Анализ эффективности применения ГРП на Варьёганском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

КАФЕДРА РЭНГМ

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП НА ВАРЬЁГАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Руководитель практики:

доцент, к.т.н,

Копытов А. Г.

Выполнил:

студент группы РМм-15-3

Ахундзаде Н.И.

Тюмень

2016

Оглавление

Введение

1. Анализ эффективности ГРП на Варьеганском месторождении

2. Рекомендации по применению технологии ГРП

Заключение

Список используемых источников

Введение

В настоящее время состояние разработки на месторождениях Западной Сибири характеризуется снижением темпов добычи нефти вследствие прогрессирующего роста обводненности и истощения пластовой энергии. Дальнейшая эксплуатация таких залежей требует применения нетрадиционных методов повышения нефтеизвлечения.

Эксплуатация сложно - построенных залежей традиционными для Западной Сибири методами малоэффективна и нерентабельна. Конечный коэффициент нефтеотдачи здесь, в лучшем случае, может составить 0,2 - 0,25 (но, как показывает опыт, он едва достигает 0,15), при низких темпах отбора (1 - 3%) и длительных сроках разработки.

Создавшаяся ситуация обуславливает необходимость поиска, создания и промышленного внедрения новых технологий воздействия на пласты.

При разработке низко-проницаемых коллекторов все большее применение находят технологии, связанные с методом гидравлического гидра-разрыва пласта как способа интенсификации притока жидкости, а также способа разработки залежей с трудно извлекаемыми запасами нефти. В связи с этим возникает необходимость оценки результатов применения данной технологии на процессе извлечения нефти.

Целью данной работы является анализ эффективности производства гидравлического разрыва пласта на Варьеганском месторождении. Основными задачами данного исследования являются: оценка эффективности проведенных по ГРП работ;

Оценка влияния гидра-разрыва на динамику обводнения скважин и нефти-отдачу пласта; предложения по совершенствованию системы разработки с учетом новой.

1. Анализ эффективности ГРП на Варьеганском месторождении

По состоянию на 1.01.2010 г. на Варьеганском месторождении в добычу после ГРП запущено 38 скважин. Основная часть обработок (63 %) осуществлена на скважинах эксплуатационного фонда: 22 ГРП на действующих скважинах, 2 обработки выполнены при переводе с других горизонтов; на скважинах при вводе из бурения проведено 14 операций. Кроме того, 2 скважины после ГРП работают в нагнетательном фонде. Применение ГРП на месторождении начато в 2001 г. (в 2001 г. - 2 ГРП, в 2002 г. 3 ГРП в 2003 - 2004 гг. выполнение обработок было приостановлено; в 2005 г. вновь возобновлено, при этом отмечено увеличение годового объема скважино-операций до 14, однако в последующие годы количество ГРП снижается. месторождение скважина пласт геологический

Основным объектом воздействия является пласт БС10 (18 ГРП - 47 % от общего числа операций на добывающих скважинах); меньшее количество ГРП выполнено на пластах ачимовской толщи (12 ГРП) и объекте ЮС1 (8 ГРП, рисунок 1) Дополнительная добыча нефти в результате проведения 24 ГРП на скважинах эксплуатационного фонда на месторождении составила 234.4 тыс. т, на скважинах из бурения - 78.7 тыс. т. Средние показатели по объектам воздействия приведены в таблице 1.

Рисунок 1 Распределение количества ГРП по объектам обработки с выделением категории скважин.

Таблица 1 Дополнительная добыча нефти по объектам воздействия ГРП. Варьеганском месторождение.

Объект БС 10

По состоянию на 1.01.2010 г. на объекте выполнено 18 обработок (14 ГРП - на скважинах эксплуатационного фонда, 4 ГРП - на скважинах из бурения). Суммарная дополнительная добыча нефти на дату анализа по скважинам эксплуатационного фонда составляет 196.5 тыс. т (в среднем на одну скважино-операцию - 14.0 тыс. т) или без учета скважины № 5552 - 69.5 тыс. т (в среднем - 5.3 тыс. т/скв.); по скважинам фонда из бурения - 30.5 тыс. т (скважины №5241, 6053 после эксплуатации в добыче 2 месяца были переведены под закачку, их суммарной отбор нефти составил 390 тонн; по скважине № 7241 -29.1 тыс. т). Первая операция ГРП на объекте выполнена в 2001 г. СК «КАТКОнефть» на эксплуатационной скважине № 7349 в восточной части месторождения, рисунок 2. Операция осуществлена по верхней части пласта БС102-3, при этом водонасыщенная часть коллектора отделена от интервала воздействия глинистыми прослоями, чередующимися с нефтенасыщенными пропластками. Таким образом, мощность нефтенасыщенной части составила - 5 м, проницаемость - 84 мД, глинистый экран - 2 м. Обработка с массой проппанта 3.5 тонны выполнена посредством жидкости разрыва на нефтяной основе с высоким темпом закачки (3.5 м3/мин). В результате обработки произошло подключение водонасыщенных интервалов (kh вод - 492 мД*м); после ГРП получена высокая обводненность продукции (81.1%) и, как следствие, низкий дебит нефти (5.9 т/сут, прирост - 5.7 т/сут). Дальнейшее внедрение метода продолжено в 2005 г. (в период 2005-2008 гг. выполнено 13 ГРП на скважинах эксплуатационного фонда, при этом на 2005 г. приходится основной объем операций - 7 ГРП).

Рисунок 2 Схема расположения скважин с ГРП на карте разработки объекта БС 10 Варьеганском месторождения по состоянию на 01.01.2010 г.

Рисунок 3 - Данные по скважине № 7349 Варьеганского месторождения (ГРП).

Сопоставляя обработки 2005-2007 гг., можно отметить, что с течением лет возрастает проницаемость коллектора в интервале ГРП, рисунок 3.а. В 2008 г. воздействию подвергнута горизонтальная скважина № 5141Г, вскрывающая 55.8 м нефтенасыщенной толщины. В 2006-2008 гг. значительно увеличена масса проппанта - в 5 раз по сравнению с 2005 г., а также увеличен темп закачки жидкости разрыва (с 1.6 в 2005 г. до 2.1, 2.9 и 3.0 м 3 /мин в 2006, 2007 и 2008 гг. соответственно, рисунок 3. б. Максимальные дебиты жидкости отмечены после обработок 2007 г. (56.8 т/сут, что выше показателей других лет на 31-45 %, рисунок 3.в), нефти - после ГРП 2008 г. (20.5 против 17.9 и 14.5 т/сут в 2005 и 2006-2007 гг. соответственно). Отметим, что операции 2005-2007 гг. выполнены на скважинах с высокими базовыми показателями эксплуатации на момент ГРП, в результате чего начальный прирост дебита нефти, несмотря на сравнительно высокое значение дебита нефти после ГРП, низок, рисунок 3.г.

Рисунок 4 - Средние значения основных геологических характеристик пласта (а), технологических параметров ГРП (б) и показателей эффективности обработок (в, г). ГРП 2005-2008 гг. Объект БС 10. Эксплуатационный фонд

В ходе анализа гидра-разрыва пласта на скважинах эксплуатационного фонда отмечены тенденции роста дебита жидкости после ГРП с увеличением эффективной мощности пласта, рисунок 4 а, дебита нефти после воздействия с ростом нефтенасыщенной мощности пласта, рисунок 4 б и обводненности после ГРП с ростом дебита жидкости после воздействия, рисунок 5.

Рисунок 5 - Зависимость дебита жидкости после ГРП от мощности плата (а) и дебита нефти после ГРП от нефтенасыщенной мощности пласта (б) по группам скважин с различной массой проппанта. Эксплуатационный фонд. Объект БС 10

Рисунок 6 Сопоставление обводненности после ГРП с дебитом жидкости после ГРП по группам скважин с различной массой проппанта. Эксплуатационный фонд. Объект БС 10

Кроме того, отмечена тенденция увеличения обводненности продукции после ГРП с увеличением доли водонасыщенных пропластков, рисунок 7, вследствие чего не рекомендуется проведение ГРП на пластах с долей водонасыщенных пропластков более 0.73 д.ед.

Рисунок 8 Зависимость обводненности продукции после ГРП от доли водонасыщенных пропластков. Эксплуатационный фонд. Объект БС 10

На скв. № 5651 была проведена малообъемная обработка (9 т проппанта), после чего дебит жидкости увеличился в 3 раза (с 35 до 92 т/сут), при этом обводненность не изменилась (на уровне 90-95 %). Это обусловлено тем, что скважина до ГРП работала с внутрипластовым перетоком с подошвенной водонасыщенной части пласта, а после обработки произвели замену насоса на более мощный (с ЭЦН 25-1500 на ЭЦН 80-1700). Основное количество обработок выполнено с массой проппанта 3-10 т. На скв. № 7350 при выполнении ГРП (30.05.2006 г.) по верхнему интервалу пласта БС 10 2-3 в пласт закачано 50.3 т проппанта, в результате произошло подключение водонасыщенных интервалов и резкий рост обводненности (с 5.1 до 98.9%), ГРП на скважине № 7346 (19.05.2006 г.) также осуществлен с закачкой сравнительно высокой массы расклинивающего агента (20.2 т), однако операция выполнена в условиях более мощной глинистой перемычки, чем на скважине № 7350 (4.2 по сравнению с 2.2 м соответственно); после ГРП не отмечено критического увеличения обводненности (уровень после ГРП - 46.8 %, увеличение - на 43.6 %), при этом эффективность обработки невысока (дебит нефти после ГРП составил 17.1 т/сут, прирост - 4.2 т/сут). На скважине № 5747 (24.09.2007 г.) было закачано 40.1 т проппанта, при высокой обводненности до обработки - 97.8 %. После ГРП на этой скважине дебит жидкости вырос в 2 раза (с 28.2 до 59.4 т/сут), при этом процент обводненности остался на прежнем уровне, в результате начальный прирост дебита нефти составил 1.5 т/сут. Для более подробного анализа ГРП условно выделим 3 участка: северо-западная, восточная и южная части залежи. Рассмотрим обработки на эксплуатационных скважинах с массой расклинивающего агента менее 10 т - наиболее часто применяемой на объекте. Таким образом, максимальное количество скважино-операций приходится на восточный участок (5 ГРП), на южном и северо-западном незначительное количество обработок (по 2 и 3 соответственно). Фильтрационно-емкостные свойства пласта по скважинам южного участка хуже, чем на восточном и северо-западном участках: среднее значение проницаемости нефтенасыщенной части пласта составляет 116.3 мД против 138.0 и 189.1 мД соответственно; нефтегазонасыщенности - 0.45 д.ед. против 0.59 и 0.52 д.ед. соответственно; однако обработки выполнены на пластах средней нефтенасыщенной мощности (7.1 м против 6.2 и 8.5 м на восточном и северо-западном участках соответственно). Кроме того, южный участок характеризуется длительной историей разработки и, как следствие, большей степенью выработки запасов (накопленная добыча нефти на момент ГРП составила в среднем 28.7 тыс. т/скв., жидкости - 29.5 тыс. т/скв.) и наименьшей эффективностью ГРП по нефти.

Рисунок 9 Данные по скв. №№ 7346, 7350, 5747 Варьеганском месторождения, выкопировки из карты текущего состояния на 1.01.2010г. Объект БС10.

Наибольший дебит нефти получен после ГРП на скважинах северо-западного участка (24.1 т/сут), которому присущи более высокие фильтрационно-емкостные свойства. Отметим, что на скв. № 5040, находящейся в краевой зоне, наблюдается низкий эффект по нефти (дебит жидкости после ГРП составил 48.6 т/сут, нефти - 25.5 т/сут при базовом уровне - 28.8 т/сут). При этом отмечены высокие темпы снижения дебитов, как по жидкости, так и по нефти, рост обводненности вследствие внутрипластового перетока с нижней водонасыщенной высокопроницаемой части пласта (глинистая перемычка - 4.8 м). Через год после ГРП скважину освоили под закачку с начальной приемистостью - 153 м3/сут. На скв. № 5242, расположенной ближе к центру залежи, дебит жидкости после ГРП составил 27.3 т/сут, дебит по нефти 25.8 т/сут (прирост по нефти составил 14.4 т/сут), при этом дебит жидкости стабилен. Дебит нефти стал снижаться спустя 9 месяцев после ГРП вследствие роста обводненности до 30 % и далее до 85 %, из-за влияния нагнетательных скважин. На восточном участке отмечен максимальный дебит жидкости после ГРП (46.4 т/сут), однако получена сравнительно высокая обводненность (62.4 %), вследствие чего начальный дебит нефти составил 17.5 т/сут, высокая доля воды в продукции обусловлена большим значением kh-фактором водонасыщенных пропластков (около 2000 мД*м). Основной вклад в показатели эффективности ГРП на восточном участке и объекте БС 10 в целом внесла скважина № 5552, по которой текущая дополнительная добыча нефти составляет 74.0 тыс. т (в течение 3 мес. после ГРП дебит нефти составлял 34 т/сут, после оптимизации на ЭЦН-125 - превысил 100 т/сут, на текущий момент, после эксплуатации четыре с половиной года, составляет около 75 т/сут). Скважина № 5552 расположена в благоприятных геологических условиях, в разрезе пласта БС 10 2-3 присутствует выскопроницаемый нефтенасыщенный прослой эффективной мощностью 2.8 м (коэффициент проницаемости 637.8 мД), при ГРП закачано 4 тонны проппанта. В целом, основные технологические параметры по участкам воздействия близки: средняя масса проппанта варьируется от 4.9 до 6.9 т (рисунок 9б), максимальная концентрация проппанта колеблется от 600 до 656 кг/м3, темп закачки жидкости разрыва - от 1.6 до 2.1 м3/мин. Наиболее быстрое снижение эффекта за 6 месяцев после ГРП наблюдается на северо-западном участке (по жидкости - 13 %, по нефти - 54 %), при этом снижение дебита жидкости сопровождается ростом обводненности. Как уже отмечалось, в основном это обусловлено результатами ГРП на скв. № 5040. На южном участке значительного снижения эффекта по нефти не наблюдается, на восточном участке динамика изменения дебитов определяется, главным образом, работой скважины № 5552.

Таким образом, наименьший начальный дебит нефти (9.4 т/сут), отмечен на южном участке залежи, характеризующемся худшими фильтрационно-емкостными свойствами. Наибольший дебит нефти получен на северо-западном участке (26.0 т/сут), которому свойственны более лучшие геолого-физические характеристики. В среднем по операциям на эксплуатационных скважинах, несмотря на сравнительно высокий дебит нефти после ГРП (16.0 т/сут), начальный прирост дебита нефти невысок (7.4 т/сут), при этом половина обработок (7 из 14 ГРП) выполнены на скважинах с высокими базовыми показателями эксплуатации (дебит нефти на момент ГРП более 10 т/сут). В ходе анализа обработок на эксплуатационном фонде объекта БС 10 выявлена логарифмическая зависимость дебита нефти от эффективной нефтенасыщенной мощности пласта. Необходимо отметить, что для объекта БС 10 характерна малая глинистая перемычка между нефтенасыщенными и высокопроницаемыми водонасыщенными пропластками, что ограничивает использование высоких масс проппанта (рекомендуется выполнение селективных операций с закачкой не более 10 т расклинивающего агента). Использование больших масс проппанта возможно при мощности глинистого экрана более 4 метров, в противном случае происходит нарушение глинистой перемычки между нефте- и водонасыщенными интервалами, подключение водонасыщенных пропластков и, как следствие, высокое содержание воды в продукции. Отметим, что высокая обводненность после ГРП получена также на скважинах с высоким содержанием воды в продукции до ГРП. Кроме того, на объекте выполнено 4 скважино-операции на скважинах из бурения. Две, из которых, проведены на северо-западной части залежи в 2005 г. (скв. №№ 5241, 7241). Геологические условия, технология проведения ГРП схожи с соответствующими показателями на скважинах участка с ГРП эксплуатационного фонда. Начальная результативность обработок на скважинах из освоения после бурения и скважинах эксплуатационного фонда близка, дебит жидкости после ГРП составил 31.5 и 35.9 т/сут, нефти - 21.2 и 24.6 т/сут соответственно. Кроме того, на объекте выполнено 4 скважино-операции на скважинах из бурения. Две, из которых, проведены на северо-западной части залежи в 2005 г. (скв. №№ 5241, 7241). Геологические условия, технология проведения ГРП схожи с соответствующими показателями на скважинах участка с ГРП эксплуатационного фонда. Начальная результативность обработок на скважинах из освоения после бурения и скважинах эксплуатационного фонда близка, дебит жидкости после ГРП составил 31.5 и 35.9 т/сут, нефти - 21.2 и 24.6 т/сут соответственно. В результате операции 2007 года на скважине из бурения № 6053 (с закачкой 12 т проппанта), расположенной в южной части залежи, получено 36.9 т/сут жидкости и 0.7 т/сут нефти. Высокая обводненность продукции (98.1 %) обусловлена перетоком из нижней водонасыщенной части пласта (глинистая перемычка - 0.8 м). После отработки в добыче 14 суток, скважину перевели под закачку с приемистостью - 300 м 3 /сут. В восточной части залежи в 2008 году ГРП при вводе из бурения выполнен на горизонтальной скважине № 5650Л. В результате получено 58.8 т/сут по жидкости и 2.6 т/сут по нефти, дополнительная добыча нефти по состоянию на 1.01.2010 г. составила 1049 тонн.

2. Рекомендации по применению технологии ГРП

Основным объектом воздействия на Варьеганском месторождении являются пласты группы БС 10 , в 2005-2008 гг. на скважинах эксплуатационного фонда выполнено 7, 3, 2 и 1 операции ГРП соответственно, в 2009 г. не проведено ни одной операции. В дальнейшем планируется возобновить проведение гидроразрыва.

Объект в целом обладает относительно высокими фильтрационно-емкостными свойствами (в среднем эффективная мощность составляет 17.2 м, пористость - 20.9 %, проницаемость - 355.1 мД), при этом характеризуется изменчивостью коллекторских свойств: по данным ГИС эффективная мощность варьируется в диапазоне от 5.2 до 36.2 м, пористость - от 16.1 до 23.5 %, проницаемость - от 2.7 до 1775.0 мД. В 2006-2008 гг. отмечены существенные изменения технологических параметров проведения ГРП на эксплуатационном фонде скважин объекта по сравнению с 2005 г., в частности, значительно увеличена масса проппанта (в 5 раз), а также увеличены темп закачки жидкости разрыва и максимальная концентрация проппанта. Максимальные дебиты жидкости отмечены после обработок 2007 г. (56.8 т/сут, что выше показателей других лет на 31-45 %), нефти - после ГРП 2008 г. (20.5 против 17.9 и 14.5 т/сут в 2005 и 2006-2007 гг. соответственно). Необходимо отметить, что для объекта БС10 характерна малая глинистая перемычка между нефтенасыщенными и высокопроницаемыми водонасыщенными пропластками, что ограничивает использование высоких масс проппанта (необходимо выполнение селективных операций с закачкой менее 10 т расклинивающего агента). Использование больших масс проппанта возможно при мощности глинистого экрана более 4 метров, в противном случае происходит нарушение глинистой перемычки между нефте- и водонасыщенными интервалами, подключение водонасыщенных пропластков и, как следствие, высокое содержание воды в продукции.

В условиях малой глинистой перемычки, отделяющей низкопродуктивные нефтенасыщенные пласты от водонасыщенных интервалов, целесообразно испытание технологий, позволяющих ограничивать высоту трещины. Ограничение высоты трещины может быть достигнуто за счет снижения эффективного давления разрыва (ГРП на маловязкой жидкости - технология ClearFRAC компании Schlumberger, ZetaGel компании Weatherford) или посредством создания механических барьеров (J-FRAC компании Schlumberger, ProMIX компании Weatherford). Вязкоэластичные жидкости разрыва обладают рядом преимуществ. Данный состав представляет собой низковязкий гель, обладающий высокой песконесущей способностью, а также создает малые потери давления на трение, обеспечивает эффективную очистку трещины от продуктов распада и не ухудшает коллекторские свойства пласта. Технология создания механического барьера заключается в размещении смеси различных твердых и специальных материалов, от крупного до мелкого размера, закачиваемой между буфером и проппантными стадиями или на протяжении стадии буфера на линейном геле, которая осаждаясь «блокирует» и «изолирует» давление на (и проникновение жидкости через) зоны барьеров.

В составе продуктивного комплекса ачимовской толщи Варьеганского месторождения выделены пласты Ач 9 0 , Ач 9 и Ач 10 . Основная доля операций приходится на пласты Ач 9 и Ач 10 , которые характеризуются большими эффективными мощностями по сравнению с пластом Ач 9 0 : эффективная толщина в интервале ГРП в среднем по скважинам составила 11.1 и 13.6 м против 4.7 м.

Обработки на объекте Ач 10 выполнены с большей массой проппанта, нежели на объекте Ач 9 (41.6 против 33.7 т), с большим темпом закачки жидкости разрыва (2.9 против 2.6 м 3 /мин) и при схожей максимальной концентрации проппанта (975 и 984 кг/м 3 ).

При гидроразрыве низкопроницаемых пластов ачимовской толщи дебиты по жидкости возрастают при увеличении массы проппанта и его максимальной концентрации. В связи с низкими коллекторскими свойствами пластов ачимовской толщи для интенсификации добычи ввод скважин из бурения рекомендуется совместно с проведением ГРП. Наиболее перспективным объектом является Ач 9 0 , на котором рекомендуется проведение ГРП по технологии FiberFrac (Schlumberger). FiberFRAC - технология армирования жидкости ГРП растворимым волокном с целью понижения загрузки полимера и улучшения транспортных свойств жидкости. Волокна FiberFrac удерживают зерна проппанта от осаждения в период закрытия трещины, а впоследствии полностью растворяются (для качественного растворения необходима температура выше 85єС). В процессе деградации волокон создается химическая среда, способствующая лучшей деструкции геля. А также в условиях пониженного пластового давления опробовать азотно-пенное воздействие (Newco Well Service, Schlumberger и др.). Данная технология позволяет контролировать рост высоты трещины за счет низкой вязкости вспененной жидкости разрыва, обеспечивает: немедленную отработку скважины за счет энергии растворенного азота, что улучшает очистку трещины от закачанного полимера, в том числе на скважинах с низким пластовым давлением; сохранение реологических свойств при снижении полимерной загрузки; низкое или полное отсутствие полимеров в жидкой фазе; до 70 % меньшее количество жидкости (актуально для пластов, чувствительных к воде); высокие показатели эффективности жидкости разрыва. При обработке нижележащих объектов для снижения обводненности продукции и перераспределения профиля притока рекомендуются технологии на основе модификаторов фазовых проницаемостей (МФП): AquaCon TM BJ Services, Cw-Frac SM Halliburton, разработки ЗАО «Химеко-ГАНГ», WCA-1 (NEW-CO Well Service). Как правило, МФП представляет собой гидрофильный полимер со средней молекулярной массой на основе полиакриламида. Данные составы закачиваются в виде оторочки (перед подушкой жидкости разрыва) или могут добавляться к жидкостям гидроразрыва на водной или углеводородной основе, обеспечивая снижение фазовой проницаемости по воде. Принцип их действия основан на изменении смачивающих свойств породы за счет осаждения (адсорбции) полимера на стенках поровых каналов. Технологии ЗАО «Химеко-ГАНГ», по утверждению разработчиков, можно успешно применять и на обводнившихся скважинах. Пласт ЮС 1 характеризуется низкими коллекторскими свойствами: эффективная толщина пласта изменяется от 2.2 до 6.2 м (средняя 3.9 м), песчанистость - от 0.20 до 0.56 д.ед. (средняя 0.34 д.ед.), проницаемость изменяется от 0.6 до 3.8 мД (в среднем 1.4 мД). Поэтому при проведении ГРП необходимо создание длинных трещин с закачкой более 5 т проппанта на метр эффективной мощности; оптимальный объем проппанта должен определяться на основе моделирования по критерию экономической целесообразности с учетом потенциальной эффективности обработки, обеспечивая при необходимости селективную обработку нефтенасыщенной части в случае малых глинистых перемычек, отделяющих водонасыщенные пропластки. В чисто-нефтяной зоне залежи возможно применение высоких масс проппанта при проведении ГРП без риска увеличения обводненности. При выполнении обработок рекомендуется использование комбинаций проппантов нескольких фракций (в начале обработки подается мелкая фракция, применение которой призвано закрепить кончик трещины; среднезернистым проппантом заполняется основной объем созданной трещины; крупнофракционный расклинивающий агент закачивается на конечной стадии подачи проппанта, его размер и количество должны определяться на этапе моделирования трещины гидроразрыва, исходя из ширины трещины в прискважинной зоне. На всех объектах разработки возможно проведение обработок совместно с гидромеханической щелевой перфорацией (ГМЩП), позволяющей снизить трение в перфорационных каналах, улучшить гидродинамическую связь «скважина-пласт». ГМЩП позволяет улучшить связь ствола скважины с пластом и облегчить прохождение проппанта через отверстия в колонне по сравнению со стандартной кумулятивной перфорацией. ГМЩП особенно рекомендуется при проведении ГРП в условиях применения высоких максимальных концентраций проппанта, высокой степени заглинизованности пластов ачимовской толщи. Для прогноза дебита жидкости после ГРП использовались эмпирические зависимости от эффективной мощности пласта, обводненность задавалась по результатам геолого-промыслового анализа участка. По некоторым скважинам проводилась корректировка показателей на основе фактического опыта применения ГРП на соседних скважинах. При расчете дополнительной добычи нефти использовались фактические темпы падения эффекта в среднем по скважинам с ГРП 2005-2009 гг. Средние значения ожидаемых показателей эффективности ГРП по объектам представлены в таблице 4, значения дополнительной добычи нефти с учетом переходящего эффекта - в таблице 5. Таким образом, суммарная ожидаемая дополнительная добыча нефти после ГРП периода 2010-2012 гг. с учетом переходящего эффекта составит 25.1 тыс. т. (или 5.0 тыс. т/скв.), в том числе на объекте БС 10 - 10.9 тыс. т (3.6 тыс. т/скв.), на пластах ачимовской толщи - 14.2 тыс. т (7.1 тыс. т/скв.).

Заключение

По состоянию на 1.01.2010 г. на Варьеганском месторождении в добычу после ГРП запущены 38 скважин. Основная часть обработок (63 %) осуществлена на скважинах эксплуатационного фонда: 22 ГРП на действующих скважинах, 2 обработки выполнены при переводе с других горизонтов; на скважинах при вводе из бурения проведено 14 операций. Кроме того, 2 скважины после ГРП работают в нагнетательном фонде. Основным объектом воздействия являются пласты группы БС 10 (18 ГРП - 47 % от общего числа операций на добывающих скважинах); меньшее количество ГРП выполнено на пластах ачимовской толщи (12 ГРП) и объекте ЮС 1 (8 ГРП). Дополнительная добыча нефти в результате проведения 24 ГРП на скважинах эксплуатационного фонда на месторождении составила 234.4 тыс. т, на скважинах из бурения - 78.7 тыс. т, в том числе по объектам воздействия: БС 10 - 196.5 тыс. т (в среднем 14.0 тыс. т/скв.) или без учета скв. № 5552 - 69.5 тыс. т (5.3 тыс. т на скважино-операцию) по эксплуатационному фонду и 30.5 тыс. т (в среднем 7.6 тыс. т/скв. или без учета скв. № 7241 - 1.4 тыс. т (в среднем 0.5 тыс. т/скв.) по фонду из бурения; ЮС 1 - 6.5 тыс. т (в среднем 1.6 тыс. т/скв.) по переходящему фонду и 18.7 тыс. т (в среднем 4.7 тыс. т/скв.) по фонду из бурения; Ач - 31.4 тыс. т (в среднем 5.2 тыс. т/скв.) или без учета скв. № 5540У - 15.2 тыс. т (в среднем 3.0 тыс. т на скважину) по эксплуатационному фонду и 29.6 тыс. т (в среднем 4.9 тыс. т/скв.) по фонду из бурения. Средние дебиты жидкости и нефти после ГРП на скважинах эксплуатационного фонда и фонда из бурения по объектам составили соответственно: БС 10 - 42.8 и 16.0 т/сут; 39.7 и 11.4 т/сут; ЮС 1 - 17.6 и 10.7 т/сут; 16.3 и 12.3 т/сут; Ач - 37.2 и 17.8 т/сут; 44.0 и 7.7 т/сут.

Список используемых источников

1. Подсчет запасов нефти и растворенного газа, ТЭО КИН, построение гидро- динамической модели Варьеганского месторождения, ГП ХМАО «НАЦРН им. Шпильмана», 2010г.

2. Принципиальная схема опытной эксплуатации Варьеганского месторождения: Отчет; - 2010

3. Подсчет балансовых запасов свободного газа, нефти, растворенного газа и компонентов Варьеганского месторождения : Отчет / ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед; рук. Гудошников С.С. - Москва, 2010.

4. Технологическая схема разработки Варьеганского месторождения. ООО ”КогалымНИПИнефть”, 2010г

5. Отчет по договору № 72.07.170/07С1149: “Комплексные литолого-петрофизические исследования керна и шлама из скважин. Баулин В.В., Чековский А.П., Груздов А.В. Карта мощности вечномерзлых толщ Западно-Сибирской равнины. Масштаб 1 : 2500000. М., 1971.

6. Биндеман Н.Н., Язвин Л.С. Оценка эксплуатационных запасов. М.: Недра, 1970. - 216 с.

7. Боревский Б.В., Самсонов Б.Г., Язвин Л.С. Методика определения параметров водоносных горизонтов по данным откачек. М.: Недра, 1973. - 328 с.

8. Бочевер Ф.М. Теория и практические методы расчета эксплуатационных запасов подземных вод. М.: Недра, 1968. - 328с.

9. Гаррелс Р.М., Крайст И.Л. Растворы, минералы, равновесия. 1968 г.

10. Геологическая карта Западно-Сибирской равнины и прилегающих территорий (без покрова четвертичных отложений). Масштаб 1: 1500000. Главный редактор Н.Н. Ростовцев. 1982г.

11. Матусевич В.М., Смоленцев Ю.К. Состояние и ближайшие задачи системы мониторинга подземных вод Тюменской области. В матер. конф. «Охрана геолог. среды в районах Тюм. Субарктики». Тюм. Обл. НТО, Тюмень, с. 13-15. Печатная 1984г.

12. Мельников Е.С. Геокриологические условия Западно-Сибирской газонос-ной провинции. Новосибирск: Наука, 1983. - 197 с.

13. Мироненко В.А. Динамика подземных вод. М.: Изд-во МГГУ, 1996. - 519 с.

14. Ородовская А.Е., Лапшин Н.Н. Санитарная охрана водозаборов подземных вод - М.: Недра, 1987.-167., с ил. ОСТ -39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству»

Размещено на Allbest.ru