости и пластовых давлений на нескольких конкретных примерах.

В зоне скважины 1286 (пласт АВ13) до производства ГРП пластовое давление было на уровне первоначального (180-200 атм.). После производства работ (01.93) было отмечено резкое падение пластового давления (до 140 атм.), что повлекло за собой снижение дебита. Скважина находится в зоне стягивания вдали от линии нагнетания. При переводе под закачку в июле 1995 года близлежащей скважины 16850 пластовое давление выросло до 180 атм., что близко к значению пластового давления в скважине до производства ГРП. В результате наблюдается рост дебита жидкости. Обратные примеры отмечены в скважинах 1453, 27307 того же объекта. Здесь производство ГРП повлекло за собой снижение пластового давления не компенсированное мероприятиями по интенсификации системы заводнения. В результате достигнутое в первые месяцы после ГРП значительное увеличение дебитов жидкости через 1.5-2 года было сведено к минимуму.

Анологичная картина наблюдается и по объекту БВ10. Здесь в зонах скважин 12284, 12898 удовлетворительное энергетическое состояние залежи (обеспеченное запуском под закачку скважин 30254, 60428, 12034, 12032) обусловило стабильно высокие приросты дебитов жидкости. В то время как по скважине 12239 в результате ГРП дебит скважины по жидкости увеличился в два раза, затем, из-за падения давления, через 1.5 года дебит снизился на уровень значения до производства стимуляции.

Таким образом, проведенный анализ показал, что в первые месяцы после производства ГРП прирост дебита скважин по жидкости составляет в среднем 25-30т/сут. Дальнейшая его динамика определяется энергетическим состоянием залежи в районе производства работ. В силу чего, величина этой составляющей эффекта во многом зависит от степени реализации проектных решений в области ППД. Очевидно, что производству ГРП должен сопутствовать комплекс мероприятий по интенсификации системы заводнения в районах массового производства работ.

Динамика оббводненности продукции скважин. Проведенный анализ свидетельствует о том, что влияние ГРП на динамику обводненности продукции скважин в целом положительно на всех продуктивных пластах (рис. 3.4-3.6) - кривая фактической обводненности проходит гораздо ниже базовой.

Рассмотрим динамику обводненности применительно к различным типам разреза, вскрытого скважинами, стимулированными ГРП.

Зависимости, приведенными на рисунках 3.4-3.6 иллюстрируют, что положительное влияние ГРП на динамику обводнения происходит, главным образом во 2 типе разреза (ПК и СПК), где обводненность скважин вследствии ГРП снижается в среднем на 20-30%. Тогда как в разрезе 1 типа (присутствие ГСК) изменения обводненности практически не происходит.

Рисунок 3.4

Рисунок 3.5

Рисунок 3.6

Стоит оговориться, что ввиду малого количества скважин с ГСК по пласту БВ10 и разницей во времени проведения в них работ характер кривой имеет скачкообразный характер. Поэтому в данном случае объективно можно судить об изменении динамики обводненности в течение двух лет после производства работ, когда в расчет принято наибольшее количество скважин.

Таким образом, положительное влияние гидроразрыва сказалось на позитивном изменении основных технологических показателей работы скважин. В результате проведения работ отмечается существенное увеличение дебитов скважин по жидкости а также снижение обводненности продукции скважин, вскрывших разрез представленный прерывистыми (с позиции гидродинамики) коллектором.

Из изложенного можно сделать вывод, что в ГСК эффективность работ по ГРП связана целиком с увеличением дебита скважин по жидкости, в то время в ПК, СПК гидроразрыв не только интенсифицирует приток из пласта жидкости, но и положительно влияет на характеристику вытеснения, что позволяет говорить о вовлечении в разработку недренируемых ранее продуктивных пропластков.

Поскольку эффективность процесса ГРП связана как с интенсификацией добычи, так и с увеличением нефтеотдачи, при расчетах использовался алгоритм, позволяющий выделить в суммарном объеме дополнительно добытой нефти отдельные составляющие, включающие объем прироста нефти, добытой за счет увеличения нефтеотдачи, обусловленной снижением обводненности, и за счет интенсификации притока, обусловленной ростом дебитов скважин. Из 253 рассматриваемых скважин расщепление эффекта было получено по 148, из них 58 скважин объекта АВ13, 59 скважин объекта АВ2-3 и 31 скважина объекта БВ10.

В таблице 3.3 приведены результаты расчетов по всем скважинам, где был проведен ГРП по состоянию на 1.01.1995г. Проведем анализ по рассматриваемым 253 скважинам.

По объекту АВ13 эффект от нефтеотдачи положителен в 36 скважинах (62%), из них в 28 случаях (78%) разрез представлен коллекторами классов ПК иСПК и в 8 (22%) - ГСК. Отрицательный эффект получен в 22 скважинах, из них в 14 (64%) вскрыты интервалы разреза, представленные ГСК, и в 8 (36%) - ПК.

По объекту АВ2-3 эффект от прироста нефтеотдачи положителен в 49 скважинах (83%), включая 41 скважину (84%), разрез которых представлен ПК и СПК, и 8 скважин (16%) с присутствием в разрезе ГСК. Отрицательный эффект получен в 10 скважинах (17%), из них в 5 скважинах (50%) вскрыты интервалы разреза, представленные ПК, и в остальных 5 (50%) - ГСК.

По объекту БВ10 прирост в нефтеотдаче получен в 22 скважинах (71%), вскрывавших разрез класса ПК. Отрицательный эффект от нефтеотдачи получен в 9 скважинах (29%): 6 скважин (67%) находятся в зоне развития прерывистого коллектора, в них перфорацией вскрыты интервалы пониженной нефтенасыщенности; 3 скважины (33%) содержат ГСК в кровле. Рассмотрим несколько характерных скважин.

В целом по всем объектам положительный эффект от нефтеотдачи получен в 107 скважинах (72.3% случаев), из них в прерывистых коллекторах - по 91 скважине (85%) и в ГСК по 16 скважинам (15%). Отрицательный эффект получен в 41 скважине (27.7% случаев), из них в ПК, СПК - по 25 скважинам (61%) и в ГСК по 16 скважинам (39%).