Файл: Применение гидравлического разрыва пласта для повышения.docx

---

2.7 Анализ текущего состояния разработки залежей

После более чем 20 лет эксплуатации газоконденсатных залежей месторождения, было отмечено снижение энергетической характеристики пласта, что привело к снижению добычи углеводородов в эксплуатационных зонах. Однако, благодаря накопленной информации о динамике изменения пластового давления, удалось оценить вовлеченные в разработку запасы мето-дом материального баланса. Используя метод P/Z-интерпретации, установлена линейная взаимосвязь между приведенным пластовым давлением и дренируемым объемом запасов, что позволило произвести оценку объемов добычи и потенциала добычи на будущее. Однако, стоит отметить, что дальнейшее освоение месторождения требует применения более продвинутых методов добычи, таких как интенсивная и горизонтальная бурение, что может привести к дополнительному увеличению объемов добычи. Как следует из представленных данных, в настоящее время у компании «Тюменбургаз» имеется значительное количество бездействующих скважин (81 ед.). Наибольшую долю среди них составляют скважины с низкими устьевыми параметрами (40,7%), некоторые из которых нуждаются в ремонтных работах по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и водоизоляции.

Кроме того, в низкопродуктивных скважинах, которые имеют удовлетворительное техническое состояние, недостаточные скорости потока газа на забое приводят к образованию столба жидкости, что снижает их добывные возможности. Для решения этой проблемы необходимо проведение работ по интенсификации притока газа, а также, при необходимости, замена НКТ на меньший диаметр и допуск их до нижних отверстий перфорации. В целом, проведение таких работ позволит компании «Тюменбургаз» значительно увеличить количество добываемых углеводородов из недавно открытых месторождений и, соответственно, увеличить свою прибыльность.

Из данного текста видно, что некоторые скважины имеют низкие устьевые параметры и не могут быть полностью использованы для добычи газа и конденсата, даже при вводе ДКС. Кроме того, значительное количество скважин остановлено из-за негерметичности эксплуатационных колонн и их обводнения.

Интересно отметить, что в случае негерметичности колонн эксплуатации происходит обводнение, так как водоносные пласты поступают в ствол скважины. Остановка таких скважин может привести к насыщению призабойной зоны жидкой фазой, что существенно ухудшает их продуктивную характеристику и приток газа.

Ремонт негерметичных скважин может осуществляться различными методами, например, установкой пакерующих устройств или спуском дополнительной колонны. Однако, такие мероприятия часто характеризуются низкой успешностью и необходимостью проведения дополнительных работ.

Наиболее эффективным мероприятием по выводу из бездействия негерметичных скважин может являться забуривание в них второго ствола. Это позволяет увеличить приток газа и продлить срок их эксплуатации.

Кроме того, помимо ремонтно-восстановительных работ, существует еще один способ увеличения добычи газа - это гидроразрыв пласта. Этот метод заключается в создании искусственных трещин в пласте с помощью воды под высоким давлением, что позволяет увеличить проницаемость и улучшить приток газа к скважине. Однако, несмотря на потенциальные преимущества, применение гидроразрыва пласта может также привести к росту обводнения скважин и уменьшению их продуктивности, что требует дополнительных мер по контролю и управлению этим процессом.

В любом случае, максимальное пополнение действующего фонда скважин необходимо для обеспечения стабильной и эффективной добычи газа. Однако, важно не забывать и о выбытии скважин, которое может произойти в связи с естественным истощением запасов газа в пласте, а также из-за негативных воздействий человеческой деятельности, например, при строительстве новых объектов на местности. Поэтому, необходимо постоянно проводить мониторинг технического состояния скважин и принимать своевременные меры по их восстановлению и ремонту, чтобы минимизировать выбытие скважин из действующего фонда.


Рис. 4 - Характеристика пробуренного фонда скважин

3.1 Проектирование ГРП на скважинах куста 211

Для скважин куста 211 оценочное проектирование работ с применением ГНКТ проводилось для двух операций, проводимых за один спуско-подъем а именно: промывки забоя и освоения азотом.

Скважины куста 211 обсажены колонной диаметром 168 мм и их цементирова- ние проведено до поверхности. Восемь из девяти скважин куста не были освоены. По- сле того, как они были пробурены в начале 90-х гг., их законсервировали с помощью жидкости для глушения более чем на 10 лет. Естественно возникал вопрос, как и в какой степени этот долгий период простоя повлиял на давление и насыщенность флюидами в области дренирования куста 211 в процессе истощения пластовой энергии.

Предварительный анализ имеющейся промыслово-геологической и геофизической информации позволил сделать следующие выводы.

1. 
   Пластовое давление высокое

260атм, таким образом, возможна эффек-

---

тивная очистка скважины после проведения ГРП.

Скважины куста 211 представляет собой хорошие кандидаты на увеличе- ние добычи с помощью проведения ГРП. Достаточно проведение одной операции ГРП на скважину.

Скважины куста 211 вторично не вскрыты и до ГРП добыча газа из них не осуществлялась.

Проницаемость пласта kоценена по данным каротажного материала. Керновый материал по скважинам отсутствует.

Продуктивные пласты представленные в геологическом разрезе скважин характеризуются значительным различием по проницаемости и толщине (см. рис. 5.3).

В стороне от скважины № 21102 расположена небольшая водоносная зо- на, которая находится под зоной, выбранной для ГРП. Работа скважины после проведения ГРП может быть осложнена поступлением воды. Таким образом, нельзя допустить развития трещины в водоносную зону.

Проектирование геометрия трещины и точность дизайна ГРП ограничена в силу отсутствия данных по профилю напряжения в зоне планируемого воздействия и механических свойства пород на данной площади.



Рис. 5 - Схема корреляции геологического разреза скважин куста 211

Ожидаемая высокая пластовая проницаемость требует хорошей проводимости трещины. Поэтому необходимо проведение концевого экранирования (TSO): предлага- ется проппант фракции 16/30.

Учитывая указанные условия, было решено намеченный комплекс работ прове- сти в три этапа.

Этап 1. На первом этапе рекомендуется провести гидроразрывы (с последующей перфорацией остальных продуктивных интервалов по разрезу) в скважинах 21101 (инт. 3026 – 3033м, пласт БУ 6-3), 21102 (инт.3353 – 3361 м, пласт БУ 8-1,2), 21103 (инт 3254– 3262 м, пласт БУ 6-3) и 21104 (инт. 3295 – 3303 м, пласт БУ 8-1,2), соответственно, в

---

нижней и верхней частях продуктиной части разреза основного объекта разработки с целью выяснения добывных возможностей. Для выяснения характера насыщения второго объекта разработки, в скважине 21102 провести исследования насыщенности пласта с помощью прибора для измерения удельного сопротивления пласта в обсаженной скважине (CHFR) и провести оценку пластового давления и отобрать глубинные пробы пластового флюида через обсадную колонну в зоне пласта БУ 9-1. [7]

Этап 2. В случае подтверждения положительных результатов по этапу 1, провести гидроразрыв (с последующей перфорацией остальных продуктивных интервалов по разрезу) в скважинах 21105 (инт.3312 – 3325 м, пласт БУ 8-1,2), 21107 (инт. 3339 – 3348 м, пласт БУ 8-1,2) и 21109 (инт. 3502 – 3509 м, пласт БУ 8-2) с целью оценки эффективности гидроразрыва в переслаивающихся коллекторах с низкими коллекторскими свойствами. С целью выяснения характера насыщения основного объекта разработки и определения ГВК в скв. 21107 в интервале пласта БУ 8-3, провести исследования насыщенности пласта прибором CHFR и отобрать глубинные пробы насыщающего флюида прибором CHDT. С целью подтверждения характера насыщения объекта БУ 9 и его площадного распространения, в скважинах 21105 и 21109 провести исследования пласта БУ 9-1 и отобрать пробы насыщающего флюида.

Этап 3. С целью интенсификации дебита газа провести гидроразрыв (с после- дующей перфорацией остальных продуктивных интервалов по разрезу) в скважинах, 21106 (инт. 3405 – 3412 м, пласт БУ 8-2) и 21108 (инт. 3344 – 3353м, пласт БУ 8-1,2).

Следует отметить, что на каждой скважине запланировано исследование состояния цементного камня и в случае выявления наличия каналов будет проведено ремонтно-изоляционное цементирование.

---

3.2 Анализ проведения ГРП на скважине 21101

Как и планировалось первоначально, для выяснения характера насыщения второго объекта разработки, в скважине были проведены исследования насыщенности пласта с помощью прибора для измерения удельного сопротивления пласта в обсаженной скважине. Основываясь на результатах каротажа (см. рис. 5.4) и картах простирания активных газонасыщенных толщин.

Работа выполнена согласно плана, предусматривавшего проведение мини ГРП - 20 августа 2003 года и основного ГРП - 21 августа 2003 года.

3.2.1 Мини ГРП

Мини-ГРП – это краткосрочный тест на нагнетание, который обычно проводится перед основным гидравлическим разрывом пласта (ГРП). Его целью является получение параметров, необходимых для корректировки геомеханических моделей и программы основного ГРП. С помощью интерпретации данных, полученных в ходе проведения мини-ГРП, можно определить пластовое давление и гидропроводность пласта. В настоящее время метод активно используется не только за рубежом, но и в России. Кроме того, мини-ГРП может быть полезен для предварительного оценивания возможностей пласта и определения наиболее эффективных способов его разработки.

Стадия калибровки модели трещины (мини ГРП) проведена в два этапа (см. Рис. 5.5):

• 
  Нагнетательный тест с использованием 16,3 м³ несшитого геля WF115 (концентрация полимера - 1.8 кг/м³)
  
• 
  Калибровочный тест с использованием 30 м³ геля YF135 HTD (концен- трация полимера – 4,8 кг/м³), высокотемпературный, с временной задержкой в сшивании
  

---