Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Особенности геологического строения и разработки залежей нефти, приуроченных к низкопроницаемым и нетрадиционным коллекторам 8
1.1 Низкопроницаемые коллекторы 14
1.1.1 Особенности геологического строения низкопроницаемы коллекторов 14
1.1.2 Обзор опыта разработки залежей нефти в низкопроницаемых коллекторах 21
1.1.3 Современный подход к системе разработки нефтяных месторождений, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам 25
1.2 Нетрадиционные коллекторы 29
1.2.1 Особенности геологического строения нетрадиционных коллекторов баженовской свиты 29
1.2.2 Упрощенная литолого-емкостная модель баженовской свиты Пальяновской площади 36
1.2.3 Современный опыт разработки баженовской свиты 49
1.3 Обзор опыта применения методов интенсификации притока нефти на коллекторах с осложненными условиями разработки 52
Выводы по главе 1 60
ГЛАВА 2 Подбор кислотного состава и способа его закачки с использованием вязкого отклонителя 62
2.1 Разработка основы кислотного состава пролонгированного действия 63
2.2 Подбор специальных добавок в кислотный состав 72
2.3 Разработка вязкого реагента-отклонителя 84
2.4 Технология интенсификации притока нефти для коллекторов баженовской свиты путем кислотной обработки 88
2.5 Моделирование технологии интенсификации притока и прогноз технико-экономического эффекта 97
Выводы по главе 2 102
ГЛАВА 3 Промышленные испытания разработанной технологии интесификации притока нефти для коллекторов баженовской свиты 103
3.1 Анализ потенциально продуктивных интервалов скважины 157 103
3.2 Адаптация технологии интенсификации притока нефти для скважины №157
Пальяновской площади Красноленинского месторождения и проведение кислотная обработки после гидроразрыва пласта 105
3.3 Анализ и рекомендации по повышению эффективности обработки призабойной зоны пласта 107
Выводы по главе 3 110
Заключение 111
Список сокращений и условных обозначений 113
Список литературы 115
- Современный подход к системе разработки нефтяных месторождений, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам
- Современный опыт разработки баженовской свиты
- Технология интенсификации притока нефти для коллекторов баженовской свиты путем кислотной обработки
- Анализ и рекомендации по повышению эффективности обработки призабойной зоны пласта
Введение к работе
Актуальность диссертационной работы
Баженовская свита, распространённая на территории свыше
1 млн. км2, содержит в себе колоссальные ресурсы нефти.
Промышленная разработка данного объекта, в отличие от сланцевых
формаций США, была начата относительно недавно, это связано со
сложными геолого-физическими условиями залегания свиты.
Однако, ежегодное повышение спроса на энергоресурсы и снижение
«традиционных» запасов нефти возобновило интерес
нефтедобывающих компаний к нетрадиционным ресурсам
углеводородов. Высокие пластовые температуры и давления,
отсутствие «традиционных» коллекторов, низкие значения
фильтрационно-емкостных свойств – это лишь часть проблем, с которыми приходится сталкиваться специалистам при освоении запасов баженовской свиты.
Применение методов интенсификации притока нефти из пластов баженовской свиты требует тщательного подхода к проведению лабораторных экспериментов, подбору химических реактивов и технологий, которые повысят вероятность улучшения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны и не навредят нефтепромысловому оборудованию и технике.
Значительный вклад в изучение, развитие и
усовершенствование такого метода интенсификации притока нефти, как кислотная обработка внесли Гиматудинов Ш.К., Глущенко В.Н., Зайцев Ю.В., Магадова Л.А., Мищенко И.Т., Сергиенко В.Н., Силин М.А., Цыганков В.А., Michael J. Economides, Kenneth G. Nolte и др.
Нефтедобывающие компании, имеющие в своих активах лицензионные участки с запасами на баженовской свите, по-прежнему заняты разработкой эффективной технологии извлечения сланцевой нефти. Несмотря на это, необходимость в интенсификации притока из уже пробуренных скважин представляет не меньший интерес. Поскольку одной из отличительных черт баженовской свиты является быстрое снижение пластового давления и, соответственно, дебитов по нефти, необходимость таких работ возрастает в разы. Именно поэтому актуальным вопросом является разработка технологий интенсификации притока нефти к добывающим скважинам и рабочих жидкостей для этих технологий.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки коллекторов баженовской свиты с применением методов интенсификации притока нефти.
Идея диссертационной работы заключается в повышении
эффективности разработки залежей баженовской свиты за счет
внедрения технологии физико-химического воздействия на
продуктивные пласты, основанной на использовании кислотных обработок.
Задачи исследований
-
Анализ существующих технологий интенсификации добычи нефти для коллекторов баженовской свиты и её аналогов.
-
Изучение кернового материала Пальяновской площади Красноленинского месторождения и комплекса проводимых мероприятий при исследовании баженовской свиты.
-
Экспериментальные исследования по разработке технологии интенсификации притока нефти для пластовых условий баженовской свиты Пальяновской площади.
-
Обоснование технологии интенсификации добычи нефти на залежах баженовской свиты путем воздействия разработанными кислотным составом и вязким отклонителем.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач осуществлялось с помощью аналитики, физического и математического моделирования, экспериментальных и промысловых исследований в соответствии с общепринятыми и вновь разработанными методиками.
Научная новизна работы
-
Предложен выбор интервалов (литотипов) пород, слагающих баженовскую свиту, направленное воздействие на которые разработанным кислотным составом приводит к интенсификации притока нефти.
-
Установлен механизм улучшения фильтрационно-емкостных свойств потенциально продуктивных интервалов пород баженовской свиты, который обеспечивается за счет применения кислотного состава, отличающегося пониженной скоростью реакции с карбонатной составляющей пород и отсутствием осадкообразования при взаимодействии с алюмосиликатами.
Защищаемые научные положения
1. Разработка рецептуры и последовательности закачивания составов с целью интенсификации добычи нефти основана на выделении потенциально продуктивных интервалов пласта в общей толщине Баженовской свиты с последующим адресным подбором кислотного состава и способе его закачки с использованием вязкого отклонителя.
2. Разработанный кислотный состав пролонгированного
действия на основе смеси минеральной и органической кислот, позволяет значительно повысить глубину обработки потенциально продуктивных интервалов за счет замедления скорости реакции кислотной композиции с породами коллектора и исключения выпадения труднорастворимых осадков.
Достоверность научных положений, выводов и
рекомендаций обоснована и подтверждена: теоретическими, экспериментальными и промысловыми исследованиями, их сопоставлением с результатами опытно-промышленного испытания разработанного кислотного состава на добывающей скважине.
Практическое значение работы
-
Разработан кислотный состав пролонгированного действия на основе смеси минеральной (соляной) и органической (муравьиная или уксусная) кислот, а также вязкий реагент-отклонитель комплексного действия на основе смеси жирных кислот и ароматического растворителя.
-
Предложены технологии интенсификации притока нефти к добывающим скважинам с применением кислотной обработки потенциально продуктивных интервалов баженовской свиты Пальяновского месторождения.
-
Полученные выводы и рекомендации на основе проведенных исследований и выполненных мероприятий могут быть использованы как для повышения эффективности разработки баженовской свиты в аналогичных геологических условиях, так и в учебном процессе для студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на III Международной конференции молодых ученых и специалистов «Актуальные проблемы нефтегазовой геологии ХХI века» (Санкт-Петербург, 2013 г.), семинаре The Society of Petroleum Engineers (SPE) для специалистов по подготовке кадров в области высшего образования по направлению «Нефтегазовое дело» (Санкт-Петербург, 2013 г.), межрегиональном научно-техническом семинаре «Новые технологии поиска и исследований нетрадиционных ресурсов углеводородов» (Санкт-Петербург, 2014 г.), семинаре «Новые технологии и опыт разработки нетрадиционных запасов углеводородов» на базе XI международной специализированной выставки «Нефтедобыча. Нефтепереработка. Химия» (Самара, 2015 г.) и др.
Публикации
Основное содержание диссертации изложено в 6 печатных работах, в том числе 3 из которых входят в перечень изданий ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.
Структура и объём диссертационной работы
Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, заключения, списка принятых сокращений, списка литературы, включающего 126 наименования и приложения. Материал диссертации изложен на 131 странице машинописного текста, включает 13 таблиц и 38 рисунков.
Современный подход к системе разработки нефтяных месторождений, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам
В статье [15] приводятся данные баланса запасов РФ по 19 месторождениям, вмещающим турнейские отложения, 15 из которых расположены на территории Самарской области (Красногородецкое, Обошинское, Кротковско-Алешкинское, Софинско-Дзержинское, Саврухинское, Ново-Запрудненское, Сосновское, Верхне Гайское, Евгеньевское, Верхне-Ветлянское, Желябовское, Бариновско Лебяжинское, Богатыревское, Западно-Коммунарское, Грековское), 3 – Оренбургской (Самодуровское, Горное, Бобровское), 1 – Пермского края (Уньвинское). Все перечисленные месторождения объединяет низкая проницаемость продуктивных пластов, среднее значение которой составляет 0,03 мкм2. Нефтенасыщенность по месторождениям колеблется в пределах от 0,74 до 0,92. Анализ структуры запасов нефти Пермско-Башкирского свода, который характеризуется автором, как довольно сложный объект, представлен в работе [12]. Низкопроницаемые пласты составляют 31% от всех рассматриваемых ТРИЗ, которые в свою очередь имеют малую нефтенасыщенную толщину. В составе свода отмечаются продуктивные мощности как терригенных (56%), так и карбонатных (44%) отложений. Оба литологические типа коллектора отличаются высокой послойной и площадной неоднородностью.
Краткое описание продуктивных пластов нефтяных месторождений РУП «ПО «Булоруснефть» в своей работе приводится в [21]. Глубины залегания разрабатываемых залежей находятся в пределах от 1800 до 4900 м. Залежи пластовые, массивные, экранированные. Карбонатные породы-коллекторы представлены известняками, доломитизированными известняками и доломитами. Терригенные породы представлены сцементированными песчаниками с небольшими включениями карбонатов. Коллекторы представляют собой смешанный тип каверновой, поровой и трещинной емкостей. Также отмечена большая послойная и зональная неоднородность. К отрицательным характеристикам пластов относят высокую расчлененность (до 9) и повышенную глинистость (до 15-20%). Продуктивные интервалы коллекторов нефтяных месторождений Беларуси относят неоднородным сложнопостроенным (смешанным). К низкопроницаемым относят 61 залежей нефти из всех, что есть на балансе компании, добыча из которых в 2010 году превысила 250 тысяч тонн. По мнению [67], базирующемуся на накопленном опыте геолого-промысловых данных, основные представители низкопроницаемых коллекторов нефти и газа сложены терригенными породами порового, порово-трещинного и порово-кавернозного типов. Толщина пропластков продуктивных интервалов колеблется от нескольких сантиметров до десятков метров. Породы неоднородны как по толщине, так и по простиранию. В качестве цементирующего вещества выступают глинистые минералы.
В научной работе [25] автор даёт краткую геологическую характеристику Сладковско-Морозовской группы месторождений. Отмечается, что для всех рассматриваемых месторождений характерно аномально высокие значения пластового давления (АВПД) с разбросом пластовой температуры от 120 до 127 C. Из всех представленных месторождений по геолого-физической характеристике можно выделить Варавенское месторождение. Проницаемость этого месторождения по результатам гидродинамических исследований (ГДИ) составила 1710-3 мкм2, что позволяет отнести его коллектора к низкопроницаемым. Тип коллектора представлен терригенными отложениями, средняя нефтенасыщенная толщина – 2,8 м, коэффициент песчанистости – 0,62 д.ед, средняя глубина залегания – 2595 м. Продуктивные пачки представлены в основном мелкозернистыми слабо- и несцементированными породами.
О повышенной значимости капиллярных сил, которые протекают более усиленно в НПК, говорится в диссертации [75]. Автор делает заключение, что для низкопроницаемых коллекторов характерно большое содержание тупиковых пор (до 40-50% от объема порового пространства) и относительно небольшие размеры их сечений. Эти особенности НПК достаточно сильно влияют на внутрипластовые гидродинамические процессы и весьма занижают предполагаемый проектный КИН.
В [58] представлена геолого-физическая характеристика низкопроницаемых юрских отложений Лангепасской группы месторождений (Нигивальское, Урьевское, Лас-Еганское). Средние глубины залегания месторождений находятся в пределах от 2630 до 2742 метров, тип коллектора – терригенный поровый, средняя общая толщина – от 5,8 до 16,9 м, средние эффективные нефтенасыщенные толщины – от 1,8 до 7,81 м, проницаемость – от 0,003 до 0,037 мкм2, коэф. песчанистости – от 0,215 до 0,8 долей ед., коэф. расчлененности – от 1,5 до 2,5 долей единицы. Встречаются различные типы залежей – литологически и стратиграфически экранированные, пластово-сводовые.
Некоторое описание геологических особенностей Рогожниковского участока Красноленинского района Фроловской нефтегазоносной области дается [114]. Нефтегазоносность связана с отложениями викуловской свиты (пласт ВК1), нижнетутлеймской свиты (пласт ЮК0), тюменской свиты (пласт ЮК2-5) и отложениями доюрского комплекса (пласт Тр). Все отложения представлены низкопроницаемыми пластами (от 0,64 до 17,210-3 мкм2), с терригенным поровым или трещино-кавернозно-поровым типом коллекторов, литологически и тектонически экранированные. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина находится в пределах от 0,7 до 15,7 метров, песчанистость – от 0,13 до 0,67, расчлененность – от 4 до 12.
Обобщая всю представленную выше информацию можно сделать вывод, что НПК как правило характеризуются малыми нефтенасыщенными толщинами, высокой неоднородностью и степенью расчленённости пластов, различными минералогическим составом, типом пустотного пространства и т.д. Множество геологических особенностей залегания продуктивных пластов обусловливает разновидность подходов к их эффективной разработке.
Современный опыт разработки баженовской свиты
На сегодняшний день в опытно-промышленной эксплуатации баженовской свиты участвует всего несколько отечественных компаний, в их число входят: «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «Лукойл» и «Газпром нефть», как в совместных проектах («Салым Петролеум Девелопмент Н.В. (СПД)»), так и в своих собственных.
Одной из основных причин, из-за которой многие компании отказываются от разработки баженовской свиты, является получение нестабильных притоков нефти в промышленных масштабах [89]. Сомнения специалистов небезосновательны – по результатам бурения на Салымском месторождении еще в советские времена около 30% скважин баженовской свиты оказались «сухими». Постепенно выявилась и главная проблема – низкий КИН. В настоящее время для пласта Ю0 баженовской свиты Салымского месторождения он составляет около 7% [42]. Что касается других компаний, то, по данным [73], в компании «Сургутнефтегаз» на протяжении 30 лет было пробурено более 600 скважин, вскрывших баженовскую свиту. По результатам работ притоки нефти получены только в 63% скважин (максимальные объемы составляли до 300 тонн в сутки). По данным на май 2011 года, из баженовской свиты компания добыла свыше 1,2 млн. тонн нефти, а за все время эксплуатации планируется добыть более 5 млн. тонн.
Поскольку так и не найдено эффективной технологии вскрытия баженовских пластов компании продолжают делать попытки в поиске таковой. Одним из примеров могут служить данные по Ульяновскому месторождению, которое разрабатывает компания «Сургутнефтегаз». По представленным материалам в открытом доступе [81], на месторождении пробурено шесть скважин на объект Ю0, из них пять добывающих с горизонтальным стволом и открытым забоем, одна – поисковая. Пласт вскрывался с использованием биополимерного бурового раствора на минимальной репрессии. Из-за несовершенства выбранной технологии с использованием установки «непрерывная труба» полностью вскрыть залежь удалось только двумя скважинами. Это было не единственной проблемой, вскоре во время эксплуатации незакрепленные части горизонтальных стволов обрушились. Проведение операции ГРП в обрушенных стволах не дало никакого эффекта, а в обсаженных щелевым фильтром оказалось малоэффективным. Лучшую эффективность показали операции по углублению, ответвлению и бурению новых горизонтальных стволов, но и в них произошло обрушение ствола.
Обрушение пород в горизонтальных скважинах с открытым забоем так же отмечается на Западно-Сахалинском месторождении [80]. С целью повышения эффективности работы на этих скважинах пробурены наклонно-направленные боковые стволы. Также на данном объекте присутствуют ГС с использованием щелевых хвостовиков на забое и наклонная скважина, с протяженностью ствола порядка 70 метров по продуктивному пласту. Во всех скважинах проведены операции по гидравлическому разрыву пласта. Данное мероприятие не отличается высокой эффективностью. Только лишь в одной скважине получен высокий дебит (112 тонн в сутки), который вызван по мнению авторов попаданием в высокопродуктивную зону с развитой системой естественных трещин. В первый год работы всех скважин дебит снижался на 10-50%.
Наибольшее количество накопленной добычи (около 1,4 млн. тонн) из Западно-Сибирских месторождений, на которых ведется разработка баженовской свиты компанией «Сургутнефтегаз», приходится на Ай-Пимское [82]. Добыча нефти ведется с использованием горизонтальных скважин, многозабойных горизонтальных и наклонно-направленных скважин. Как и в случае с предыдущими двумя месторождениями анализ разработки показывает, что получение высоких дебитов на некоторых скважинах связано не с технологией вскрытия, а с попаданием в высокопродуктивные зоны с развитой сетью трещин и наличием АВПД. Отмечается, что специалисты компании считают перспективными направлениями в разработке баженовской свиты технологии: 1) прогноза каверно-трещинных зон; 2) заложения скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и слабосцементированных участков продуктивных интервалов; 3) освоения и интенсификации притока нефти; 4) создания регулируемого образования обширной сети трещин; 5) ГРП с исключением выхода трещина за пределы пласта и кольматации природных трещин рабочим агентом.
Дочернее предприятие компании «Лукойл» активно занимается опытно-промышленной разработкой баженовской свиты на Средне-Назымском месторождении с 2007 года. По данным [4] с этого же года, скважины стали эксплуатировать с применением электроцентробежных насосов. Накопленная добыча за 2012 год на месторождении составила 56,9 тыс. тонн нефти. Причем 35,7% из них было добыто за счет применения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП) и интенсификации добычи нефти (ИДН) [61]. Также на месторождении тестируется термогазовый способ разработки залежей баженовской свиты [47, 122].
Специалисты компании «СПД» разделяют точку зрения автора, а именно выбирают стратегию поиска потенциально продуктивных интервалов в карбонатных и песчаных прослоях по разрезу баженовской свиты с последующим проведением работ по стимуляции притоков углеводородов из них [5]. В последнее время специалисты работают над оптимальной рецептурой ГРП.
«Классический» подход к разработке низкопроницаемых коллекторов заключался в повышении эффективности систем заводнения с использованием наклонно-направленных скважин. Данный вариант разработки не может быть реализован на баженовской свите, т.к. вскрывающие ее скважины, характеризуются отсутствием гидродинамической связи между собой. Тем не менее из описанного опыта разработки интерес представляют горизонтальные скважины, гидроразрыв продуктивного пласта и применение системных обработок призабойной зоны пласта.
Исходя из анализа опыта разработки баженовской свиты можно сделать вывод, что на сегодняшний день пробурено большое количество скважин, но по-прежнему остаются открытыми вопросы, касающиеся оптимальной конструкции скважин, технологий вскрытия и освоения пласта.
Современные тенденции заключаются в переходе к совершенно новым системам разработки с использованием горизонтальных скважин и гидравлического разрыва пласта, комбинировании и последовательном применении нескольких технологий, направленных на повышение продуктивности нефтеотдающих пластов. Перспективным направлением являются предварительные обработки призабойной зоны пласта с целью повышения эффективности технологий интенсификации притока нефти из низкопроницаемых зон в уже пробуренных скважинах.
.
Технология интенсификации притока нефти для коллекторов баженовской свиты путем кислотной обработки
С целью повышения эффективности разработки баженовской свиты Пальяновской площади наклонно-направленными и горизонтальными скважинами путем кислотной обработки разработан кислотный состав и вязкий реагент-отклонитель комплексного действия.
Как уже отмечалось ранее, баженовская свита характеризуется высокой степенью слоистости и приток нефти зачастую идет по нескольким продуктивным интервалам разреза. Для того чтобы охватить воздействием малопроницаемые интервалы необходимо временно и с наименьшими негативными последствиями блокировать высокопроницаемые участки.
Разработанный вязкий реагент-отклонитель на основе жирных кислот за счет своей природы прекрасно смачивает гидрофобную поверхность пород баженовской свиты, что облегчает его доставку в наиболее дренированные пропластки. В ходе его взаимодействия с тяжелыми фракциями углеводородов происходит снижение вязкости последних и получение дополнительного притока флюида. Для удаления отклонителя из пласта не требуется применение специальных технологических жидкостей, он постепенно растворится нефтью в процессе освоения и эксплуатации скважины.
За счет блокирования высокопроницаемых интервалов блокирующим реагентом последующая пачка разработанного кислотного состава пролонгированного действия будет воздействовать на менее проницаемые участки залежи и матрицу. Предлагаются следующие технологии применения разработанных реагентов в зависимости от типа конструкции скважины. Схематическое изображение технологии кислотного состава с использованием вязкого отклонителя: k1 – высокопроницаемый пропласток; k2 – пропласток с проницаемость меньше k1; k3 – пропласток с проницаемость меньше k2; IV – продавка азотом или углекислым газом; 1 – пачка кислотного состава; 2 – пачка вязкого отклонителя; 3 – пачка газированной кислота; 4 – пачка газа
Продавка последней пачки КС газом позволит получить так называемую газированную кислоту. По мере насыщения газа парами кислоты её проникающая способность возрастает, так как снижается поверхностное натяжение на границе с породой. Поэтому кислотные золи проникают в самые мельчайшие трещины и поровые каналы, куда кислоты и водные растворы не способны проникать из-за противодействия капиллярных сил. Этот показатель, в случае с баженовской свитой, является очень важным. Гиматудинов отмечает [26], что в качестве газовой фазы в газированных кислотах используются воздух, азот и углекислый газ. Применение азота предпочтительно для снижения коррозионной активности и взрывобезопасности, а углекислого газа – для повышения растворяющей способности системы. Что касается воздуха, то смеси газа и воздуха являются взрывоопасными и создаются благоприятные условия для протекания окислительных процессов в пласте, в результате чего может происходит закупорка призабойной зоны продуктами окисления. Влияние же азота и углекислого газа является перспективным для рассмотрения их эффективности в условиях моделирования воздействия газированной кислотой на породу коллектора [61].
Таким образом в случае продавки кислоты газом в пласте будет образовываться газированная кислота, которая позволит дополнительно воздействовать на низкопроницаемые зоны.
В случае вскрытия пласта стандартными технологиями с открытым забоем или с применением щелевых фильтров в конструкции скважины, и отсутствия информации о профиле притока закачка производится по той же схеме, что и для ННС, но рекомендуется увеличить количество этапов «пачка КС – вязкий отклонитель – пачка КС – продавка газом» до 3-4 и более в зависимости от протяженности горизонтального ствола и приемистости пласта.
Авторами [32] проанализирована работа семи перфорированных скважин с горизонтальным стволом и только в двух из них отмечается равномерность притока вдоль скважины. Поэтому, при наличии информации о профиле притока, в первую очередь рекомендуется обработка слабо работающих интервалов или вовсе не работающих потенциально продуктивных интервалов с отсеканием их системой пакеров. Данную информацию в баженовской свите по данным [41] можно получить благодаря микросейсмическому мониторингу и кросс-дипольному акустическому каротажу, которые могут проводится до, после, а также непосредственно в процессе ГРП.
Как уже было отмечено ранее, проведение МГРП на горизонтальных скважинах характеризуется хорошей технологической эффективностью как на низкопроницаемых объектах [51, 64, 110, 111], так и на баженовской свите [31]. Поэтому с целью повышения эффективности МГРП, исходя из успешного опыта [103], рекомендуется проведение кислотных обработок перед закачкой основной жидкости разрыва. Например, для оптимизации технологии «Mongoose» рекомендуется после проведения гидропескоструйной перфорации произвести закачку разработанного кислотного состава в образовавшуюся грушевидную каверну. Это позволит создать дополнительные пути фильтрации для жидкости разрыва и соответственно увеличить охват системы трещин (рисунок 2.13).
Анализ и рекомендации по повышению эффективности обработки призабойной зоны пласта
Для адаптации технологии под условия скважины 157 проведен анализ её эксплуатации. Скважина осваивалась с помощью технологии гидравлического разрыва пласта, динамика работы скважины представлена на рисунок 3.2. Дебит жидкости до ГРП равнялся 0,35 м3/сут, пусковой дебит после проведения ГРП составил 3,6 м3/сут и упал до нулевой отметки в течение 210 суток. По техническим причинам процесс освоения занял длительное время в результате чего произошло неполное разрушение геля ГРП.
Дебит газа Линия тренда (Дебит нефти Рисунок 3.2 – Динамика работы 157 скважины после освоения с помощью ГРП
Проанализировав динамику работы скважины после проведения первого ГРП, изображенную на рисунке 3.2, можно предположить, что снижение дебита по нефти вызвано увеличением фазовой проницаемости по газу из-за резкого высвобождения большого количества газа в первые 20 суток работы скважины. Создание высокой трещины (рисунок 3.3) и вследствие образовавшегося сверхпроницаемого канала для фильтрации флюидов привело перераспределению фильтрационного потока и снижению доли нефти в нём.
Таким образом, с учетом наличия потенциально продуктивных интервалов с высокой карбонатностью пород было принято решение опробовать разработанный кислотный состав на рассматриваемой скважине.
Из рисунка видно, что дебит по нефти после проведения ГРП сразу же начал постепенно снижаться, в то время как после КО имеется тенденция к небольшому увеличению. Эффект от проведения КО составил более 150 суток и продолжается по сей день. В результате использования адаптированной технологии интенсификации притока нефти удалось восстановить проводимость трещины ГРП, но процесс занял длительный промежуток времени ввиду продавки продуктов реакции деструктора с гелем ГРП вглубь пласта. Эффект от проведения КО составил более 150 суток и продолжается по сей день. Дебит газа после КО не отражен на рисунке, но стоит отметить, что резких скачков он не имеет, колеблется в районе 2500 м3/сут и имеет тенденцию к небольшому росту за рассматриваемый период времени.
Учитывая высокий газовый фактор и большое количество свободного газа в потенциально продуктивных интервалах баженовской свиты гидравлический разрыв пласта приводит к резкому высвобождению значительного количества газа, который в свою очередь снижает и так не большую фазовую проницаемость по нефти. Проведение же кислотных обработок является не только более щадящим методом интенсификации притока нефти, но и гораздо дешевле обходится для нефтедобывающих компаний.
Таким образом, в результате проведения кислотной обработки 157 скважины с применением только одной из составляющих технологии интенсификации притока нефти (T1) с момента вывода скважины на режим и на 19.02.2016 удалось дополнительно добыть 754 тонны нефти. Экономический эффект составил 13,8 млн. рублей.
Сравнивая расчетные показатели с фактическими можно сделать вывод о высокой успешности проведенного мероприятия. Не смотря на отклонение от рекомендуемой технологии обработки, фактически накопленное количество нефти превысило предполагаемое, а продолжительность эффекта превысила минимально рассматриваемый порог в 90 суток. Учитывая этот факт и наличие эффекта от проведенной обработки по сей день будем считать, что модельные и реальные показатели близки и удалось подтвердить один из элементов (T1) технологии, рассмотренный во второй главе данной диссертационной работы.
В качестве рекомендаций по повышению эффективности последующих мероприятий по интенсификации притока предлагается проведение кислотных обработок перед применением ГРП по технологиям, описанным во второй главе данной диссертации.
Тогда, в случае применения даже минимального набора технологических решений (T1 + T2 + T3) для интенсификации притока путём кислотной обработки можно ожидать значительного прироста дебита и повышения эффективности работы потенциально продуктивных интервалов баженовской свиты от последующего гидроразрыва пласта.
Таким образом, использование предлагаемой технологии интенсификации притока нефти для баженовской свиты с применением кислотной обработки, основанной на использовании кислотного состава пролонгированного действия и вязкого реагента-отклонителя комплексного действия, позволит повысить дебит обрабатываемых скважин и приблизиться к проектным значениям.