Файл: Учебное пособие Уфа Издательство угнту 2020.pdf

34
Рис 2.6. Карта изобар с «фиктивными» точками на «нулевой» границе аквифера
Рис 2.7. Карта изобар без «фиктивных» точек на «нулевой» границе аквифера

35
Рис 2.8. Карта изобар с «фиктивными» точками на «нулевой» границе аквифера
(законтурная область скрыта)
Рис 2.9. Карта изобар без «фиктивных» точек на «нулевой» границе аквифера
(законтурная область скрыта)

36
Рис. 2.10. Эпюры продольного разреза карты изобар с учетом и без учета
«фиктивных» точек на «нулевой» границе аквифера (серая и черная линия соответственно). Пунктирная линия – уровень начального пластового давления.
Штрих пунктирная линия – пластовое давление по контуру нефтеносности
Форма залежи может быть отличной от антиклинальной. На рисунке 2.11 представлена классификация неантиклинальных ловушек [41] (1 – изопахиты; 2
– разломы; 3 – надвиги; 4 – песчаники; 5 – глины; 6 – известняки; 7 – граниты; 8
– нефть). На рисунке даны принципиальные схемы ловушек нефтяных залежей, как в плане, так и по разрезу. Очевидно, что по многим залежам аквифера не существует или он имеет особую форму. В таких случаях необходимы дополнительные гидродинамические исследования (КВУ) в приконтурной области.

37
Рис. 2.11. Генетическая классификация неантиклинальных ловушек

38
2.3. Учет горизонтальных скважин при построении карт изобар
Зона дренирования горизонтальной скважины (ГС) зависит от длины ствола и расположения его в продуктивном пласте и имеет форму эллипсоида.
Горизонтальный ствол проектируется исходя из геологического обоснования учитывающего особенностей продуктивного разреза и типа залежи, а так же прогнозируемого наличия повышенной плотности остаточных запасов нефти (оценивается по геологическом и гидродинамическом моделям пласта).
Для однородных пластов при отсутствии опасности обводнения скважины подошвенной водой наилучшим является симметричное расположение горизонтального ствола по толщине, при котором при заданной величине депрессии на пласт, скважина обеспечивает максимальный дебет.
Перемещение горизонтального ствола по толщине, т.е. его ассиметричное размещение, приводит к снижению производительности горизонтальных скважин. Минимальную производительность горизонтальная скважина имеет, если ее ствол расположен у кровли или у подошвы продуктивного однородного пласта. Каждая скважина при этом имеет свою удельную поверхность дренирования. Как правило, размеры по длине (или ширине) этой площади дренирования значительно больше длины горизонтального ствола.
Для оценки распространения поля давления вокруг горизонтальной скважины, еѐ можно представить как множество расположенных вдоль ее горизонтального участка вертикальных скважин. Эта схема работает в том случае, когда эффективная толщина пласта значительно меньше размеров площади дренирования [42].
Распространение поля давления вокруг ГС можно увидеть по результатам расчетов на гидродинамической модели нефтяного пласта (рисунок 2.12 [43]).

39
Распределение давления, атм.
Рис. 2.12. Распределение давления в вертикальной (слева) и горизонтальной плоскости (справа) в момент до начала эксплуатации горизонтальной скважины (сверху) и после еѐ остановки (снизу)

40
Горизонтальная скважина – это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтрационную зону, соизмеримую по длине с межскважинным расстоянием. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными скважинами состоит в увеличении дебита жидкости в 2 - 10 раз
(зависит длины горизонтального окончания ГС и развитости системы поддержания пластового давления участка залежи) за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности.
При построении карт изобар с учетом горизонтальных скважин следует учитывать их горизонтальное окончание. Если в случае с вертикальными скважинами отмечается лишь одна точка на карте, то для горизонтальных скважин следует проводить отрезок линии соответствующий еѐ направлению.
Отрезок, содержащий множество точек по всей длине горизонтальной скважины, был бы полезен при построении «истинной» карты изобар. Однако, для построения обычной карты изобар, характеризующей потенциальный уровень пластовой энергии в области дренирования скважины, достаточно точек в начале и конце фильтра горизонтального ствола, а так же через каждую четверьть среднего межскважинного расстояния залежи (рисунок 2.13).

41
Рис. 2.13. Пример карты изобар ГС с различным числом фиктивны точек

42
2.4. Учет трещин гидроразрыва пласта при построении карт изобар
Гидроразрыв пласта (ГРП) является методом повышения дебита скважины за счет дополнительного притока флюида через искусственно созданную и зафиксированную в раскрытом состоянии трещину [44].
Фильтрационные свойства полости трещины можно характеризовать абсолютной проницаемостью, которая обычно на несколько порядков выше средней проницаемости пласта [45]. Прямое инструментальное определение величины абсолютной проницаемости, так же как и геометрических параметров трещины, практически невозможно, поэтому применяют гидродинамические методы, основанные на интерпретации кривых восстановления давления с помощью математических моделей [46]. В этих моделях принимается та или иная схема скважины с трещиной ГРП. Наиболее популярно представление формы трещины эллипсом, клином или пластиной, размеры которых связывают с объемом закачанной жидкости гидроразрыва и давлением.
При глубине залегания пласта выше одного километра, когда вертикальная составляющая горного давления становится выше величины прочности горной породы в горизонтальном направлении, ориентация трещины сменяется с горизонтального на вертикальное положение.
После реализации технологии ГРП, наблюдается заметный рост суммарного дебита скважины, при этом доминирующую роль играет трещина
ГРП, в то время как приток непосредственно через стенки скважины снижается не только относительно, но и абсолютно. Это объясняется тем, что наличие трещины ГРП существенно снижает градиент давления в пласте и, как следствие, скорость фильтрации флюида к скважине вдоль направления трещины (рисунки 2.14 [47] и 2.15 [45]). Видно, что распределение давления в поперечном к трещине ГРП направлении близко к логарифмическому, тогда как вдоль трещины оно имеет характерную особенность в виде точки излома при переходе в ненарушенный пласт.

43
Рис. 2.14. Изобары и направление течения жидкости вблизи трещины ГРП

44
Рис. 2.15. Кривые распределения давления поперек (верхняя кривая) и вдоль
(нижняя кривая) трещины ГРП при остановке скважины
При построении карт изобар с отображением влияния вертикальной трещины ГРП на распределение давления по площади залежи следует учитывать вид технологии, так как в масштабе карты изобар всей залежи заметные искажения могут дать не все из них.
Технология TSO (проппантный разрыв), при которой создаются очень короткие и широкие трещины, длина порядка 10-20 м [48]. Применяется в пластах с высокой проницаемостью (более 0,3 мкм
2
), но с кольматированной
(загрязненной) призабойной зоной. Применяется очень вязкий сшитый гель.
Есть аналоги TSO и при кислотном разрыве, например, применение более концентрированных кислот, процесс с остановками закачки, или применение кислотных растворов с возможно меньшим порядком реакции.
Технология традиционного гидроразрыва, при которой образуются трещины длиной от 40 до 200 м. Применяется в пластах с проницаемостью
0,01–0,25 мкм
2
. Применяется сшитый гель, возможно также применение
0 2
4 6
8 10 12 14 0
100 200 300 400 500 600
Дав лен ие на забо е ск ажи ны
, МП
а
Время, сек

45 линейного геля. В ряде случаев такие показатели могут быть достигнуты и при кислотном разрыве.
Большеобъемный гидроразрыв (БГРП) - длина трещин до 1000 м и более.
Применяется в низкопроницаемых пластах большой толщины от 50 до 100 м и более. Выполняется на линейном геле, а чаще всего на сликвотере (вода с добавкой понизителя трения). Только проппантный разрыв, продвижение кислоты на такое расстояние обеспечить невозможно.
Это основная технология для сланцевых отложений. При этом на сланцевых месторождениях всегда сохраняется риск прорыва трещин ГРП к близко расположенным пресноводным горизонтам на малых глубинах, что впоследствии может привести к их загрязнению нефтью.
Уточнив технологию и расчетную длину трещины ГРП необходимо уточнить направление регионального стресса залежи (или направление минимальных горизонтальных напряжений пласта). Именно данное направление определяет, куда пойдет трещина ГРП с высокой долей вероятности. Данную информацию можно уточнить в документе под названием
«Дизайн ГРП», который составляется перед проведением ГРП.
При полудлине трещины ГРП больше или равной половине межскважинного расстояния влияние трещины
ГРП на скорость восстановления давления, а самое главное форму области дренирования скважины будет значительно. Именно для этих случаев необходимо добавлять точки на карту изобар по концам трещин ГРП (приведенное давление в скважине по данным КВУ) для придания эллиптичности области дренирования скважины (рисунок 2.16).
В случае экстремально длинных трещин ГРП в несколько межскважинных расстояний необходимо добавлять и промежуточные точки на самой трещине для сохранения вытянутой формы области давлений вокруг скважин с БГРП на карте изобар.

46
Рис. 2.16. Пример карты изобар с ГРП с различным числом фиктивны точек

47
Вопросы для самоконтроля по теме 2
1. Какие границы есть на карте изобар?
2. Какие залежи не имеют законтурной области?
3. Что называют Аквифером?
4. От чего зависит скорость восстановления давления в законтурной области залежи?
5. Со стороны каких границ залежи восстановление давления не наблюдается?
6. Что такое «фиктивная» скважина и где еѐ используют на карте изобар?
7. Что такое начальное пластовое давление залежи?
8. Что такое локальная воронка депрессии и конус репрессии?
9. Что такое «истинная» карта изобар и почему еѐ не применяют?
10. Какой параметр отображает обычная карта изобар?
11. Что можно оценить по карте изобар?
12. Наряду с какой основной картой используют карту изобар при формировании системы поддержания пластового давления?
13. Запас чего отображает карта изобар?
14. Область применения «истинной» карты изобар?
15. Альтернативные способы построения полей распределения давления?
16. Что общего между единичной скважиной и целой залежью с точки зрения изменения пластового давления?
17. В какой части карты изобар фиксируется текущее динамическое пластовое давление и что оно характеризует?
18. В каком случае формируется «искусственный» контур питания блока?
19. Перечислите основные характеристики аквифера?
20. Что такое сцементированные и неуплотненные горные породы?
21. Что происходит с горной породой и пластовыми флюидами при снижении пластового давления?

48 22. До какого предела и почему ограничивается снижение пластового давления при разработке нефтяной залежи?
23. Что такое КВУ (КПУ), какую форму она имеет и почему?
24. Чем отличаются КВУ приконтурных скважин от КВУ скважин центральной части залежи?
25. Чем отличаются КВУ добывающих скважин работающих вблизи очага заводнения?
26. Какая особенность у радиуса контура питания приконтурных скважин?
27. Что такое нулевая граница аквифера?
28. Перечислите виды неантиклинальных ловушек с аквифером?
29. Перечислите виды неантиклинальных ловушек без аквифера?
30. Как можно представить горизонтальную скважину для оценки распространения поля давления вокруг неѐ?
31. За счет чего у горизонтальной скважины есть преимущество перед вертикальной и насколько оно влико?
32. Как часто следует расставлять «фиктивные «вертикальные скважины по стволу горизонтальной скважины при построении карты изобар?
33. Что такое ГРП и как определяют параметры скважины после его проведения?
34. В каком случае трещина ГРП получается вертикальной и почему?
35. Чем отличается эпюра давления вдоль и поперѐк трещины ГРП?
36. Какой длины могут быть трещины ГРП и от чего это зависит?
37. В чем проблема разработки сланцевых месторождений?
38. Что такое региональный стресс и дизайн ГРП?
39. В каком случае необходимо добавлять фиктивные скважины для отображения поля давления вокруг скважины с проведенными операциями гидроразрыва пласта?

49