Размещено на http://www.allbest.ru/

Гидроразрыв пласта на Бавлинском месторождении

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Бавлинское нефтяное месторождение располагается в юго-восточной части Татарстана на территории Бавлинского района, который на юге граничит с Оренбургской областью, а на востоке по р. Ик с Башкортостаном. Район месторождения является частью Бугульминско-Белебеевской возвышенности с рельефом, интенсивно расчлененным долинами небольших водораздельных плато с абсолютными отметками от +350 до +110 м в районе речных долин.

Является одним из крупнейших в республике Татарстан, располагается в юго-восточной части в пределах Бавлинского района, который на юге граничит с Оренбургской областью, а на востоке - с Башкортостаном. В орогидрографическом отношении район месторождения является частью Бугульминско-Белебеевской возвышенности с рельефом, осложненным долинами рек и небольших водораздельных плат.

В целом, на территории Бавлинского месторождения выделяется пять структурно-морфологически обособленных участков: собственно Бавлинский (Основная залежь), Жмакинский, северо-восточный, Hoвo-Бавлинский и Крым-Сарайский. Осадочная толща представлена отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.

1.2 Стратиграфия

Бавлинское поднятие четко выражено в разрезе всей осадочной толщи, но в рельефе фундамента под сводом девонской структуры располагается глубокая (до 400 м) впадина, выполненная осадками бавлинских серий. Поднятие имеет северо-восточное простирание и характеризуется крутым юго-восточным и пологим северо-западным крыльями. Длина поднятия достигает 24 км при ширине в центральной части до 11 км. Амплитуда поднятия составляет 35 м. Углы падения на крутом крыле достигают 30-3°30', на пологом не превышают 0°30'-0°50'. На северо-западе поднятие отделяется от Новобавлинской структуры пологим прогибом. В структурном плане карбона отмечается значительное усложнение строения сводовой части за счет появления многочисленных небольших куполов.

Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях живетского яруса среднего девона (пласты Д_III, Д_IV), в пашийском горизонте нижнее-франского подъяруса (пласт Д_I) и в карбонатных отложениях верхнее-фаменского подъяруса верхнего девона, а также в известняках турнейского яруса и в песчано-глинистых породах угленосного горизонта нижнего карбона. Основным промышленным объектом является пласт Д_I, сложенный песчанно-алевролитовыми породами. Величина пористости пласта меняется от нескольких до 27%, в сводовой части она составляет 16-18%. Средняя пористость коллекторов пласта оценивается в 20,6%. Проницаемость пласта меняется от нескольких до 1540 мД. Средняя проницаемость коллекторов оценивается в 600 мД. Большая часть залежи подстилается водой.

В турнейском ярусе залежь нефти приурочена к пористым известнякам. Угленосной горизонт представлен двумя песчаными пластами, отделенными друг от друга глинистыми породами. К ним приурочены самостоятельные залежи нефти, имеющие на некоторых участках гидравлическую связь.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Бавлинское нефтяное месторождение приурочено к асимметричному округлому пологому поднятию, вытянутому в северо-восточном направлении. Юго-восточное крыло более крутое, с углами падения от 1,0 до 1,5^о, осложнено флексурой. На фоне пологой структуры имеются отдельные местные осложнения.

Залежь нефти в живетском ярусе приурочена к центральной части поднятия и имеет сравнительно небольшой размер (2,5 х 2 км). Нефтесодержащими являются песчаные породы пласта Д-IV, залегающие в основании старооскольского горизонта. Пласт Д-IV расчленяется на два-три прослоя, из которых верхний (Д-IVа) наиболее выдержан и является нефтеносным. Мощность нефтенасыщенной части пласта достигает 8,6 м. Открытая пористость песчаников колеблется в пределах 19-23%. Дебиты скважин варьируют в пределах от 5 до 100, в единичных скважинах до 253 т/сутки. Плотность сепарированной нефти 0,836 г./см³, содержание серы 0,9%, парафина 5,5%, акцизных смол 17%. Залежь является пластовой сводовой с упруго-водонапорным режимом. Положение ВНК колеблется в пределах глубин -1532-1534 м. Высота залежи 10-11 м. Залежь разрабатывается при естественном водонапорном режиме.

Залежь нефти в пашийском горизонте (пласт Д-I) имеет до 20 км в длину и около 10 км в ширину при высоте порядка 30-32 м. Песчаный пласт Д- I повсеместно распространен на площади месторождения, участками расслаиваясь на несколько пропластков. Эффективная Мощность пласта в своде поднятия изменяется в пределах от 5 до 1020 м. Открытая пористость достигает 28%, составляя в среднем 20,6%. Газопроницаемость в среднем равна 600 мд. Дебиты скважин изменяются от 30 до 150 т/сутки нефти. Средняя величина плотности сепарированной нефти составляет 0,845 г./см³, пластовой -0,782 г./см³. Содержание серы 1,3%, парафина 3,3-4,3%, акцизных смол 25,6%. Газовый фактор 71,1 м³/т, давление насыщения 94,1 ат. Тип залежи пластовый сводовый. Положение ВНК колеблется в пределах -1485-1491,5 м с понижением в южном и юго-восточном направлениях. Режим залежи упруго-водонапорный.

Залежь разрабатывается с 1950 г. с применением законтурного заводнения.

Попутный газ в нефтях пашийского горизонта состоит в основном из углеводородов предельного ряда, из них на долю метана приходится 35,1%; содержание азота 10,3%, углекислого газа 0,4%.

Рисунок 1. Бавлинское месторождение нефти: а - структурная карта по кровле электрорепера «верхний известняк» крыновского горизонта девона; б - геологический профиль; в-разрез отложений среднего и верхнего девона

Залежи нефти в верхнефаменских отложениях установлены в карбонатных породах данково-лебедянских слоев. В скв. 462, расположенной на северо-восточной окраине Бавлинского месторождения, с применением кислотной обработки получен приток безводной нефти плотностью 0,910 г./см³ в количестве 1-8 т. Положение ВНК принято на отметке - 1118 м. В пределах месторождения выделено 13 локальных поднятий с возможными залежами нефти. Высота залежей колеблется в пределах от 8 до 22 м.

Залежи нефти в заволжском горизонте турнейского яруса приурочены к пластам карбонатных пород, выделяемых в разрезе под условным индексом Zv1-II + I и Zvl-IV. Промышленная нефть установлена в единичных скважинах.

Из пласта Zv1-II + I в центральной части Бавлинского поднятия получен незначительный приток нефти дебитом 1-2 т/сутки. Положение ВНК принято в среднем на отметке - 1085 м. Выделено 11 локальных поднятий с возможными залежами нефти.

Из пласта Zvl-IV промышленная безводная нефть получена на том же центральном участке поднятия. Дебит скважины равен 3 т/сутки нефти плотностью 0,890 г./cм³. Положение ВНК принято на отметке -1055 м. Выделено 13 локальных поднятий с возможными залежами нефти.

1.4 Гидравлический разрыв пласта как понятие

Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

Задачи, решаемые при гидроразрыве:

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

Создание трещины

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

Удержание трещины в раскрытом состоянии

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант (обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

Удаление жидкости разрыва

Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

Повышение продуктивности пласта

До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.

Цель гидравлического разрыва

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:

1). Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.

2). Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируетсяименно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта. Обычно нарушение проницаемости продуктивного пласта отождествляется со «скиновым повреждением», то есть с нарушением проницаемости призабойной зоны. Однако, эту величину не всегда можно определить через измерения или расчет «скина». Обычно принимают скин-фактор (коэффициент, определяющий степень нарушения коллекторских свойств пласта) равным нулю, чтобы указать, что нарушения проницаемости пласта нет, однако это фактически не означает, что повреждения нет. Например, кислотная обработка может проникнуть достаточно глубоко в пласт на участке в несколько метров в верхней части 20 - метрового интервала перфорации, чтобы при исследованиях было обнаружено устранение положительного скина. Однако при этом положительная часть интервала может быть частично забита механическими примесями или буровым раствором. Подлинная потенциальная продуктивность этой скважины может оказаться во много раз больше, чем ее производительность при замеренном нулевом скине.

Проницаемость пласта может быть нарушена в результате воздействия физических или химических факторов или их совместного действия: закупорки пор раствором, изменения смачиваемости пласта из-за вторжения воды из постороннего источника. Обыкновенный водяной барьер, вызванный избыточным поглощением жидкости, является разновидностью нарушения проницаемости. Аналогичный результат вызывает вторжение пластовой воды из другой зоны или из другого участка коллектора.

Вот некоторые формы нарушения проницаемости пласта:

1). Вторжение в пласт частиц бурового раствора.

2). Вторжение в пласт фильтрата бурового раствора.

3). Вторжение в пласт фильтрата цемента.

4). Несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий.

5). Разрушение перфорации и уплотнение материнской породы.

6) Мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в пласт или забивающие перфорацию.

7). Вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения.

8). Закупоривание пласта природными глинами.

9). Отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации.

10).Отложения солей в пласте или перфорации.

11).Образование или закачка эмульсии в пласт.

12).Закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения мехпримесей в пласте.

Все это может привести к снижению продуктивности, а в тяжелых случаях - к полному прекращению добычи из скважины. Помочь могут некоторые виды стимуляционного воздействия.

Влияние нарушенной проницаемости на продуктивность скважин. Большинство видов нарушения проницаемости понижает начальную проницаемость пласта. Влияние этого понижения на продуктивность зависит от глубины повреждения зоны, окружающей ствол.

Если, например, имеет место снижение проницаемости на 50% в слое толщиной 5 см, то это приведет к снижению продуктивности всего на 14%. Если же снижение проницаемости охватило 30-сантиметровый слой, продуктивность понизится на 40%. Снижение на 75% проницаемости в 30-сантиметровой толще приведет к потере продуктивности в 64%. Поэтому скважина, которая должна давать 100 кубометров в сутки, но проницаемость пласта в радиусе 30 см от ствола составляет лишь 25% от начальной добычи, нефти составит только 36 м³ /сутки.

Для изучения влияния повреждения пласта на продуктивность можно использовать модели пласта (как математические, так и физические лабораторные модели). Важно помнить, что для минимизации глубины и степени тяжести повреждения пласта не нужно жалеть усилий.

Низкая проницаемость. Первоначально гидроразрыв внедрялся как экономическое средство повышения добычи газа из пластов с относительно низким давлением. В низкопроницаемых (до 10 мд) пластах создается высоко - проницаемый канал (100 - 1000 дарси) притока. Этим обеспечиваются большие площади дренирования, в которые и осуществляется медленная подпитка углеводородами из пласта с очень низкой проницаемостью. Таким образом, вся энергия пласта используется максимально. Значительное влияние на ожидаемые результаты гидроразрывов различных типов и размеров оказывает несущая способность пластовой жидкости.

Направление трещины разрыва.

Трещина разрыва может быть сориентирована в горизонтальном или вертикальном направлении. Тип разрыва, который может произойти в конкретных условиях зависит от напряжения в пласте. Разрыв происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению.

В большинстве скважин происходят вертикальные разрывы. Трещина разрыва образует два крыла, ориентированные под углом 180° друг к другу.

Горизонтальный разрыв происходит в скважине, если горизонтальное напряжение больше, чем вертикальные напряжения.

2. Расчетно-техническая часть

2.1 Анализ эффективности применения ГРП

Анализ эффективности применения ГРП для увеличения нефтеотдачи различных терригенных коллекторов Бавлинского нефтяного месторождения. Исследовано влияние фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств на прирост добычи нефти после ГРП. Показано, что эффективность этой технологии существенно зависит не только от указанных свойств, но также от реологии жидкости разрыва и режима ГРП.

Проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для интенсификации притока нефти к скважинам и снижения обводненности добываемой продукции, является одним из перспективных и быстроразвивающихся направлений технического прогресса в нефтяной промышленности. Во всех нефтегазодобывающих регионах ухудшение структуры запасов и истощение высокопродуктивных залежей приводит к возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин. При этом успешность геолого-технических мероприятий снижается, что особенно проявляется в связи с обводнением скважин.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных средств повышения дебитов скважин, поскольку не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях существенно расширяет эту зону, приобщив к выработке слабодренируемые зоны и прослои, и, следовательно, позволяет достичь более высокой конечной нефтеотдачи.

В работе были проанализированы факторы, влияющие на эффективность ГРП в зависимости от фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств пластов на примере Бавлинского нефтяного месторождения НГДУ Бавлынефть.

При этом рассматривались два различных коллектора: бобриковский горизонт и пашийский горизонт, которые имеют различные коллекторские свойства. Продуктивные пласты бобриковского горизонта, залегающие на глубине порядка 1215 м, сложены преимущественно чистыми мономинеральными кварцевыми песчаниками, содержащими глинистый материал с концентрацией до 9-10%.Причем распределение глины в пласте носит достаточно неравномерный характер, доля пластов с глинистостью менее 4% составляет 40%, а с глинистостью менее 4% от 5 до 10 - 60% [1].

В соответствии с этим очевидно ожидать, что распределение проницаемости в бобриковском горизонте так же будет носить неравномерный харак-тер, доля пластов с относительно низкой проницаемостью (<80 мд) составляет 75%, а с более высокой проницаемостью (>90-100 мд) составляет только 25%. Распределение значений пористости также отличается достаточно большой неравномерностью, которая проявляется в том, что пласты с пористостью ниже 17% составляют только 40%, а пласты с пористостью более 18% составляют 60% и более.

Для анализа геолого-промысловых факторов, влияющих на эффективность ГРП, были исследованы промысловые данные по 20 скважинам. Технологический эффект по каждому ГРП оценивался исходя из динамики изменения текущего (помесячного) дебита нефти или воды относительно начального (базового) уровня, по которой вычислялась не только величина полученной накопленной добычи нефти или воды (ДQн, ДQв), но также ее продолжительность (Дtн, Дtв).

Все предварительные (исходные) данные были систематизированы и сведены в таблицу, в которой представлены сведения не только о промысловых данных, но также значения коллекторских (Кпор, Кн, Кгл) и фильтрационно-емкостных (Кпр) свойствах пластов вскрытых ГРП. Они были использованы для изучения наличия корреляционных связей между результатами ГРП и фильтрационно-емкостными и коллекторскими свойствами пластов бобриковского горизонта (рис. 2).

На рис. 2 представлена корреляционно-статистическая связь между величиной накопленной добычи нефти после ГРП (ДQн) и нефтенасыщенностью коллектора, из которой следует, что, начиная с Кн равного 50%, наблюдается рост величины накопленной добычи по мере роста начальной нефтенасыщенности коллектора.

Рисунок 2. Корреляционная зависимость величины технологического эффекта при ГРП от коэффициента нефтенасыщенности: а - для добычи по нефти, б - для добычи по воде

Что касается величины накопленной добычи по воде после ГРП, то она с ростом величины начальной нефтенасыщенности, наоборот, имеет тенденцию к неуклонному снижению (рис. 2б). В отношении поведения продолжительности эффекта после ГРП в зависимости от величины начальной нефтенасыщенности, можно отметить, что она по нефти и по воде имеет одинаковую тенденцию к росту по мере увеличения начальной нефтенасыщенности.

Рисунок 3. Корреляционная зависимость продолжительности технологического эффекта при ГРП от коэффициента нефтенасыщенности: а - для добычи по нефти, б - для добычи по воде

Исследование влияния значения коэффициента фазовой (для нефти) проницаемости на величину дополнительной добычи по нефти и воде показало, что оно носит обратно пропорциональный характер: чем больше фазовая проницаемость, тем меньше дополнительная добыча, и, наоборот.

Данное явление можно объяснить тем, что при протекании процесса ГРП жидкость разрыва фильтруется в поры пласта тем интенсивнее, чем выше его проницаемость (пористость), что приводит к кольматации порового пространства и создания вблизи трещины малопроницаемой оторочки из кольматанта, что приводит к снижению эффекта от ГРП как по нефти, так и по воде.

Особый интерес представляет полученные статистические зависимости между величиной накопленной дополнительной добычи по нефти (ДQн) и по воде (ДQв) после ГРП и значениями глинистости бобриковского горизонта.

Из них со всей очевидностью следует, что с ростом содержания глинистости в коллекторе дополнительная добыча по нефти растет, а по воде, соответственно снижается.

Учитывая характер зависимости дополнительной добычи нефти от величины коэффициента фазовой проницаемости представленной на рис. 4а можно предположить, что влияние глинистости на рост дополнительной добычи обусловлено ее существенным воздействием на проницаемость порового пространства коллектора, что подтверждается также полученной зависимостью между коэффициентами фазовой проницаемости и величиной глинистости,

Список литературы

1. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И. и др. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. Москва, ВНИИОЭНГ, 1996.

2. Каневская А.И., Дияшев И.Р., Некипелов Ю.В. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №5. - С. 96-100.

3. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза, «Недра», 1974.

4. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, М., Недра, 1989.

5. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н., Спутник нефтяника и газовика, М., Недра, 1986.

6. Сулейманов А.В., Карапетов К.А., Яшин А.С., Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин, М., Недра, 1984.

7. Махмудов С.А., Абузерли М.С., Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов, М., Недра, 1995.

месторождение нефтяной гидроразрыв приток

Размещено на Allbest.ru