Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор опыта применения современных технологий повышения нефтеотдачи пластов . 9
1.1. Гидравлический разрыв пласта 9
1.1.1 . Применение ГРП на месторождениях нефти Западной Сибири 10
1.1.2. Совершенствование технологий ГРП 13
1.2. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов . 15
1.2.1. Методы селективной изоляции воды пластов 15
Выводы по главе 1 . 24
2. Влияние гидроразрыва пластов на нефтеотдачу месторождений харампурского региона 25
2.1. Методики расчёта прироста коэффициента извлечения нефти в результате проведения операций ГРП 26
2.1.1. Увеличение КИН при подключении трещиной ГРП отдалённых зон и гидродинамически изолированных линз месторождений нефти . 26
2.1.1.1. Методика расчёта коэффициента охвата сеткой скважин месторождений нефти с использованием трёхмерной геологической модели . 27
2.1.1.2. Методика расчёта коэффициента охвата сеткой скважин месторождений нефти с использованием геолого-стохастических моделей . 29
2.1.2. Увеличение КИН при проведении ГРП в низкопродуктивных коллекторах месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» 31
2.2. Основные закономерности проведения операций ГРП на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» 38
2.3. Анализ эффективности применения ГРП на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» . 39
2.3.1. Эффективность применения ГРП на фонде скважин Харампурского региона месторождений нефти и газа 39
2.3.1.1. Южно-Харампурское месторождение 41
2.3.1.2. Северо-Харампурское месторождение 46
2.3.1.3. Фестивальное месторождение 49
2.3.1.4. Тарасовское месторождение 51
Выводы по главе 2 57
3. Анализ проведения операций грп на высокообводнённом фонде скважин и скважинах с низким пластовым давлением месторождений ооо «рн-пурнефтегаз» . 59
3.1. Анализ проведения операций ГРП на высокообводнённом фонде скважин 59
3.2. Анализ влияния кольматации околоскважинных зон, погрешностей определения пластового давления на эффективность проведения операций ГРП . 65
3.3. Основы подбора скважин для проведения операций ГРП с учётом выработки запасов пластов 67
Выводы по главе 3 . 70
4. Комплексный подход к проектированию гидроразрыва глинистых пластов тарасовского месторожденияооо «рн-пурнефтегаз» . 71
4.1. Анализ эффективности проведения операций ГРП на северной части Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» . 71
4.1.1. Влияние геометрии трещин на эффективность проведенияопераций ГРП 72
4.1.2. Влияние несовместимости пластовой и закачиваемой вод на эффективность проведения операций ГРП 75
4.1.3. Влияние засорения пластов жидкостями ГРП . 77
4.1.4. Влияние дополнительного скин-фактора . 85
4.2. Комплексный подход к проектированию гидроразрыва глинистыхпластов 88
4.2.1. Анализ эффективности операций ГРП методом акустического каротажа на кабеле DSI 90
Выводы по главе 4 93
Основные выводы 94
Список сокращений . 95
- Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- Увеличение КИН при подключении трещиной ГРП отдалённых зон и гидродинамически изолированных линз месторождений нефти
- Анализ влияния кольматации околоскважинных зон, погрешностей определения пластового давления на эффективность проведения операций ГРП .
- Влияние несовместимости пластовой и закачиваемой вод на эффективность проведения операций ГРП
Введение к работе
Актуальность проблемы. В настоящее время существенная часть месторождений нефти Западной Сибири находится на поздней стадии разработки, вследствие чего происходят снижение объёмов добычи нефти и рост обводнённости добываемой продукции скважин, ухудшение структуры извлекаемых запасов. Эксплуатация пластов осложняется разработкой низкопроницаемых коллекторов, коллекторов разных проницаемостей, высокой обводнённостью добываемой продукции.
Разработка неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности коллекторов сопряжена с опережающим обводнением высокопроницаемых и водонасыщенных пластов и участков эксплуатационных объектов, исключением из разработки средне- и низкопроницаемых пропластков, снижением коэффициента продуктивности скважин (в основном фонтанирующих), эксплуатирующих один из основных пластов Харампурского региона нефти и газа - Ю1, что, в первую очередь, вызвано снижением фазовой проницаемости пластов по нефти.
На месторождениях, разрабатывающих подобные объекты, требуется реализация мероприятий для повышения эффективности нефтеотдачи добывающих скважин, эксплуатирующих низкопроницаемые отдалённые участки пластов, а также выравнивание профиля приёмистости и интенсификации приёмистости нагнетательных скважин. На решение этих проблем и направлена диссертационная работа, что определяет её актуальность.
Цель работы - разработка методического подхода к выбору системных технологий интенсификации добычи нефти на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений на основе исследования геолого-гидродинамических особенностей и характера обводнения нефтегазосодержащих коллекторов.
Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
- изучение особенностей геологического строения и методов разработки юрских коллекторов, анализ динамики и характера обводнения добывающих скважин исследуемых пластов;
- исследование влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность операций гидравлического разрыва пласта (ГРП);
- оценка прироста извлекаемых запасов и коэффициента извлечения нефти (КИН) при проведении ГРП в обводнённых коллекторах;
- разработка и обоснование новых технологических решений, направленных на увеличение КИН объектов юрских коллекторов.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач осуществлено на основании анализа данных экспериментальных и аналитических исследований с использованием апробированных методик. При обработке результатов диссертационных исследований использованы современные математические методы.
Научная новизна результатов работы
1. Классифицирована эффективность операций ГРП в зависимости от типа коллекторов и особенностей систем разработки месторождений. Выявлено влияние технологий ГРП на их эффективность. Показано, что максимальная эффективность операций ГРП по интенсификации добычи нефти достигается на объектах с остаточными запасами нефти не менее 40 %.
2. Обоснованы новый подход к проведению ГРП на консервационном и бездействующем фондах скважин, новые технологические решения, понижающие риски прорыва вод при ГРП, и необходимость остановки скважин системы поддержания пластового давления (ППД) до проведения операций ГРП.
3. На основании исследования геологических особенностей строения залежей пласта Ю1 Южно-Харампурского и Фестивального месторождений установлена необходимость проведения операций ГРП не только на высокообводнённых, консервационных и бездействующих скважинах, но и на скважинах с заколонной циркуляцией жидкости, что позволяет снизить обводнённость добываемой продукции скважин, предотвратить необходимость проведения ремонтно-изоляционных работ.
На защиту выносятся:
- классификация применяемых технологий ГРП с учётом геолого-гидродинамических особенностей строения пород призабойных зон пластов (ПЗП), условий эксплуатации скважин, позволяющая обеспечить требуемую технологическую эффективность;
- методический подход к оценке остаточных извлекаемых запасов и прироста КИН в результате проведения ГРП в консервационных скважинах.
Практическая значимость результатов работы
1. Показано, что ГРП является одним из наиболее эффективных методов разработки месторождений Харампурского региона ООО «РН-Пурнефтегаз», обеспечивающим увеличение текущей и конечной нефтеотдачи. Потенциальный прирост запасов, вовлекаемых в разработку за счёт увеличения коэффициента охвата при проведении операций ГРП, составляет 33 т/сут на одну скважину. Установлено, что наиболее успешно операции ГРП на обводнённых скважинах осуществляются на пластах группы Ю1. Технологический эффект от внедрения предложенных операций ГРП на месторождениях Харампурского региона составил 180 тыс. т нефти.
2. Установлена необходимость статического учёта неподвижного фронта нагнетаемых вод при проведении операций ГРП, что обеспечивает более высокую эффективность проведения операций ГРП на залежах с меньшей выработкой запасов.
3. Выявлена технологическая эффективность применения усовершенствованных технологий ГРП на скважинах консервационного фонда, в том числе осложнённых заколонными перетоками.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на Х и Х научно-практических конференциях «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г. Геленджик, 2012 г. и г. Анапа, 2013 г.), технических совещаниях в ООО «РН-Пурнефтегаз» (г. Губкинский, 2009 – 2014 гг.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 7 научных трудах, в том числе 5 статей в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объём диссертационной работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 99 наименований, и 1 приложения. Работа изложена на 110 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков, 10 таблиц.
Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
Выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и неорганических солей
Следствием снижения давления на забое добывающих скважин ниже давления насыщения нефти газом (Рз Рнас.) является разгазирование неф-ти как в стволе, так и в призабойных зонах скважин, вследствие чего воз-можны процесс выпадения АСПО из нефти и запарафинивание ПЗП, а также образование парафиновых пробок в стволе скважин, причём процесс может иметь место и в тех скважинах, где ранее не наблюдался. Выпадению пара-фина может способствовать и снижение температуры, а также физико-химические свойства нефти.
В первом случае снижение температуры обуславливается сепарацией газа из нефти и его фильтрацией в пористой среде, поступлением охлаждён-ного вытесняющего агента на забой скважин. Во втором случае выпадение парафина является следствием выделения из нефти лёгких фракций углево-дородов, являющихся природными стабилизаторами, препятствующими слиянию молекул парафина. При изменении термодинамического состояния возможен процесс вы-падения осадков неорганических солей. В этой связи, прежде чем принять решение о применении метода ФОЖ на конкретном месторождении нефти, где ранее этот метод не применялся, необходимо изучить вопрос в лабора-торных условиях [8, 10, 73, 74].
Важной проблемой при разработке нефтяных месторождений остаётся вопрос изоляции водопритока, так как ежедневно в мире вместе с каждыми 12 млн м3 нефти добывается порядка 33 млн м3 воды. Для эффективного ре-шения проблемы водоизоляции необходимо применение технологий, обос-нованных анализом причин водопроявления [43, 44, 49, 50].
К настоящему времени предложено и запатентовано несколько сотен реагентов и композиций для изоляции водопритока, классифицируемых по различным принципам: составы на основе органических соединений, элемен-тоорганических веществ, неорганических продуктов, комбинированные ком-позиции [18, 40].
Для выбора наиболее эффективного метода более полезна, на наш взгляд, нижеприведённая классификация технологий водоизоляции, основан-ная на анализе причин, приводящих к созданию водоизолирующего экрана. 1. Технологии, обеспечивающие перекрытие движения водных фильтрационных потоков по промытым водой участкам, с использованием «реоизоляционных реагентов» - сшитых полимерных систем (СПС), Темпо-скрина, поверхностно-активных полимерсодержащих составов разработки Гипровостокнефть, ВНИИнефть, ГАНГ.
2. Технологии, приводящие к снижению проницаемости промытых ин-тервалов пласта за счёт закачки дисперсных систем с различными степенями дисперсности и стабильности («дисперсных изоляционных реагентов») - по-лимердисперсных и волокнисто-дисперсных систем (НИИнефтепромхим), эмульсионных и эмульсионно-суспензионных составов, эмульсионно-поли-мердисперсных составов (Гипровостокнефть). 3. Технологии, использующие в процессе применения пластовые усло-вия либо специальные добавки для образования изолирующих структур не-посредственно в пласте.
4. Технологии, основанные на применении геле- или осадкообразую-щих композиций, формирующих водоизолирующий экран при химическом взаимодействии их компонентов, закачиваемых последовательно (так назы-ваемых «двухкомпонентных изоляционных реагентов»): Гивпан + СаCl2, жидкое стекло + кислота, AlCl3 + щёлочь, сульфатно-содовая смесь (ССС) Na2CO3 + Na2SO4, интерполимерные комплексы (поликатионит + полианио-нит). 5. Комбинированные технологии, в первую очередь осадко-, гелеоб-разующие.
Вопросы применения для ограничения водопритока полиакриламида (ПАА) освещены в большом количестве публикаций отечественных [4, 14, 25, 26, 53, 55, 58, 60, 63, 66, 68, 76, 82] и зарубежных авторов [91, 96, 97]. Для выбора оптимального образца ПАА созданы рейтинговые списки, учиты-вающие необходимый комплекс свойств используемых реагентов и техноло-гий их применения [3, 7].
Анализ патентной информации свидетельствует о том, что для изоля-ции водопритока превалируют технологии с использованием композиций на основе ПАА. В частности, эффективно применение СПС в: - технологии, использующей в качестве сшивателя композиции бихро-мата калия и восстановителя [64];
- технологии, использующей в качестве сшивающей системы цеолит-содержащие породы, обработанные серной либо соляной кислотами [85];
- технологии с применением ПАА с добавкой хроматов [70];
- технологии с использованием в качестве наполнителя обезвоженных древесных опилок, пропитанных жидким стеклом или хлоридом трёхвалент-ного железа, кобальта, никеля, алюминия, хрома, их смесями;
- технологии на основе применения радиационно-обработанных водо-растворимых полимеров акрилового ряда.
Способы применения полимерсодержащих композиций непрерывно совершенствуются, в частности:
- в горизонтальных или наклонных добывающих скважинах осуществ-ляется закачка в ПЗП растворов ПАА, включающих в свой состав хромка-лиевые квасцы и растворы соляной кислоты с добавкой плавиковой кислоты [52];
- при закачке в пласт в качестве жидкости-носителя порошкообразной смеси водорастворимого полимера и сшивателя рекомендовано использова-ние смеси высоковязкой нефти и лёгкой смолы пиролиза или кубового остат-ка ректификации бензола с добавкой хлоридов металлов;
- закачка в пласт геле-, осадкообразующих реагентов в виде тонкодис-персных агрегативно-устойчивых обратных эмульсий в углеводородном рас-творителе с добавкой природных стабилизаторов эмульсий [34, 49]. Перспективны, на наш взгляд, полимерные системы, содержащие на-бухающие в воде, но не растворимые частицы полимеров (дисперсии гелевых частиц) [31, 36, 71]. В настоящее время широкое применение находит однокомпонентная полимерно-гелевая система «Темпоскрин» [35] - ПАА, подвергнутая радиа-ционной обработке. Закачка растворов Темпоскрина в воде различной мине-рализации позволяет регулировать проницаемость пласта, при этом динами-ческая вязкость раствора является функцией минерализации воды и времени экспозиции полимера в воде. Известно применение композиций на основе суперабсорбентов, например, FS-305 (ПАА сетчатой структуры) и обычных линейных ПАА, для воздействия на проницаемостно-неоднородные объекты разработки [21, 35, 59]. Для проведения водоизоляционных работ в прискважинных зонах, в первую очередь месторождений с высокой минерализацией пластовых вод, предложены композиции полимеров с ПАВ, избирательно воздействующие на обводнённые поровые каналы и пропластки [4]. Показано, что в отличие от индивидуальных растворов смеси ПАА и неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) обладают более высокими нефтевытесняющими и реологическими свойствами. К классу широко используемых в настоящее время «реоизоляционных» реагентов относят гелевые системы, образующиеся при химической сшивке лигносульфонатов - доступных и недорогих реагентов, представляющих со-бой отходы целлюлозно-бумажных производств [3, 40, 58, 67]. Экспериментально показано, что сшитые гели на основе гидролизного лигнина гарантируют образование прочного геля, выдерживающего давление от 103 до 717 МПа в намеченном интервале скважины [2]. Состав термоста-билен и устойчив к действию пластовых вод.
В последние годы широкое применение в области разработки техноло-гий для повышения нефтеотдачи нашли биополимеры, в частности реагенты БП-92, Симусан [60]. В отличие от ПАА биополимеры более устойчивы к термической, механической, окислительной, биологической деструкции [60]. В пластовых условиях биополимеры образуют прочные «сшитые» надмоле-кулярные структуры, выступающие в роли изолирующего экрана. В качестве реагентов, используемых для водоизоляции притока к скважинам, перспек-тивны дисперсные изоляционные реагенты [31].
Увеличение КИН при подключении трещиной ГРП отдалённых зон и гидродинамически изолированных линз месторождений нефти
К основным механизмам увеличения КИН в результате проведения операций ГРП следует отнести:
- подключение трещиной гидродинамически изолированных нефтена-сыщенных пропластков и линз. Вклад этого механизма наиболее существе-нен в сильнонеоднородных и расчлёненных пластах при больших длинах трещины;
- увеличение КИН в низкопроницаемых коллекторах в основном за счёт двух составляющих - разбуривания низкопродуктивных площадей, раз-работка которых без применения ГРП нерентабельна, и проведения ГРП в пластах, скважины которых без проведения операций ГРП не обеспечивают выработку запасов за проектный срок. Проведение операций ГРП влечёт за собой увеличение обводнённости продукции скважин и, соответственно, приводит к уменьшению охвата зале-жи заводнением вследствие увеличения неоднородности пласта (при прорыве закачиваемых вод через трещины ГРП, подключении трещиной водонасы-щенных пропластков).
Основным признаком подключения в разработку ранее невырабаты-ваемых зон месторождений нефти является уменьшение обводнённости до-бывающих скважин при проведении операций ГРП. В то же время выявлено, что, в частности, на месторождениях Харампурского направления обводне-ние продукции эксплуатируемых скважин связано и с динамическим дефи-цитом добываемого попутного газа. Теоретически, чем больше газа в составе добываемой нефти, тем она подвижнее и ниже её вязкость. Анализ обводне-ния скважин позволил сделать вывод о том, что у пласта Ю1 Харампурского месторождения имеются особенности: большой газовый фактор, расчленён-ность пластов, скважины после бурения непродолжительное время фонтани-руют. Так как попутно добываемый газ гораздо подвижнее нефти, с умень-шением его количества в добываемой продукции имеет место рост обводне-ния продукции скважин.
Сложнее оценить прирост запасов в результате подключения трещиной изолированных нефтенасыщенных пропластков или линз в случае проведе-ния операций ГРП на необводнённых скважинах или на новых скважинах при их выводе из бурения. В этом случае ввиду высокой обводнённости про-дукции скважин, а также отсутствия данных об их работе, оценку влияния ГРП на КИН по данным нормальной эксплуатации скважины рассчитать за-труднительно. Количественные характеристики изменения величины дрени-руемых запасов можно рассчитать лишь на основании данных анализа 3D геологической модели объекта. Для оценки влияния операций ГРП на КИН на основных объектах раз-работки Харампурского региона использовались две различные методики расчёта изменения коэффициента охвата пласта сеткой скважин:
- методика расчёта изменения коэффициента охвата пласта сеткой скважин, основанная на данных трёхмерной геологической модели;
- методика расчёта изменения коэффициента охвата пласта сеткой скважин, основанная на данных геостохастического моделирования.
Правильное решение задачи зависит от верно построенной цифровой геологической модели и основывается на правильном выборе модели наслое-ния (осадконакопления пород). Для построения модели наслоения выбирают-ся различные исходные схемы осадконакопления. В соответствии с первой моделью наслоение рассчитывается параллельно заданному реперу, в качест-ве которого, как правило, выбирается кровля или подошва разрабатываемого горизонта. При использовании однореперной модели синхронными считают все точки, равноудалённые от репера. Согласно второй модели (двухрепер-ной) синхронными считают точки, расположенные на равных глубинах. Кон-кретная схема наслоения, используемая для построения геологической мо-дели, выбирается на основании детального сопоставления корреляционных разрезов, полученных по обеим схемам наслоения с привлечением данных о геологическом строении формирования залежи нефти и газа. После выбора схемы наслоения на каждом синхронном слое (с опреде-лённым шагом по глубине) осуществляется построение карт распределения песчаников (по признаку коллектор-неколлектор). Далее в пределах связан-ных областей распространения песчаников строятся карты распределения фильтрационно-емкостных характеристик (пористости, проницаемости, на-сыщенности пластов нефтью). В основу построения карт слоёв положено распространение соответствующей информации по скважинам в пределах их областей Вороных (многоугольников ближайшего окружения). Наличие со-вокупности перечисленных карт представляет детальную 3D геологическую модель залежи.
Важной характеристикой эффективности разработки месторождения яв-ляется коэффициент охвата пласта сеткой скважин. Под коэффициентом охва-та пласта сеткой скважин при заданной системе разработки и плотности сетки скважин понимается отношение объёма пласта (песчаников) , кото-рый подвергнут заводнению при бесконечной продолжительности работы системы, к общему объёму нефтенасыщенных песчаников :
Здесь - объём i-ого изолированного гидродинамически связанного песчаного тела в пределах объекта разработки, дренируемого, по крайней мере, одной добывающей и одной нагнетательной скважинами.
Выделение песчаных тел в пределах построенной 3D-модели прово-дится в следующей последовательности.
По разрезу скважин, вскрывших залежь в интервалах, представленных песчаником, проставляется отрицательный индекс, свидетельствующий о том, что интервал не обработан. Интервалам неколлекторов присваивается нулевой индекс.
Анализ влияния кольматации околоскважинных зон, погрешностей определения пластового давления на эффективность проведения операций ГРП .
В процессе эксплуатации скважин, а также их глушения происходит кольматация призабойной зоны скважин, оказывающая негативное влияние на их продуктивность, причём степень влияния пропорциональна времени воздействия раствора глушения или жидкости промывки на призабойную зо-ну пласта. Следует отметить, что на производительность скважин сущест-венное влияние оказывают состояние ПЗП, её эффективная проницаемость вследствие, в частности, того, что ввиду радиального притока жидкости в скважину на единицу площади ПЗП приходится наибольшее количество ПАВ. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта может быть обу-словлено, в частности, выпадением содержащихся в нефти парафинов и ас-фальтеносмолистых веществ, их отложением на поверхности породы и стен-ках скважин.
По мере снижения пластового и забойного давлений наблюдается рост геостатического давления, следствием чего может являться существенная деформация пород-коллекторов, особенно в ПЗП. Следует отметить, что при забойном давлении в пласте ниже давления насыщения нефти газом проис-ходит его выделение, что снижает эффективную проницаемость пласта по нефти.
Целью ГРП является создание высокопроницаемого канала в зоне на-рушенной проницаемости пласта. При наличии возможности создания тре-щины ГРП, проходящей через зону повреждения, и приведения падения дав-ления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, продуктивность обработанных скважин возрастет. При этом важно, чтобы пластовое давление обеспечивало приток нефти к скважине. Поскольку при эксплуатации пласта проницаемость пород ухудшается в первую очередь в околоскважинной зоне, наблюдается снижение пластового давления именно в ПЗП, тогда как в удалённой части залежи запас пластовой энергии остаётся значительным. По мере снижения пластового давления газонасыщенность пласта воз-растает вследствие выделения из нефти газа. В результате возникает газовый режим эксплуатации пласта, при котором эффективная проницаемость пород для нефти уменьшается, а для газа возрастает, что приводит к снижению де-битов нефти скважин. По этой причине коэффициент нефтеотдачи оказыва-ется минимальным - 0,3…0,4 ед. - вследствие значительного расхода газа, запасы которого истощаются гораздо быстрее, чем запасы нефти. Весьма ха-рактерными для газового режима эксплуатации пластов являются залежи с большими газовыми факторами. При низкой проницаемости околоскважин-ной зоны пласта и давлении насыщения, близком к пластовому давлению, для извлечения остаточных запасов применяют вторичные методы интенси-фикации добычи нефти.
Следует отметить, что способ определения пластового давления в неф-тяной скважине с кольматированной околоскважинной зоной, включающий остановку скважины и основанный на методе КВД (кривой восстановления давления), не всегда даёт правильные результаты. Недостатком способа явля-ется то, что для полного снятия кривой восстановления давления необходима длительная остановка скважины, что ведёт к значительным потерям добычи нефти и большим эксплуатационным затратам. Кроме того, если околосква- жинная зона существенно кольматирована, то скважина практически не выхо-дит на радиальный поток, в итоге замеряется только околоскважинное давле-ние и не определяется точное значение пластового давления. Результатом яв-ляется значительное количество потенциальных, с точки зрения интенсифика-ции добычи нефти, скважин, отсеиваемых как нерентабельные.
Для исправления ситуации с подбором скважин для проведения опера-ций гидроразрыва пласта было принято, что скважины должны выбираться с учётом выработки запасов, даже если по результатам КВД пластовое дав-ление критически низкое, т.е. проведение операций ГРП на объектах с низ-кими пластовыми давлениями. На рисунке 3.6 приведены параметры эксплуатации скважины № 203 Фестивального месторождения до и после проведения операции ГРП. Уста-новлено, что дебит нефти вырос в 18 раз, пластовое давление (околосква-жинное) при этом возросло на 5 МПа. После получения положительных ре-зультатов проведения ГРП на скважине было рекомендовано проведение операций и на других объектах, где скважины ранее не подвергались гидро-разрыву в связи с тем, что эти зоны считались зонами с низким пластовым давлением, а следовательно, неперспективными.
Влияние несовместимости пластовой и закачиваемой вод на эффективность проведения операций ГРП
Исследования по определению степени влияния пластовых вод на про-ницаемость коллекторов проводились с использованием образцов керна, ото-бранных из скв. № 164, модели пластовой воды и воды из системы ППД (КНС-4) пласта БП14 Тарасовского месторождения. Все флюиды предвари-тельно отфильтровывались от мехпримесей. В опыте использовался образец, проницаемость которого по воздуху составила 0,01426 мкм2. Образец пред-варительно насыщался моделью пластовой воды. Далее через образец керна производилась фильтрация модели пластовой воды с постоянным расходом 42 см3/ч с целью определения проницаемости по воде (базовый уровень). При закачке более пяти объёмов пор модели пластовой воды градиент давления стабилизировался на уровне 1,84 МПа/м (рисунок 4.4), проницаемость по во де при этом составила 0,0032 мкм2. Далее производилась закачка воды КНС-4 с тем же расходом, что привело к резкому повышению градиента давления. При прокачке 20 объёмов пор воды градиент давления превысил значение 20 МПа/м, фильтрация была остановлена.
По результатам проведённых экспериментов было установлено, что вода системы ППД оказывает существенное влияние на проницаемость кол-лектора, причинами чего могут являться суффозия; набухание глин, что, од-нако, не согласуется с результатами рентгенофазового анализа; отложения солей (несовместимость закачиваемой и пластовой вод). В этом случае важно учитывать то, что при остановке нагнетательных скважин в зоне воздействия на пласт на заглинизированных залежах при ГРП не происходит набухание глин, но и развитие трещины преимущественно не направляется в сторону закачки воды ППД.
Следует отметить, что если бы имела место суффозия, то эффект про-явился бы при прокачке модели пластовой воды, т.е. наличие суффозии ма-ловероятно.
Влияние засорения пластов жидкостями ГРП Для определения степени загрязнения керна жидкостями ГРП были проведены фильтрационные исследования. Методика проведения фильтра-ции жидкости ГРП через исследуемый керн заключалась в следующем. Через подготовленную к опыту пористую среду фильтровали более 5 поровых объёмов нефти. Затем нефтенасыщенную пористую среду оставляли в стати-ческом режиме в течение 24 ч для протекания адсорбционных процессов. Да-лее вновь фильтровали нефть до стабилизации перепада давления и опреде-ляли проницаемость по нефти при связанной воде. Следующим этапом эксперимента являлось нагнетание в обратном на-правлении исследуемой жидкости ГРП при постоянном градиенте давления 32,1 МПа/м в течение одного часа с определением объёма закачанной жидко-сти. После закачки жидкости ГРП модель пористой среды выдерживалась в течение 24 ч в статическом режиме (соблюдались термобарические условия опыта, фильтрация при этом не осуществлялась). Затем в первоначальном направлении возобновляли фильтрацию нефти при расходе 1,0 см3/ч до пол-ной стабилизации перепада давления и определяли её фазовую проницае-мость. Далее увеличивали расход жидкости ГРП до 5,0 см3/ч и определяли искомые параметры. Затем определяли фазовую проницаемость по нефти при расходе 15,0 см3/ч. Таким образом, были получены значения коэффициентов восста-новления проницаемости по нефти - отношения относительных фазовых проницаемостей по нефти, полученных после фильтрации агента, к её на-чальной величине.
В качестве жидкостей ГРП были тестированы линейные и сшитые гели на водной и нефтяной основах.
Опыт 1. В модель пористой среды начальной нефтенасыщенностью 60,06 % и проницаемостью при связанной воде по керосину 0,0126 мкм2, по нефти - 0,01172 мкм2 в обратном направлении, чем фильтровалась нефть, за-качивалась жидкость ГРП (линейный гель на водной основе) при постоянном градиенте давления, равном 32,1 МПа/м, в течение 60 мин. Объём закачанно-го реагента составил 4,48 см3 (рисунок 4.5). Рисунок 4.5 - Динамика закачки линейного геля на водной основе (опыт 1)
Далее в обратном направлении производилась закачка нефти при по-стоянном расходе 1 см3/ч до стабилизации показателей вытеснения. Динами-ка градиента давления при фильтрации нефти в опыте 1 представлена на ри-сунке 4.6. На завершающей стадии фильтрации нефти проницаемость по нефти составила 0,00047 мкм2. Далее расход фильтруемой жидкости ГРП был увеличен до 5 см3/ч. Фа-зовая проницаемость по нефти составляла 0,00090 мкм2. После стабилизации градиента давления расход был увеличен до 15 см3/ч, что привело к увеличе-нию фазовой проницаемости по нефти до 0,00370 мкм2.
Таким образом, коэффициенты восстановления проницаемости по неф-ти в опыте 1 при постоянных расходах жидкости 1, 5 и 15 см3 составили 0,040; 0,076 и 0,316 соответственно (относительно первоначальной прони-цаемости по нефти).
