Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 301
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Оценка остаточных запасов по площади.
Основным объектом разработки Абдулловского месторождения является пласт DIV. В нем сосредоточено 6381 тыс. т балансовых запасов.
С начала разработки по месторождению отобрано 1185,6 тыс. т нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,186. Проектный коэффициент нефтеотдачи составляет 0,31. Процент отбора от НИЗ составил 43,5% при среднегодовой обводненности 68%, что свидетельствует об удовлетворительном состоянии разработки месторождения.
Основным объектом разработки Усень-Ивановского месторождения является тиманский горизонт. В нем сосредоточено 2770 тыс. т балансовых запасов. С начала разработки по месторождению отобрано 195,3 тыс. т нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,08. Проектный коэффициент нефтеотдачи составляет 0,17. Процент отбора от НИЗ составил 9,1 % при среднегодовой обводненности 26,9%, что свидетельствует об удовлетворительном состоянии разработки месторождения.
Анализируя карты разработки пласта DIV Абдулловского месторождения и тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения, можно сделать вывод, что выработка запасов по площади идёт неравномерно по причине плохих коллекторских свойств и высокой степени неоднородности пород, наличия зон отсутствия коллекторов и плотности сетки добывающих скважин. В пластах остается значительная часть неизвлекаемых запасов, которые удерживаются в недрах за счет межмолекулярных сил и др. Разработка таких запасов станет возможной при внедрении новых технологий извлечения нефти из пласта, позволяющих повысить перспективы месторождений.
3. Причины ухудшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗП
Загрязнение призабойной зоны пласта существенно влияет на производительность скважин, проницаемость пласта, определяемую по результатам гидродинамических исследований.
Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне скважины может быть обусловлено геологическими характеристиками нефтяного пласта, физико-химическими свойствами добываемой жидкости (высоковязкие и высокопарафинистые нефти) или факторами, вызывающие частичную закупорку микроканалов в пористой среде и, соответственно, ухудшающие проницаемость призабойной зоны скважины в процессе различных технологических операций.
К таким технологическим операциям можно отнести:
- бурение скважины и цементирование обсадной колонны;
- освоение и глушение скважин (с применением промывочных жидкостей ПЖ и жидкостей глушения ЖГС);
- перфорация;
- гидравлический разрыв пласта (ГРП);
- ремонтно-изоляционные работы (РИР);
- эксплуатация скважины и др.
Во время вскрытия продуктивного пласта бурением происходит проникновение глинистых частиц из бурового раствора в проводящие фильтрационные каналы породы. Как правило, продуктивные пласты вскрываются при давлениях, значительно превышающие пластовое. Для предотвращения нефтегазопроявлений при бурении приходиться создавать гидростатическое давление столба жидкости (бурового раствора) значительно превышающее пластовое давление. Величина гидростатической репрессии зависит от плотности бурового раствора, высоты столба жидкости и пластового давления.
Помимо гидростатического давления столба жидкости при бурении могут возникать гидродинамические репрессии на пласт, часто имеющие пульсирующий характер. Они возникают при спускоподъемных операциях, пульсирующей подачи жидкости, остановке насоса, образовании сальника в затрубном пространстве и на долоте. Установлено, что гидродинамический перепад давления повышается с глубиной спуска бурильной колонны, увеличением скорости спуска колонны, ростом числа спускоподъемных операций. Особенно высокие значения гидродинамических давлений возникают в процессе быстрого спуска бурильной колонны, и они могут достигать 4-10 МПа. Набухание глинистых частиц представляет собой достаточно сложное явление, возникающее при проникновении в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Оно происходит в результате нарушения физико-химического равновесия между глиной, пластовой водой и водой, проникающей в пласт по какой либо причине.
В определенных условиях при соприкосновении воды с нефтью и нефти с водой могут происходить флокуляция и оседания твердых частиц в призабойной зоне и постепенная закупорка порового пространства. Взвешенные вещества могут отлагаться в виде пленки на внутренней поверхности порового пространства. Такое явление наблюдается как во время вскрытия нефтяного пласта, так и в процессе освоения скважины с применением воды или глинистого раствора. Вследствие этого образуется корка, на стенках ствола скважины состоящая из твердых частиц бурового раствора с размерами большими, чем поры продуктивного пласта, и, следовательно, не проникающих в каналы пористой среды. Фильтрация воды из глинистого раствора в продуктивный пласт происходит, когда размеры поровых каналов породы намного меньше размеров твердых частиц, диспергированных в растворе.
В процессах капитального и подземного ремонтов скважин в качестве жидкостей глушения (ЖГ) чаще всего применяются вода или глинистый раствор. Если нефтяной коллектор имеет низкую проницаемость, а также характеризуется содержанием глинистых фракции, то физический контакт жидкости глушения (ЖГ) с породой пласта приводит к образованию в призабойной зоне мелких песчинок и ила. При определенных условиях они закупоривают часть порового пространства породы. Тот же эффект может наблюдаться в процессе освоения скважины, когда в качестве промывочной жидкости используют воду или жидкость на водной основе.
Основываясь на теоретические и лабораторные исследования, и на промысловые данные было выявлено, что засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом и т.д., в процессе вышеперечисленных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз. При этом большое влияние оказывает глубина проникновения фильтрата бурового раствора.
Таким образом, если в пласте с проницаемостью 0,020 мкм2 она уменьшилась до величины 0,001 мкм2 в радиусе 25 см, то продуктивность скважины снижается не только в 20 – 50 раз, но и больше и на значительно большем радиусе. Такие случаи отмечаются при освоении новых скважин, когда они могут быть пущены в эксплуатацию с промышленными дебитами только после обработок по ликвидации загрязнения.
3.1 Технология проведения ГРП по воздействию на ПЗП
1) Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета ГРП.
2) Составляется программа проведения ГРП по результатам расчета на ЭВМ.
3) На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.
4) Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.
5) Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.
6) Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.
7) Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 70 МПа в течении 10 мин.
8) При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.
9) После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается от 10 до 40 м3 чистой загеленной жидкости разрыва.
10) За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы пропанта от 100 до 900 кг/м3 до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 45 МПа. Для закрепления трещин закачивается 4-30 т пропанта.
11) Непосредственно за смесью пропанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.
12) Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3-7 м3/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.
13) Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.
14) В процессе ГРП ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества пропанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по ГРП с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП.
Гидравлический разрыв пласта - в скважине, выбранной для ГРП, определяется дебит (приемистость), забойное и пластовое давление, содержание воды в добываемой продукции и газовый фактор. Осуществляются мероприятия по очистке забоя и ПЗП.
Хорошие результаты дает предварительная перфорация в узком интервале пласта, намеченном для ГРП. Для этих целей применяется кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию. Такие мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность.
Проверяется герметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. Спускают НКТ (как можно большего диаметра для уменьшения потерь давления) с пакером и якорем. Пакер устанавливается на 5-10 м выше разрываемого пласта против плотных непроницаемых пород (глина, аргиллит, алевролит). Ниже пакера устанавливаются НКТ (хвостовик). Длину хвостовика выбирают максимальной возможной для того, чтобы песок двигался к трещине и не выпадал в зумпф скважины.
Промывают и заполняют скважину до устья собственной дегазированной нефтью в нефтяных добывающих и нагнетаемой водой - в нагнетательных скважинах. После посадки пакера, опрессовку его производят путем закачки нефти или воды в НКТ при открытом затрубном пространстве. При обнаружении пропусков в пакере его срывают и производят повторную посадку и опрессовку. Если и в этом случае не достигается герметичность пакера, то его заменяют или изменяют место посадки.
Оборудование, необходимое для ГРП, расставляется персоналом бригады ГРП на площадке перед скважиной согласно технологической схемы, производится обвязка оборудования трубопроводами (для низкого давления мягкими рукавами, для высокого давления - стальными трубами) между собой, емкостями и скважиной. После закрепления всех трубопроводов производится их опрессовка на давление ожидаемое рабочее плюс коэффициент запаса, зависящий от величины ожидаемого рабочего (например, при ожидаемом рабочем давлении более 65 МПа, коэффициент запаса будет равен 1,25). Производится приготовление рабочей жидкости разрыва путем перемешивания технологической жидкости, находящейся в емкостях, с химическими реагентами, повышающими вязкость. Продолжительность подготовки жидкости разрыва зависит от ее объема, качества и температуры.
Процесс ГРП начинается с закачки жидкости разрыва в скважину с расходами и давлением, соответствующим рабочему проекту. Разрыв пласта отмечается падением давления закачки и увеличением приемистости скважины
После разрыва пласта для увеличения приемистости скважины увеличивают расход жидкости и поднимают давление разрыва. При получении величины трещины, соответствующей проектной, начинается закачка расклинивающего материала в трещину для ее закрепления. Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин.
Непосредственно после закачки расклинивающего материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка, и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.
Во время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80 до 130 МПа с целью уменьшения перепада давления на НКТ и пакер.
Все параметры ГРП (давление на насосных агрегатах, мгновенные и накопленные расходы жидкости и закрепляющего материала, давление в затрубном пространстве, суммарный расход жидкости, плотность смеси) выводятся на станцию контроля и управления процессом и регистрируются в памяти компьютеров.
3.2 Анализ эффективности ГРП по воздействию на ПЗП
В конце октября 2014 года компанией «ПетроАльянс» был проведен гидроразрыв пласта на 2 скважинах Абдулловского месторождения (песчаники пласта DIV) и на 2 скважинах Усень-Ивановского месторождения (песчаники тиманского горизонта).