Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ современного состояния и оценка эффективности проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Анализ оптических методов контроля процессов разработки нефтяных месторождений 11
1.1 Обзор научно-технической литературы по методикам оценки эффективности МУН и ОПЗ 11
1.2 Обзор научно-технической литературы по технологии ГРП и методикам оценки его эффективности 14
1.3 Оптические методы контроля за МУН и ОПЗ 20
1.3.1 Основная терминология оптических методов исследования 20
1.3.2 Оптические свойства нефти 24
1.3.3 Сущность метода фотоколориметрии 26
1.3.4 Оптические свойства нефти при фильтрации в пористых средах 28
1.3.5 Оптические свойства нефти при вытеснении ее водой 29
1.3.6 Обоснование возможности применения оптических методов для интенсификации добычи остаточных запасов нефти 32
1.3.7 Рефрактометрические исследования нефти 36
1.3.8 Поляриметрические исследования нефти 38
1.3.9 Спектрофотометрические исследования нефти 39
1.3.10 Лабораторные исследования оптических свойств нефти. История исследований 40
1.3.11 Колориметрическая идентификация нефти, формирующейся в процессе разработки 43
Выводы к главе 1 47
Глава 2 Обоснование выбора объектов исследований 48
2.1 Краткая геолого-физическая характеристика рассматриваемых объектов 48
2.1.1 Павловская площадь 49
2.1.2 Зеленогорская площадь 50
2.1.3 Миннибаевская площадь 51
2.1.4 Березовская площадь 52
2.1.5 Северо-Альметьевская площадь 53
2.2 Этапы проведения исследований и подбор скважин-кандидатов для проведения ГРП на рассматриваемых объектах 55
2.3 Информация по исследуемым скважинам 58
2.3.1 ГРП на добывающих скважинах Павловской и Зеленогорской площадей 59
2.3.2 ГРП на нагнетательных скважинах Павловской и Зеленогорской площадей 61
2.3.3 ГРП на добывающих скважинах Миннибаевской, Березовской и Северо Альметьевской площадей 63
Выводы к главе 2 69
Глава 3 Разработка программы и комплексной методики проведения исследований 70
3.1 Условия проведения и подготовка к оптическим исследованиям проб нефти, отобранных до и после ГРП 71
3.2 Оборудование и приборы, используемые для проведения комплекса исследований по изменению свойств нефти в результате ГРП 74
3.3 Комплексная методика исследования изменения свойств добываемой нефти в результате проведения гидравлического разрыва пласта 77
3.3.1 Методика оптических исследований проб нефти до и после проведения ГРП 78
3.3.2 Методика исследования изменения компонентного состава и физико химических свойств нефти в результате гидроразрыва пласта 79
Выводы к главе 3 82
Глава 4 Результаты апробации комплексной методики исследования изменения свойств нефти как способа оценки эффективности проведения гидроразрыва пласта 83
4.1 Результаты комплексного экспериментального исследования эффективности ГРП на примере добывающих скважин Павловской и Зеленогорской площадей посредством анализа изменения оптических, физико химических свойств и состава проб добываемой нефти 84
4.2 Результаты исследований по оценке характера воздействия ГРП в нагнетательных скважинах на реагирующие скважины участка разработки на основе анализа изменения оптических свойств добываемой нефти на примере Павловской и Зеленогорской площадей 98
4.3 Результаты применения комплексного оптического метода контроля за эффективностью ГРП на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения на примере добывающих скважин Миннибаевской, Березовской и Северо-Альметьевской площадей 104
4.4 Результаты применения предложенной комплексной методики исследования изменения оптических свойств нефти при проведении гидроразрыва пласта для повышения точности прогнозирования назначения повторного ГРП 111
Выводы к главе 4 116
Заключение 117
Список сокращений и условных обозначений 119
Список литературы 120
Приложение А 140
Приложение Б 153
Приложение В 156
Приложение Г 158
Приложение Д 163
- Обзор научно-технической литературы по технологии ГРП и методикам оценки его эффективности
- Этапы проведения исследований и подбор скважин-кандидатов для проведения ГРП на рассматриваемых объектах
- Результаты комплексного экспериментального исследования эффективности ГРП на примере добывающих скважин Павловской и Зеленогорской площадей посредством анализа изменения оптических, физико химических свойств и состава проб добываемой нефти
- Результаты применения предложенной комплексной методики исследования изменения оптических свойств нефти при проведении гидроразрыва пласта для повышения точности прогнозирования назначения повторного ГРП
Обзор научно-технической литературы по технологии ГРП и методикам оценки его эффективности
Теоретические представления о процессе ГРП, как методе увеличения продуктивности скважин впервые были представлены в работе Ж. Кларка в 1948 году [25]. В 1957 году М. Хуберт и Д. Виллис представили работу, которая теоретически обосновывала механику трещинообразования в продуктивных отложениях [26]. Но наиболее основательно теория формирования и распространения трещин гидроразрыва разработана отечественными учеными Г.И. Баренблаттом, Ю.П. Желтовым и С.А. Христиановичем, которые получили аналитические зависимости для определения размеров горизонтальных и вертикальных трещин, образовавшихся посредством закачки фильтрующейся и нефильтрующейся жидкостей [27-30].
Впервые в нефтяной практике гидравлический разрыв был произведен в 1947 году в США. К концу 1955 года в США было проведено более 100 тыс. операций ГРП [26]. По мере совершенствования теоретических знаний о процессе и улучшения технических характеристик применяемого оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций ГРП достигла 90%. К 1968 году в мире было произведено более одного миллиона операций. В США максимум операций по стимулированию скважин с помощью ГРП был зафиксирован в 1955 году - около 4500 ГРП в месяц, к 1972 году число операций уменьшилось до 1000 ГРП в месяц, а к 1990 году стабилизировалось на уровне 1500 ГРП в месяц [31].
В отечественной нефтедобыче ГРП начали применять с 1952 года. Общее число ГРП в СССР в пиковый период 1958-1962 годы превышало 1500 операций в год, а в 1959 году достигло 3000 операций в год, которые имели высокие технико-экономические показатели [32].
Большое число исследований и публикаций конца 60-х годов прошлого века посвящены опыту применения ГРП и оценки его эффектинвости на различных месторождениях СССР (Азербайджан, Туркмения, Украина, Краснодар, Башкирия, Татарстан) [33-46]. На промыслах Татарстана метод ГРП стал применяться с 1954 года и до 1956 года носил исключительно экспериментальный характер. За это время опытным путем определились основные операции ГРП применительно к геологическим условиям Татарстана (в основном Ромашкинского месторождения), а также параметры применяемых при этом жидкостей и песка [24]. В 1991-1994 гг. на Ромашкинском месторождении были выполнены 190 гидроразрывов пласта, в том числе 19 на Абдрахмановской площади с целью оценки возможности интенсификации добычи нефти в поздней стадии в условиях многопластового объекта разработки [47]. В результате был сделан вывод, что метод ГРП является одним из высокоэффективных технологий по интенсификации добычи нефти и увеличения КИН слабопроницаемых коллекторов и песчаных пластов второй группы с низкой продуктивностью или вскрытых небольшим количеством скважин, когда организация заводнения представляет определенные трудности.
О.М. Карпова, Б.Г. Ганиев, Н.Ф. Гумаров [48] пишут, что на поздней стадии разработки площадей Ромашкинского месторождения всё наиболее широко применяется ГРП, как один из эффективных методов увеличения продуктивности добывающих скважин. В статье рассмотрены результаты повторных и большеобъёмных ГРП.
В работе Р.Р. Ибатуллина, А.В. Насыбуллина и О.В. Салимова [49] рассчитывается возможность применения гидравлического разрыва покрышки при циклической закачке пара в скважины Ашальчинского месторождения. Результаты расчетов показали, трещина вошла в верхние и нижние барьеры, но не прорвала покрышку.
Хисамов Р.С., Кандаурова Г.Ф. и другие в патенте «Способ гидроразрыва нефтяного пласта» [50] описали и привели эффективный пример проведения гидроразрыва пласта в терригенных заглинизорованных коллекторах с применением раствора глинокислоты, позволяя проводить интенсификационные работы, при этом не закачивая проппант в скважину, что удешевляет процесс ГРП. В свою очередь Юсифов Т.И. [51] предлагает применить комплексный подход к планированию операций ГРП для повышения его эффективность на глинистых залежах за счет применения технологий контроля высоты трещины ГРП и использования жидкости на нефтяной основе.
В работах А.А. Филиппенко и Ашихмин С.Г. [52,53] ГРП описывают как способ довыработки остаточных запасов нефти, как путем локализации остаточных запасов, так и путем применения направленного гидроразрыва пласта, который позволяет создать трещины с заданным направлением, ориентированных в одной вертикальной плоскости, позволяющий вовлечь данные запасы в разработку. В работе [54] рассматривается способ вывода скважин ООО «РН-Пурнефтегаз» из бездействия путем создания трещин ГРП, позволяя при этом достичь недренируемых зон с более подвижной нефтью и получить устойчивую гидродинамическую связь скважины с этими зонами.
А.Н. Янин и другие [55] оценивают эффективность гидроразрыва в водонефтяных зонах Пальяновской площади и предлагают с целью увеличения дебита и снижения обводненности в новых скважинах испытать улучшенные технологии гидроразрыва: J-FRAC, струйные ГРП, водоизолирующие ГРП, также сверлящую перфорацию с увеличенной длиной каналов. В статье [56] описывается подход, позволяющий прогнозировать обводненность скважины в зависимости от параметров ГРП и пласта. Данная методика дает возможность оценить обводненности скважины, не прибегая к относительно долгому и трудоемкому численному моделированию.
Собин А.М. в своей диссертации [57] указал, что при проведении мероприятий ГРП необходимо стремиться к созданию в каналах максимально высокой пропускной способности, но при этом параллельно учитывать продуктивный потенциал коллектора с целью минимизации затрат по мероприятиям. Автор дает рекомендации для эффективного проведения ГРП в зависимости от проницаемости коллектора.
В работах [58-66] описывается опыт активного внедрения технологии ГРП на Приобском, Вынгапуровском, Кошильском, Сибирском, Знаменского и других месторождениях таких регионов России, как Западная Сибирь, Республика Башкортостан, Пермский край и Самарская область. Применение различных модификаций технологии на объектах показало высокую технологическую эффективность, рост добычи, снижение обводненности и продолжительный эффект, что свидетельствует о подключении в разработку в результате ГРП ранее недренируемых запасов нефти. Коллектив авторов под руководством Парфенова А.Н. идею комбинированного проппантно-кислотного ГРП описал в своей работе [67] на объектах АО «Самаранефтегаз». В статье [68] была выполнена оценка эффективности КГРП за счет изменения коэффициента продуктивности, в зависимости от отношения забойного давления к давлению насыщения для скважин без проведения КГРП. В работе Насыбуллина А.В., Ибатуллина Р.Р., Салимова В.Г. и Салимова О.В. [69] проведены экспериментальные исследования определения констант скорости реакции карбонатных пород с кислотными жидкостями при КГРП.
Моделирование технологического процесса ГРП, направление развития и прогнозирование геометрии трещин ГРП рассмотрены во многих публикациях [70-86]. При этом авторы рассматривали применение различных программных продуктов для прогнозирования и моделирования технологического процесса ГРП с целью повышения качества и эффективности (FracProPT, Saphir NL, MFrac, MProd, Meyer). Была доказана зависимость эффективности ГРП от вязкости нефти и числа поперечных трещин, и выявлена зависимость эффекта ГРП от расположения скважин.
Общая характеристика применяемых методик оценки эффективности проведения ГРП приведена в работе [87]. Общепринятый подход к оценке технологической эффективности гидроразрыва пласта состоит в анализе динамики добычи нефти только обработанных скважин. При этом за базовые принимаются дебиты до ГРП, а дополнительная добыча рассчитывается как разница между фактической и базовой добычей по данной скважине. При принятии решения о проведении ГРП в скважине часто не рассматривается эффективность этого мероприятия с учетом всей пластовой системы и расстановки добывающих и нагнетательных скважин.
Одним из методов является подвариантный расчет технологических показателей разработки, базирующийся на физически содержательных математических моделях. В этом случае достаточно надежная адаптация расчетных показателей к фактическим возможна при наличии исходных физических параметров и длительной истории эксплуатации. При надежной адаптации метод позволяет определять изменения добычи по группам скважин, залежам и особо привлекателен возможностью количественной оценки взаимовлияния (интерференции) скважин. Точность результатов зависит как от надежности и полноты исходной информации, так и возможностей математической модели.
Этапы проведения исследований и подбор скважин-кандидатов для проведения ГРП на рассматриваемых объектах
При вступлении месторождений на позднюю стадию разработки активное заводнение способствует образованию многочисленных застойных зон, тупиков, слабо вырабатываемых участков и слоев с отличающимися по объемам значениями остаточных запасов нефти и промытых зон [138].
Одной из основных проблем разработки таких нефтяных месторождений на поздней стадии разработки является мониторинг выработки остаточных запасов нефти. Для более полной выработки остаточных запасов необходимы оценка типа вовлекаемых в разработку запасов нефти и выбор на её основе технологии нефтеизвлечения, полностью соответствующей геолого-промысловым условиям и требованиям конкретного объекта [136].
На сегодняшний день на разработанных месторождениях остаются довольно большие запасы углеводородов за счет неполного внедрения в разработку пластов, в которых нефть располагается в виде линзовых и экранированных строений, из-за сложных геологических условий объекта, а также за счет пленочной, капиллярно-удерживаемой нефти. Поэтому на сегодняшний день для решения данной проблемы необходимо разработать методику оценки механизма вытеснения остаточных запасов нефти [139].
Доля трудноизвлекаемых запасов в балансе запасов нашей страны постоянно растет наряду с многолетним снижением коэффициента нефтеизвлечения, который только в последние годы начал незначительно расти. Аудированные остаточные запасы ПАО «Татнефть» составляют более 1 млрд. тонн, при этом доля трудноизвлекаемых запасов выросла с 31% до 73% [140].
Компания ПАО «Татнефть» в последние годы уделяет особое внимание технологии ГРП (гидравлический разрыв пласта), расширяя объемы внедрения гидравлического разрыва пластов в низкопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах, как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, применяя различные разновидности данной технологии. За период с 2010 года по 2014 год в НГДУ ПАО «Татнефть» было проведено 2109 операций ГРП. В этом числе 1453 шт. в добывающих скважинах и 656 в нагнетательных скважинах.
Для различных типов коллекторов проводится различный вид разрыва пласта, проппантный или кислотный. Так из общего числа проведенных процессов – проппантный ГРП составил 2048 операций, а кислотный ГРП – 61 операция.
Наибольшее использование технологии ГРП наблюдается в НГДУ «Альметьевнефть» – 648 шт., НГДУ «Азнакаевскнефть» – 590 шт. Общая картина применения технологии ГРП по НГДУ компании ПАО «Татнефть» представлена в таблицах 2.2.1 и 2.2.2. За рассматриваемый период средний прирост дебита по жидкости в расчете на 1 скважину (по всем НГДУ) составил 10,84 м3/сут (в среднем наибольший прирост в НГДУ «Бавлынефть» – 22,3 м3/сут и менее остальных – 5,8 м3/сут в НГДУ «Ямашнефть»).
Средний прирост дебита по нефти в расчете на 1 скважину (по всем НГДУ) составил 3,73 т/сут (в среднем наибольший прирост в НГДУ «Азнакаевскнефть» – 5,28 т/сут и менее остальных – 2,16 т/сут в НГДУ «Прикамнефть»).
Количество закачиваемого проппанта при проведении процесса гидроразрыва, как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах в среднем по НГДУ одинаково и колеблется в пределах 8-10 тонн на 1 скважина-операцию.
Обоснование выбора объектов исследования и скважин-кандидатов описано автором (под руководством д.т.н., доцента И.А. Гуськовой) диссертационной работы в статьях и публикациях, а также в патенте РФ №2468450 [135-137,139,141-157].
В данной главе диссертационной работы описываются все этапы исследований, проводимых в течение 2011-2014 гг. в лаборатории кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Альметьевского государственного нефтяного института.
На объектах для проведения исследований по изменению оптических свойств нефти в результате проведения гидравлического разрыва пласта был подобран фонд скважин с учетом того, чтобы не были проведены в течении последних трех лет на данном фонде методы увеличения нефтеизвлечения, не производился дострел пластов, не включались в разработку новые пласты, на реагирующих скважинах не были проведены методы увеличения нефтеизвлечения в течение года, что могло «нарушить чистоту» проводимых исследований и экспериментов. Также учитывались критерии подбора скважин-кандидатов для проведения ГРП [158].
Для всех этапов была разработана программа отбора проб с рекомендованных скважин для проведения исследований изменения оптических свойств нефти в результате ГРП, а также была предложена и усовершенствована комплексная методика оценки изменения оптических свойств в результате гидравлического разрыва пласта на степень преобразованности добываемых запасов нефти, и, как следствие, новый подход к оценке технологической эффективности ГРП и направленности его воздействия. [134-137]. Программу и методику исследований рассмотрим более подробно в следующей главе диссертации.
Результаты комплексного экспериментального исследования эффективности ГРП на примере добывающих скважин Павловской и Зеленогорской площадей посредством анализа изменения оптических, физико химических свойств и состава проб добываемой нефти
Для первого этапа экспериментальных исследований были выбраны добывающие скважины №8420 (Зеленогорская площадь) и №28843 (Павловская площадь), на которых была применена технология большеобъёмного ГРП. Обоснование выбора объекта и скважин-кандидатов описано во 2 главе диссертации. Программа и методика проведения комплексного исследования, а также применяемые приборы и оборудование, описана в 3 главе диссертации.
Суть комплексного исследования заключалась в параллельных анализах изменения как оптических свойств нефти, так и компонентного состава и физико химических свойств рассматриваемых проб до и после проведения ГРП, а также с изменениями количества добываемой нефти, оценка успешности и эффективности применяемого ГТМ с точки зрения качества вовлекаемых в разработку остаточных запасов нефти (преобразованная и непреобразованная нефть).
По программе диссертации в комплекс исследований на первом этапе входило проведение: спектрофотометрические исследования; определение плотности; определение кинематической вязкости; определение содержания воды в нефти; определение содержания компонентов в нефти; изучение состава нефти методом термического анализа; изучение углеводородного состава нефти методом газожидкостной хроматографии [136].
Определение плотности и кинематической вязкости нефти.
Спектрофотометрические исследования.
Плотность нефти определили пикнометром по ГОСТ 3900-85 при температуре 20оС. Полученные результаты для скважины №8420 приведены в таблицах 4.1.1 и 4.1.2.
Данные в таблице 4.1.1 показывают, что плотность нефти до ГРП относительно плотности воды равна 0,855, плотность нефти в пробах после проведения ГРП выше. Однако это обусловлено содержанием в пробах воды. Для исключения влияния воды, а также ошибок при сравнительном анализе все пробы были обезвожены и из них отогнаны фракции, выкипающие до 200оС (таблица 4.1.2). Видно, что плотность остатков нефти с началом кипения более 200оС после ГРП несколько выше.
Анализ динамики оптических свойств нефти скважины №8420 показывает, что после выхода скважины на режим (после ГРП) произошло некоторое увеличение оптической плотности нефти, хотя среднее значение Ксп уменьшилось всего на 13 см-1 или на 1,8% (что значительно меньше среднеквадратичного отклонения). При этом наблюдается рост дебита нефти в 5 раз и снижение обводненности на 15 %. Это позволяет оценить ГРП в данной скважине в большей степени как технологию интенсификации текущего отбора остаточных запасов преобразованной нефти [136].
Результаты исследования по скважине №28843 [136] представлены в Приложении А.
Определение содержания воды в анализируемых пробах, содержания компонентов в нефти. Изучение состава нефти методом термического анализа. Исследование углеводородного состава методом газожидкостной хроматографии.
Для количественного определения воды в нефти применяли метод Дина и Старка (ГОСТ 2477-65). Результаты обезвоживания проб нефти по скважине №8420 представлены в таблице 4.1.6 [134].
Данные свидетельствуют, что происходит динамический характер изменения компонентного состава проб нефти, отобранных до и после ГРП. Это обусловлено использованием средних значений содержания компонентов нефти.
Анализ показывает (рисунок 4.1.2), что в результате проведения ГРП в составе нефти уменьшается содержание бензиновых фракций (на 2%) и масел (на 1,4%), но, при этом, происходит обогащение смолами (на 2,3%) и асфальтенами (на 1,4% – почти в 2 раза). Таким образом, состав нефти после ГРП незначительно обогащен тяжелыми компонентами, за счет интенсификации добычи преобразованной нефти, что подтверждают выводы после комплексных оптических исследований и изменения физических свойств нефти в предыдущем пункте подглавы.
Термический анализ образцов добываемой нефти проводили на дериватографе Q-1500D. Навеска образца составляла 50 мг. По кривым термического анализа (Приложение А) для проб нефти до и после ГРП определяли потери массы на основании трех стадий термоокислительной деструкции: (1) – от 20 до 410оС; (2) – от 410 до 530oC; (3) – от 530 до 700oC [134,185]. Результаты по скважине №8420 представлены в таблице 4.1.10.
По данным комплексного термического анализа (ТА) пробы нефти до ГРП не содержат воду, а в некоторых пробах нефти после ГРП вода есть. Потери массы за счет испарения воды и бензиновых фракций практически невозможно разделить. Вследствие того, что навеска нефти для термического анализа составляла 50 мг, то содержание воды, определенное по его данным и определенное при обезвоживании навески в среднем 30 г, не совпадают. Для установления факта увеличения или уменьшения содержания в составе нефти самых легких фракций, сравнивались потери массы до 100оС – средние значения для нефти до ГРП и безводные пробы после ГРП.
Результаты термического анализа проб по скважине №8420 свидетельствуют об уменьшении содержания легких фракций в нефти после ГРП. Тоже наблюдается и для фракций, выкипающих до 200оС.
Распределение потерь массы по трем стадиям термоокислительной деструкции и значения показателя фракционного состава F=Am1/(Am2+Am3) (с учетом всей навески нефти) и F1 (без фракций до 200оС) приведены в таблице 4.1.11.
Сравнение средних значений этих величин показывает небольшое уменьшение содержания легких и незначительное увеличение средних фракций в нефти после ГРП, остальные характеристики практически не изменились (рисунок 4.1.3). Таким образом, данные термического анализа свидетельствуют о довытеснении остаточной преобразованной нефти после ГРП [134].
Результаты применения предложенной комплексной методики исследования изменения оптических свойств нефти при проведении гидроразрыва пласта для повышения точности прогнозирования назначения повторного ГРП
По результатам исследований по теме диссертации была предложена и защищена патентом Российской Федерации на изобретение («Способ разработки нефтяного месторождения» №2568450 от 05.05.2014 г.) комплексная методика повышения точности прогнозирования назначения повторного ГРП на примере Ромашкинского месторождения [141].
Прежде, при прогнозировании проведения повторного ГРП, учитывалось только изменение добывных возможностей скважины, снижение ее продуктивности, а именно снижение дебитов нефти, т.е. при падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений в них осуществляют повторный ГРП. [188]. Но при этом не учитывалась классификационная направленность воздействия ГРП с точки зрения вовлечения в разработку в результате гидроразрыва непреобразованных запасов нефти, так как необходимо понимать, за счет каких запасов получается дополнительная добыча нефти в результате ГРП и как долго возможно поддерживать ее на достигнутом уровне, тем самым прогнозировать продолжительность эффекта от гидроразрыва и дать рекомендацию о назначении повторного ГРП в той же скважине.
Ниже приведены предпосылки для создания данного изобретения, а также на рисунке 4.4.1 приведен графический пример реализации данной предложенной методики повышения точности прогнозирования назначения повторного ГРП. Описанная в патенте [141] автором методика оценки изменения оптических свойств нефти, включая пробоподготовку и применяемое для исследования оборудование и приборы, более подробно описана в третьей главе данной диссертации.
Известен способ разработки нефтяной залежи с применением ГРП (гидравлический разрыв пласта) с целью повышение нефтеизвлечени за счет регулирования фронта вытеснения и увеличения темпа разработки за счет интенсификации работы скважин (Авторское свидетельство СССР № 1807209, кл. E21B 43/26, E21B 43/20 «Способ разработки нефтяной залежи»). Способ включает в себя расстановку добывающих и нагнетательных скважин вдоль азимута, проведение первичного гидроразрыва пласта во всех добывающих и нагнетательных скважинах при их заканчивании с созданием закрепленных трещин протяженностью от 10 до 20% от расстояния между скважинами, периодическое определение дебита и наличия вытесняющего агента в продукции добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин, после прекращения влияния первичного гидроразрыва проводят повторный гидроразрыв в добывающих скважинах, не содержащих в продукции вытесняющего агента, начиная со скважин с меньшей продуктивностью, и в нагнетательных скважинах, начиная со скважин с меньшей приемистостью, операции гидроразрыва повторяют до прекращения его влияния на показатели разработки залежи.
Данный способ не позволяет качественно оценить характер вовлекаемых в разработку запасов нефти в результате проведения первичного и повторного ГРП, прогнозировать оптимальный период повторного ГРП.
Известен способ использования данных об оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти (Патент РФ № 2496982, кл. E21B 49/00 «Способ исследования скважин оптическими методами для определения количества остаточных извлекаемых запасов разрабатываемого месторождения»). Способ включает отбор проб нефти, определение оптических свойств отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн в лабораторных условиях, статистическую обработку полученных данных и корреляцию промысловых и лабораторных данных.
Описанный способ не всегда обладает высокой точностью и не позволяет давать рекомендации по применению методов увеличения нефтеизвлечения и методов интенсификации добычи нефти.
Наиболее близким аналогом (прототипом) к предлагаемому изобретению является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптических свойств при разных длинах волн и выработку рекомендаций по разработке нефтяной залежи. Согласно изобретению при воздействии на залежь заводнением определяют вовлеченность в разработку низкопроницаемых зон с преимущественно невыработанными запасами. Для этого в качестве оптических свойств нефти определяют оптическую плотность, коэффициенты светопропускания и светопоглощения, показатели преломления и дисперсии. Отбирают пробы нефти из всех добывающих скважин, расположенных в низкопроницаемой и высокопроницаемой зонах. После закачки рабочего агента в нагнетательные скважины ожидают эффект от воздействия в реагирующих скважинах, где тоже назначают отбор проб нефти. Повторяют отбор проб нефти из добывающих скважин с определением тех же оптических свойств нефти и по появлению следов рабочего агента в нефти делают заключение о вовлеченности в разработку низкопроницаемых зон. (Патент РФ № 2304701, кл. E21B 43/20 «Способ эксплуатации скважины»).
Данный способ требует применения нескольких типов оптических приборов, не позволяет определять скважины-кадидаты для применения методов увеличения нефтеизвлечения и методов интенсификации добычи нефти. К тому же, предусматривается применение деэмульгаторов и нагрев проб до 60С, что искажает результаты оптических исследований нефти.
Целью предлагаемого изобретения является повышение точности прогнозирования назначения повторного ГРП.
Поставленная цель реализуется в способе разработки нефтяного месторождения, заключающемся в следующем:
- для проведения ГРП выбираются скважины-кандидаты, отвечающие требованиям и имеющие Ксп (коэффициент светопоглощения) выше среднего по площади; эти скважины должны соответствовать уже разработанным параметрам (критериям) подбора скважин-кандидатов;
отбор проб нефти по скважинам для определения значений Ксп с дальнейшей оценкой динамики среднего значения Ксп по объекту;
- отбор проб нефти для определения Ксп проводится в течении 60 календарных дней до ГРП и 120 дней после с интервалом 1 раз в неделю;
- проводится первичный ГРП по стандартным технологиям, оптимальным для данных геолого-физических условий;
- после проведения ГРП проводится отбор проб для определения Ксп и проводится анализ динамики технологических параметров работы скважин;
- выполняется анализ динамики изменения дебита нефти и Ксп. Увеличение Ксп до среднего по объекту означает, что в результате проведения первичного ГРП выработка вновь вовлечённых в разработку новых ранее непреобразованных запасов нефти завершена. При увеличении Ксп до среднего по объекту (до ГРП), принимается решение о проведении повторного ГРП.
Таким образом, на основе анализа динамики Ксп и объемов добычи нефти определяется оптимальный период назначения проведения повторного ГРП [141].