Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Опыт применения гидравлического разрыва пласта на нефтяных месторождениях и постановка задачи исследования автора . 7
1.1. Ключевые понятия о механизме гидравлического разрыва пластов... 7
1.2. Зарубежный и отечественный опыт использования гидроразрыва 10
1.3. Обобщение опыта проведения повторного и многоступенчатого гидроразрыва пласта . 21
Выводы по главе 1 28
ГЛАВА 2. Анализ эффективности применения грп для повышения выработки запасов нефти глинизированных коллекторов 30
2.1. Об основных направлениях разработки нефтяных месторожденийОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ» 30
2.2. Оценка эффективности проведения мероприятий ГРП с использованием характеристик вытеснения и методом сравнения с соседними скважинами по пласту АВ11-2 Самотлорского месторождения . 33
2.3. Статистический анализ данных эффективности применения гидроразрыва пласта на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения . 43
Выводы по главе 2 . 49
ГЛАВА 3. Выделение критериев успешности проведения многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах и комплексного параметра эффективности для оценки успешности многостадийного ГРП ... 51
3.1. Опыт применения технологии ГРП в горизонтальных скважинах Самотлорского месторождения... 52
3.2. Выработка критериев применимости технологии многостадийного ГРП . 56
3.2.1. Оценка успешности применения ГРП в горизонтальных скважинах в зависимости от геологических свойств участка пласта в районе точкибурения 57
3.2.2. Оценка успешности горизонтального бурения с ГРП с учетом влияния анизотропных свойств пласта . 61
3.2.3. Влияние синусоидального профиля ствола горизонтальной скважины на технологические показатели ее работы . 64
3.3. Комплексный параметр успешности применения многостадийного ГРП в условиях глинизированных пластов . 67
Выводы по главе 3 69
ГЛАВА 4. Теоретические исследования эффективности проведения операций многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине на объекте типа «рябчик» оао «славнефть-мегионнефтегаз»... 70
4.1. Обоснование выбора математической модели для оценки и распределения эффекта от проведения многостадийного ГРП в горизонтальной скважине 70
4.2. Описание используемой гидродинамической модели участка ОПР . 72
4.3. Существующие методы моделирования гидроразрыва пласта в представленном симуляторе. Преимущества и недостатки 78
4.4. Исследования эффективности проведения операций многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине 81
4.5. Поиск оптимальной схемы проведения 4 стадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине... 93
Выводы по главе 4 96
ГЛАВА 5. Первоочередные рекомендации по повышению эффективности разработки пласта ав11-2 на основе полученных результатов . 97
5.1. Оценка эффективности бурения новых скважин на пласт АВ11-2 «рябчик» Ватинского, Мегионского и Мыхпайского месторождений на базе вероятностно-статистической модели . 97
5.2. Обоснование применимости и оценка эффективности технологии многостадийного ГРП на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» на детализированной гидродинамической модели . 103
5.3. Первоочередные рекомендации по повышению эффективности разработки пласта АВ11-2 на основе полученных результатов в условиях Самотлорского месторождения 106
Выводы по главе 5 . 111
Выводы и рекомендации . 112
Библиографический cписок использованной литературы 114
- Зарубежный и отечественный опыт использования гидроразрыва
- Оценка эффективности проведения мероприятий ГРП с использованием характеристик вытеснения и методом сравнения с соседними скважинами по пласту АВ11-2 Самотлорского месторождения
- Выработка критериев применимости технологии многостадийного ГРП .
- Описание используемой гидродинамической модели участка ОПР
Введение к работе
Актуальность проблемы. Широко распространенный в последнее время локальный гидроразрыв пласта (ГРП) в нефтяной промышленности рассматривается как эффективный метод воздействия на призабойную зону скважин и как технология, увеличивающая приток нефти. Технология основана на механизме возникновения и распространения трещин в горных породах как при однократном, так и многократном гидравлических разрывах пласта. Опубликованные работы по ГРП в большинстве случаев относятся к вертикальному типу скважин, а информация и опыт проведения ГРП в горизонтальных скважинах (ГС), особенно при многократном ГРП (МГРП), достаточно узки. Это связано с тем, что процессы и теоретические исследования эффективности применения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах в условиях анизотропного неоднородного коллектора, а также определение оптимального количества стадий гидроразрыва с оценкой расстояний между создаваемыми трещинами практически мало исследованы. В условиях широкого развития технологий применения многократного гидроразрыва пласта на практике необходимость теоретических исследований усиливается в связи с тем, что, по данным опытных работ, например на Самотлорском месторождении, при вторичном ГРП от первого (базового) эффективность снижается на 17 %, а на третьем - на
31…35 %. Поэтому возникла необходимость разработки новых критериев успешности применения многократного ГРП в технологиях комплексного воздействия на пласт для использования в промысловых условиях. Такая задача в настоящее время является востребованной и актуальной.
Цель работы – совершенствование технологий многостадийного гидроразрыва пласта в анизотропном неоднородном нефтенасыщенном коллекторе с целью повышения притока нефти.
Основные задачи исследований:
-
Статистический анализ существующих технологий применения гидроразрыва в России и за рубежом;
-
Оценка основных параметров технологий ГРП и выявление причин их низкой эффективности;
-
Теоретические исследования эффективности проведения операции многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине в глинизированных нефтенасыщенных коллекторах;
-
Определение оптимальной схемы проведения четырехстадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине;
-
Выработка критериев эффективности применения технологии бурения горизонтальных скважин с многоступенчатым ГРП;
-
Разработка первоочередных рекомендаций по повышению эффективности вытеснения нефти из глинизированных пластов на основе полученных результатов исследований автора.
Методы решения поставленных задач
Для поиска аналитических решений поставленных задач в представленной работе использовались численные методы решения отдельных промысловых задач. Моделирование разработки горизонтальными скважинами реального месторождения проведено при помощи двух- и трехфазного симуляторов «Tempest-More». Расчеты отдельных технологических показателей выработки запасов нефти залежи выполнены с привлечением современной вычислительной техники. Обобщение результатов использования технологий ГРП в горизонтальных скважинах проведено по промысловым данным.
Научная новизна результатов работы:
-
На основе анализа фактического материала и выполненных теоретических исследований предложена методика расчета комплексного параметра эффективности многостадийного ГРП, включающая разделение факторов успешности на геологические, конструкционные и технологические группы с выделением семи критериев успешности;
-
В результате численных исследований технологий многостадийного ГРП установлена пороговая эффективность числа воздействий на анизотропный неоднородный нефтенасыщенный коллектор с ГРП не более четырех с расстояниями расположения точек воздействия пропорционально по длине горизонтального ствола числу воздействий, а при внедрении последующих операций прирост оценивается на уровне
2 %, что указывает на низкую эффективность; -
В условиях выработки глинизированных коллекторов типа «рябчик» применение многоступенчатого гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине при её проводке в наиболее продуктивной части пласта имеет преимущества над наклонной горизонтальной скважиной, охватывающей все пропластки.
На защиту выносятся:
обоснование определения комплексного параметра успешности применения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах при отборе нефти из глинизированных коллекторов;
методика изучения и определения числа воздействий с ГРП на анизотропный неоднородный коллектор по длине горизонтального ствола добывающей скважины;
методика определения оптимальных расположения и ориентации стволов горизонтальной добывающей и нагнетательной скважин;
результаты опытно-промышленных работ (ОПР) по рекомендациям автора.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Результаты диссертационной работы используются при разработке анизотропных неоднородных нефтенасыщенных коллекторов с ГРП на Ватинском, Мыхпайском, Мегионском, Ново-Покурском месторождениях.
Комплекс мероприятий, включающий работы по технологиям многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах, реализован на 25 скважинах в период с 2010 по 2013 гг., что дало возможность дополнительно добыть 8540 т нефти с экономическим эффектом 16,9 млн рублей.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на производственно-технических советах ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Москва, г. Мегион, 2010 - 2013 гг.), на научно-технических советах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2012, 2013 гг.), на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2013 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 14 научных трудах, в том числе 7 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 108 наименований. Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 11 таблиц, 76 рисунков.
Автор выражает глубокую благодарность специалистам
ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и сотрудникам
ООО НПО «Нефтегазтехнология» за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.
Зарубежный и отечественный опыт использования гидроразрыва
Гидравлический разрыв пласта - способ механического воздействия на пласт-коллектор нефти и газа, при котором материал породы под действием высокого давления за счет закачки в скважину жидкости разрыва с расходом, превышающим потенциальную способность скважины к поглощению, разрывается по плоскостям минимальной прочности [19]. При этом жидкости, передающие энергию, необходимую для разрыва, с устья на забой скважины, именуются жидкостями разрыва. Под воздействием избыточного давления геометрические размеры трещины увеличиваются, возникает связь с системой естественных трещин пласта, не контактирующих со скважиной, и с высокопроницаемыми зонами, что приводит к расширению области дренирования скважины. В образованные жидкостями специального состава трещины закачивают зернистый материал (проппант), который удерживает трещины раскрытыми после снятия внешнего воздействия [19].
Метод ГРП может иметь множество технологических вариаций, обусловленных особенностями каждого объекта обработки и поставленной целью. Технологии гидравлического разрыва отличаются обычно объемами закачки технологических жидкостей и проппанта, что определяет разнообразие размеров создаваемых трещин [21].
Весьма широкое применение получил локальный ГРП как метод воздействия на призабойную зону скважин (ПЗС), обладающий высокой эффективностью. Бывают случаи, когда дебит добывающей скважины увеличивается в 2…3 раза при создании трещин длиной 10…25 м с закачкой нескольких десятков кубических метров жидкости и нескольких тонн проппанта. Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к улучшению не только фильтрационных свойств призабойной зоны, но и к увеличению охвата пласта воздействием по толщине, вовлечению в активную разработку дополнительных запасов нефти и повышению коэффициента нефтеизвлечения в целом. При этом отметим, что возможно как снижение текущей доли воды в добываемой продукции, так и ее увеличение. В работе [19] указывается, что оптимальная длина трещины при проницаемости пласта 0,01…0,05 мкм2, как правило, составляет до 60 м, а объем закачки - от 10 до 100 м3 жидкости и от 1 до 10 т проппанта.
Технология гидравлического разрыва пласта основана, прежде всего, на понимании механизма формирования и распространения трещинной системы в породах, что позволяет просчитывать геометрию трещины и, при необходимости, оптимизировать ее параметры. Математическое моделирование процесса образования трещин в пласте в результате ГРП основано на законах теории упругости, физики пластов, теории фильтрации флюидов в пласте, а также термодинамики. Впервые теоретическую модель распространения трещины, которая получила общее признание, предложили Ю.П. Желтов, С.А. Христианович и Г.И. Баренблатт [5, 13 - 15] (модель I). Позже L.R. Kern, Т.К. Perkins, [97] была предложена другая модель (модель II). Основное отличие этих моделей заключается в физической постановке задач (рисунок 1.1). Рисунок 1.1 – Модели формирования вертикальной трещины [5, 13 - 15, 97]
Высота вертикальной трещины постоянна в обеих моделях, но в модели I поперечное сечение трещины по вертикали - прямоугольник, а в модели II - эллипсоидальной формы. Горизонтальное сечение трещины в модели I - это эллипс с имеющимися заострениями на концах трещины, а в модели II - эллипс. Описанные модели опираются на линейную теорию распространения трещин в упругом теле. Различием в моделях обусловлено различие поведения давления в трещине, а также и других параметров процесса ГРП. Области применения представленных моделей приведены в работе [92]: согласно модели I описывается распространение вертикальной трещины в горизонтальной плоскости, а в рамках модели II - ее рост в вертикальной плоскости. На стадии формирования трещины, когда ее длина намного меньше ее высоты, возможно применение модели I. Модель II применима на поздней стадии, когда длина трещины уже значительно превышает ее высоту. В настоящее время в практике нефтедобычи широкое распространение получили модели псевдотрехмерного типа, которые представляют собой комбинацию двух известных двумерных моделей, описывающих процесс распространения трещинной системы и течение жидкости в ней в двух взаимно-перпендикулярных плоскостях [107]. Исследования механизма образования трещин при проведении гидравлического разрыва пласта и вопросы математического моделирования этого процесса освещены в работах [48, 49, 74, 75, 107].
Основной фактор, влияющий на геометрию образования трещины, - это распределение тектонических напряжений в горной породе [34]. На небольших глубинах вертикальное напряжение может оказаться значительно меньше, чем горизонтальное, что способствует формированию трещины горизонтального типа. В нормальных условиях такие трещины образуются на глубинах до 200 м, а трещины вертикального типа - на глубинах более 400 м [49]. На промежуточных глубинах, характеризующихся примерным равенством главных напряжений, ориентация трещин зависит от других факторов. Поскольку в настоящее время практически все разрабатываемые нефтяные и газовые месторождения расположены на значительных глубинах, при проведении теоретических исследований рассматриваются модели образования именно вертикальных трещин.
Гидравлический разрыв проводится при высоких величинах избыточных давлений, достигающих порой 100 МПа, с большими расходами технологической жидкости, проппанта и при одновременном использовании многообразной и сложной техники (рисунок 1.2) [63], что требует особой подготовки технического персонала и соблюдения необходимой техники безопасности. - насосные агрегаты 4АН-700; 2 - пескосмесительные агрегаты ЗПА; 3 - автоцистерны ЦР-20 с технологическими жидкостями; 4 - песковозы; 5 - блок манифольдов высокого давления; 6 - арматура устья 2АУ-700; 7 - станция контроля и управления процессом (расходомеры, манометры, радиосвязь)
Впервые в нефтепромысловой отрасли гидравлический разрыв пласта был осуществлен в США в 1947 г. Технология проведения ГРП и соответствующие теоретические наработки о процессе были представлены в работе [72] в 1949 г., после чего метод ГРП получил широкое распространение. К 1956 г. в США было проведено более ста тысяч операций ГРП [78]. Развитие теоретических представлений о процессе [5, 13, 14, 72, 74, 77, 78, 92, 97, 104] и оптимизация технических характеристик применяемого оборудования, используемых жидкостей разрыва и расклинивающих материалов привели к тому, что успешность операций достигла значения 90 % [77]. К 1968 г. во всем мире было осуществлено более одного миллиона операций по стимулированию добывающих скважин методом гидравлического разрыва. Наибольшее количество скважиноопераций в США проводилось в 1955 г. и составило 4500 внедрений в месяц. К 1972 г. это количество уменьшилось до 1000 ГРП в месяц и к 90-ым годам стабилизировалось на уровне 1500 операций в месяц [77, 84].
Оценка эффективности проведения мероприятий ГРП с использованием характеристик вытеснения и методом сравнения с соседними скважинами по пласту АВ11-2 Самотлорского месторождения
Проблема интенсивного обводнения скважин и пласта в целом ведет к резкому изменению распределения вытесняемых запасов в процессе разработки нефтяной залежи и тем интенсивнее в тех участках, когда послойная и зональная неоднородности по проницаемости значительны. Как показали исследования сотрудников НПО «Нефтегазтехнология» и ряда российских институтов, происходят дробление и рассредоточение запасов нефти на отдельные участки при раннем интенсивном заводнении, особенно в глинизированных и низкопроницаемых пластах, в которых происходит затухание фильтрации. Поэтому применение комбинированных технологий при проводке вертикальных, горизонтальных (одноствольных и многоствольных) скважин в сочетании с интенсификацией притока нефти к забою скважин (ГРП, кислотная обработка) необходимо применять в целом для повышения эффективности выбираемой комплексной технологии, в особенности заводнением. Для оперативной оценки и выбора геолого-технических мероприятий (ГТМ) был предложен многофункциональный параметр эффективности, который позволяет однозначно определить эффективность варианта извлечения запасов нефти, например, функцией вида:
Дадим пояснение о значениях в числителе и знаменателе. В числителе численно отражается эффективность выработки запасов, т.е. чем больше числитель, тем разработка эффективнее. Величина же в знаменателе характеризует качество нефтевытеснения. Чем выше ВНФ, тем выше неоднородность по проницаемости пласта, разделенного на низкопроницаемую и высокопроницаемую части, и соответственно, ниже объем вытесненной нефти. Поэтому раннее применение заводнения (с началом разработки), по опыту многих исследователей, является дискуссионным, пока не будет достаточной информации о пласте для первичной оценки геологической модели и распределения запасов на участке (залежи). Поэтому на вновь вводимых новых месторождениях основные усилия специалистов направлены на получение как можно большей информации о геологическом строении и оценке запасов нефти на ранней стадии разработки. Для оценки и проведения отдельных технологических расчетов, а также фильтрационных характеристик пласта разработаны локальные пакеты программ, подробное описание которых представлено нами в [47]. Для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ» в настоящее время начинается промысловое внедрение перспективного метода стимуляции притока к скважине – многостадийного гидроразрыва пласта. Данная технология уже опробована в значительном объеме на соседнем Самотлорском месторождении и является востребованной при выработке запасов нефти глинизированных коллекторов. В связи с чем считаем целесообразным изучение передового опыта Самотлорского месторождения с целью избежания возможных ошибок и неэффективных операций перед внедрением технологий МГРП на месторождениях ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ».
Извлечение запасов нефти, которые сосредоточены в низкопродуктивных зонах неоднородного коллектора и являются потенциально трудноизвлекаемыми запасами, сопровождается комплексом негативных факторов, из которых основным считается низкий уровень притока жидкости к забою добывающей скважины. Для решения данной проблемы, особенно в случае низкопроницаемых пластов, на практике внедряется комплекс известных технических приемов [33]: от обработки скважин кислотами до создания многоствольных интеллектуальных скважин и внедрения гидроразрыва пласта. Все эти технические решения многократно встречаются в научно-технических публикациях и патентах.
С целью интенсификации выработки запасов нефти пласта АВ11-2 Самотлорского месторождения в целом по пласту были проведены гидравлические разрывы в 1415 скважинах. В рамках рассматриваемых блоков проведено 250 мероприятий гидроразрыва пласта по 211 скважинам различного типа.
Пласт АВ11-2 по добывным характеристикам является низкопродуктивным, поскольку характеризуется прерывистостью коллектора и низким значением проницаемости (до 10 мД). Добывающие скважины после освоения, в основном, эксплуатируются в циклическом режиме накопления со средними дебитами по нефти до 5…6 т/сут при стартовой обводненности продукции до 20 %.
Информация об эффективности проведения мероприятий гидроразрыва пласта на объекте АВ11-2, предоставленная специалистами «ТНК-Нижневартовск», на наш взгляд, является недостаточно полной, поскольку в данной базе эффективность мероприятий ГРП, выполненных при переводе скважин с других объектов, оценивалась по отношению к «нулевому» дебиту (фактически отсутствует период работы скважины на этом объекте без ГРП). Поэтому было принято решение о проведении дополнительной оценки эффективности мероприятий ГРП на объекте АВ11-2 с учетом стартовых параметров работы скважин, переводимых с других объектов, по отношению к текущим параметрам работы соседних скважин. Стоит отметить, что дебиты нефти, жидкости, обводненность по скважинам на период до проведения ГРП, то есть за базовый аппроксимационный период, рассчитывались исходя из дебитов и обводненности соседних скважин на тот же исторический период.
Гидроразрыв продуктивного пласта представляет собой метод не только интенсификации притока жидкости к скважине, но также является способом вовлечения в разработку ранее активно недренируемых запасов нефти. В связи с чем при расчете эффективности осуществленного мероприятия ГРП возможно использование широко применяемых на практике характеристик вытеснения.
Основная сущность оценки эффективности проведения операции ГРП – сравнение накопленных показателей разработки скважины «до» и «после» применения данной технологии с учетом изменения дебитов и доли воды в продукции скважины. В качестве инструмента оценки используется метод, основанный на характеристиках вытеснения и динамическом анализе зависимостей накопленных параметров работы скважин. Для каждой скважины подбирается соответствующая характеристика вытеснения, наиболее точно описывающая характер работы скважины до проведения ГРП. Базовый (аппроксимационный) участок, на основании которого рассчитываются показатели работы скважины без ГРП, желательно ограничить либо резкими изменениями в дебитах скважины, либо изломом кривой вытеснения. На рисунке 2.2 приведен пример подбора характеристики вытеснения для скважины № 34924. Как видно из рисунка, на выбранном аппроксимационном участке соотношение дебитов жидкости скважины в точности описывается выбранной характеристикой вытеснения. На основании выбранного аппроксимационного участка и характеристики вытеснения рассчитываются показатели работы скважины «без ГРП», причем длительность наблюдаемого эффекта от ГРП также ограничивается либо резкими изменениями в дебитах нефти и жидкости скважины, либо изломом характеристики вытеснения. Значение величины дополнительно добытой нефти от проведения ГТМ рассчитывается как разность между накопленной добычей за период наблюдаемого эффекта с ГРП и без ГРП.
Выработка критериев применимости технологии многостадийного ГРП .
Подбор скважин-кандидатов для проведения операции многостадийного ГРП в настоящее время не является достаточно изученным и обоснованным. Помимо очевидных отличий от технологии традиционного ГРП и связанных с данным фактом сложностей в случае многостадийного ГРП также целесообразно выделить критерии предельной эффективности. Так, рост эффективности проведения многостадийного ГРП с увеличением таких параметров, как длина горизонтального ствола и количество стадий ГРП, не является линейным, и каждая последующая стадия ГРП или протяженность ствола горизонтальной скважины приводит к меньшему увеличению дебитов скважины.
Для изучения данной проблемы, выделения критериев применимости многостадийного ГРП в скважинах глинизированных коллекторов и выработки комплексного параметра успешности проведения операции был проанализирован ряд параметров скважин. Данные параметры были разделены на три группы: геологические параметры участка расположения скважины: эффективная толщина коллектора; расчлененность прослоев коллектора; геофизический параметр пс; параметры технологии проводки скважины (параметры конструкции): протяженность горизонтального участка; форма профиля ствола горизонтальной скважины; пространственная ориентация ствола скважины относительно линии сноса; технологические параметры: количество стадий ГРП.
Оценка успешности применения ГРП в горизонтальных скважинах в зависимости от геологических свойств участка пласта в районе точки бурения Для качественной оценки свойств коллектора в районе бурения горизонтальных скважин с проведенными в них многостадийными ГРП были выделены три параметра: 1) эффективная толщина коллектора как параметр, характеризующий объемы сосредоточенной в пласте нефти на единицу площади; 2) расчлененность коллектора. Данный параметр описывает изолированность пропластков по глубине коллектора, что в случае горизонтальной скважины может означать недренируемость части запасов, и устраняется при проведении ГРП; 3) геофизический параметр пс. Данный параметр характеризует качество коллектора в пласте, в частности наличие коллекторского песчаного материала в породе пласта.
Из всех проведенных ГРП на рассматриваемом участке пласта АВ11-2 Самотлорского месторождения приведенные геологические параметры участка бурения имелись лишь на 14 скважинах, поэтому в данном разделе для анализа эффективности проведения ГРП в зависимости от геологических параметров размер выборки проведенных ГРП был сокращен до 14 скважин.
Для трех рассматриваемых параметров были выделены интервалы, в пределах которых рассматривались стартовые и текущие показатели работы скважин, - соответственно низкие значения, средние значения и высокие значения. На рисунке 3.4 приведены гистограммы распределения количества скважин в каждой из групп.
Эффективная толщина коллектора Данный параметр характеризует объемы запасов нефти, приходящиеся на единицу площади пласта. Таким образом, логично предположить, что эффективность пробуренных на данном участке скважин тем выше, чем выше нефтенасыщенная толщина пласта данного участка. Для эффективной толщины пласта были выделены следующие интервалы значений: низкие значения - до 8 мД; средние значения - от 8 до 14 мД; высокие значения - от 14 мД. Гистограмма распределения средних начальных и текущих показателей работы скважин с многостадийным ГРП в зависимости от эффективной толщины коллектора приведена на рисунке 3.5.
Рисунок 3.5 – Гистограмма распределения средних стартовых и текущих дебитов скважин с многостадийным ГРП в зависимости от эффективной толщины коллектора
Как видно из рисунка, при низких значениях эффективной толщины коллектора стартовые показатели скважины находятся на низком уровне, а показатели работы скважин при средних и высоких значениях одинаково высоки. С течением времени данные показатели изменяются, и распределение текущих дебитов скважин уже соответствует параметру эффективной толщины.
Расчлененность прослоев пласта Данный параметр описывает разрозненность дренируемых запасов по глубине пласта. В отличие от вертикальной скважины горизонтальный ствол не вскрывает всю нефтенасыщенную толщину пласта в районе бурения, а проходит вдоль одного или нескольких пропластков. Проведение гидроразрыва позволяет соединить разрозненные пропластки между собой и тем самым повысить показатели работы скважины и увеличить выработку запасов нефти.
Для параметра расчлененности пласта были выделены следующие интервалы значений: низкие значения - до 3 прослоев включительно; средние значения - свыше 3 и до 6 прослоев; высокие значения - 6 и более прослоев.
Гистограмма распределения средних начальных и текущих показателей работы скважин с многостадийным ГРП в зависимости от расчлененности интервалов пласта приведена на рисунке 3.6.
Гистограмма распределения средних стартовых и текущих дебитов скважин с многостадийным ГРП в зависимости от расчлененности пласта
Аналогично параметру эффективной толщины, при низких значениях расчлененности стартовые показатели работы скважин с многостадийным ГРП находятся на низком уровне, а при средних и высоких значениях - на высоком и практически ничем не отличаются друг от друга. С течением времени ситуация в данном случае также выравнивается, и текущие показатели работы скважин уже распределены согласно увеличению количества интервалов в общей толщине пласта.
Геофизический параметр пс характеризует качество песчаного материала в породе, слагающей пласт. Можно сказать, что данный параметр учитывает в совокупности и объемы извлекаемых запасов нефти (т.е. запасов, сосредоточенных именно в дренируемых песчаных породах) и возможность их извлечения (т.е. качество самого песчаника в пласте - наличие в нем глинистых включений и его фильтруемость).
Описание используемой гидродинамической модели участка ОПР
В настоящее время реализация интенсивной системы разработки пластов типа «рябчик» на месторождениях ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ», являющихся продолжением верхних пластов АВ11-2 Самотлорского месторождения, осложняется определенными трудностями прогнозирования параметров работы проектных скважин, обусловленными, прежде всего, спецификой геологического строения пласта. При этом данный объект, содержащий значительные запасы нефти, широко распространен на площади Ватинского, Мегионского и Мыхпайского месторождений и по площади сопоставим с соседним Самотлорским месторождением. Поэтому освоение запасов пластов типа «рябчик» является одной из приоритетных задач предприятия для поддержания уровней добычи нефти и требует проведения специальных теоретических исследований по определению эффективности выработки запасов нефти с применением скважин различных конструкций и мероприятий интенсификации притока. Прежде всего, данный шаг необходим по причине отсутствия реального промыслового опыта разработки объекта «рябчик» на упомянутых месторождениях. В то же время на соседнем Самотлорском месторождении в настоящее время ведется активное освоение запасов нефти пласта АВ11-2, в основном с применением технологии гидроразрыва пласта, причем максимальной продуктивностью обладают скважины горизонтального типа с применением многостадийного ГРП. Отметим, что на Самотлорском месторождении были проведены специальные теоретические исследования по изучению притока к скважине с проведенным многостадийным ГРП, основные результаты которых опубликованы в работах [16, 27, 52]. Однако сформулированные авторами выводы были основаны на модели гипотетической залежи нефти, «насыщенной» свойствами пласта АВ11-2 Самотлорского месторождения. Кроме того, фильтрационно-емкостные свойства объекта «рябчик» на площади Ватинского, Мегионского и Мыхпайского месторождений существенно отличаются от таковых Самотлорского месторождения, причем не в лучшую сторону. В таблице 4.1 представлено распределение литотипов пласта АВ11-2для всех зональных интервалов на рассматриваемых месторождениях, из которой видно, что в целом на Самотлорском месторождении распространены литотипы «собственно рябчик» (24,2…50,8 %), «опесчаненный рябчик» (30,4…57,6 %), на Ватинском, Мегионском, Мыхпайском месторождениях - литотипы «собственно рябчик» (28,4…74,5 %), «глинистый рябчик» (12…35 %); литотипы «песчаник», «глинистый песчаник и алевролит» на данных месторождениях практически отсутствуют (0…1,9 %).
Поэтому пласт АВ11-2 в пределах Ватинского, Мегионского, Мыхпайского месторождений является более глинистым (высокое содержание глинистого материала в породе) в отличие от пласта АВ11-2 на Самотлорском месторождении, где коллекторы представлены опесчаненными породами. Данные факты явно свидетельствуют о необходимости проведения аналогичных [16, 27, 52] исследований применительно к сфере интересов ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ», основные результаты которых и принципиальные отличия от аналогичных трудов представлены ниже.
Используя ранее полученные в работах [16, 27, 52] методические приемы, проведем изучение процессов, происходящих в продуктивном пласте при дренировании запасов нефти к скважине, стимулированной методом ГРП, на модели трехфазной фильтрации флюидов с применением специального программного комплекса гидродинамического моделирования «Tempest-More» версии 7.0 (Roxar). Выбор данного пакета был обусловлен следующими техническими возможностями: 1. Возможностью моделирования процессов фильтрации флюидов (нефти, газа, воды) в пласте с достаточной степенью точности;
2. Возможностью создания пространственной сетки различных размеров и форм (в том числе локальных изменений) исходя из конкретных условий поставленной задачи;
3. Удобным представлением полученных результатов в системном виде, позволяющем оперативно их оценивать, сравнивать, анализировать и принимать необходимые решения по изменению входных данных для оптимизации рассматриваемых вариантов;
4. Временем, затрачиваемым для выполнения поставленных гидродинамических задач, приемлемым для существующих технических устройств.
При этом для проведения исследований была создана полноценная детализированная гидродинамическая модель участка пласта АВ11-2 Ватинского месторождения (участок высокой плотности запасов нефти), описание которой представлено ниже.
Вся перечисленная информация о ГМ залежей нефти пласта АВ11-2 Ватинского месторождения содержится в виде структурных карт по кровле коллектора продуктивных пластов, карт эффективных толщин коллекторов, карт эффективных нефтенасыщенных толщин, карт коэффициента открытой пористости, карт проницаемости, карт коллектор-неколлектор. Дополнительно к этому не охваченные картированием данные хранятся в файлах специального формата в виде 3-мерных кубов значений по каждому параметру ФЕС (насыщенности, пористости, проницаемости и др.).
