Файл: Анализ эффективности методов интенсификации притока жидкости к скважинам на.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 255
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.3.2.4 Проблемы, возникающие при проведении ГРП
При проведении гидравлического разрыва пласта не всегда удается достичь поставленного результата, а некоторые операции гидроразрыва наоборот могут привести к отрицательному эффекту.
37
Существуют факторы, которые влияют на снижение эффективности ГРП, к ним относится: резкое снижение фазовых проницаемостей по нефти в недонасыщенных и переходных зонах пласта, снижение пластовой энергии, изначально низкая проводимость трещин, накопление неразложившегося геля в трещине, вынос пластовым флюидом проппанта из трещин.
Прорыв воды по трещине ГРП
Существуют определенные ограничения на применение ГРП, одним из них является близость водонасыщенных прослоев. Разработан ряд технологий, позволяющих ограничить приток воды.
Наиболее эффективные из них:
снижение относительной фазовой проницаемости для воды за счет применения реагентов – модификаторов фазовой проницаемости
(МФП): AquaCon, Cw-Frac, WCA-I, WLP-3700 и другие;
снижение эффективного давления с целью ограничения роста трещины в высоту, для этого используются следующие жидкости, обладающие низкими значениями вязкости: линейные гели специальных составов ClearFRAC (вязкоэластичные жидкости ГРП) и FiberFRAС (жидкости ГРП с применением волокон);
создания проппантных барьеров с целью ограничения увеличения высоты трещины: BracketFRAC, J-FRAC, метод искусственного клина – NewCo Well Service.
Для каждой технологии существуют условия применимости. Так, технологии ограничения высоты трещины применяются в случае тонких глинистых пропластков между продуктивными и водонасыщенными пластами.
Модификаторы фазовой проницаемости применяются в случае близости водонефтяного контакта и в скважинах с высокой обводненностью.
Вынос проппанта
Данное осложнение наиболее сильно влияет на снижение продуктивности скважин после ГРП. Как правило, оно вызвано износом скважинного
38 оборудования в результате абразивного воздействия, уменьшение проводящей ширины трещины в результате снижения эффекта расклинивания.
Чаще всего вынос проппанта является продолжительным явлением.
Причиной выноса принято считать неустойчивое состояние проппантной массы в трещине, связанное с высокими скоростями фильтрации пластовых флюидов.
Снизить интенсивность проппантного выноса можно за счет снижения депрессии на продуктивный пласт и, как следствие, скорости фильтрации флюида в пласте.
Существуют определенные технологии для решения проблемы выноса проппанта из трещин. Из них можно выделить технологию PropNET, когда вместе с проппантом в пласт закачивается специальное гибкое стекловолокно, целью которого является заполнение промежутков между частицами проппанта, что может обеспечить более высокую устойчивость.
Самой распространенной является технология RCP-проппанта – химического закрепления проппанта со смоляным покрытием. RCP-проппант спекается под действием высоких температур или химических агентов и таким образом препятствует выносу обычного проппанта из трещины.
Накопление неразложившегося геля
Основной многих жидкостей разрыва являются гели гуаровой смолы с добавлением сшивателя и брейкера-деструктора полимеров. При некоторых условиях полимер не разрушается после поступления проппанта в трещину, из- за чего образуется сверхвязкая гелеобразная масса, способная заблокировать трещину и области призабойной зоны. Помимо этого, в таких случаях наблюдается высокая фильтратоотдача и недостаточная песконесущая способность, высокие потери давления на трение при закачке высоковязкого геля.
Для решения данной проблемы используются более совершенные по составу жидкости разрыва: высокоструктурированные гелирующие комплексы
«Химеко-В», кислотный состав ФЛАКСОКОР110, низкополимерные жидкости разрыва LowGuar и система добавок к деструктору CleanFLOW, незагрязняющие
39 пласт жидкости, такие как ClearFrac, которая не требует деструктора, и Diamond
FRAQ – вязкоупругая жидкость для проведения ГРП, обладающая эксплуатационными свойствами полимерной жидкости. [17]
40
3 Анализ эффективности применения методов интенсификации на
месторождениях Западной Сибири
Состояние призабойной зоны пласта является определяющим фактором в процессе разработки, а также влияет на возможность регулирования процесса фильтрации в нефтяном пласте. Методы интенсификации, направленные на улучшение состояние призабойной зоны, подбираются отдельно для каждого месторождения и характерных для него условия залегания пород в пласте. От корректного выбора метода зависит эффективность и результат воздействия на призабойную зону пласта, а, следовательно, величина продуктивности скважины, ее дебит и степень выработки.
3.1 Применение методов интенсификации на X месторождении
3.1.1 Общая геологическая характеристика X месторождения
Геологический разрез Х месторождения нефти сложен толщей осадочных пород мезозойского и кайнозойского возраста, мощностью от 3100 до 3300 метров. В целом, геологический разрез осадочного чехла однотипен. Песчано- алевритовые породы, которыми сложен разрез данного месторождения, можно разделить на три типа: коллекторы, которые сложены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами; глинистые породы; плотные породы, представленные песчано-алевритовыми разностями с карбонатным цементом.
Юрские отложения сложены осадками трех отделов. Так, нижний отдел представлен ягельной, тюменской и горелой свитами, верхний – абалакской и баженовской свитами.
Толщина ягельной свиты достигает 60 метров. Данная свита сложена аргиллитами темно-серыми, слабо алевритистыми, с прослоями алевролитов и гравелитов.
Толщина абалакской свиты составляет 17-40 метров, она представлена темно-серыми аргиллитами с алевритистыми прослоями с включениями известняков и глауконитовых участков.
41
Тюменская свита развита по всей территории рассматриваемого месторождения и сложена чередованием алевролитов, песчаников, аргиллитов с прослоями бурых углей.
Баженовская свита имеет толщину от 20 до 40 метров. В верхней части свиты, как правило, залегают бурые породы, в средней – черные, а в нижней – карбонатные породы. В целом, данная свита представлена темно-серыми, битуминозными, слюдистыми аргиллитами с включениями пирита и органики.
Меловые отложения сложены осадками верхнего и нижнего отделов. Так, нижний отдел представлен ахской, черкашинской, алымской, викуловской и ханты-мансийской свитами, верхний – уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свитами. На рассматриваемой территории отложения меловой системы развиты повсеместно.
Ахская свита разделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. В разрезе нижней подсвиты можно выделить подачимовскую пачку, толщина которой составляет 20-40 метров, представленную темно-серыми аргиллитами, слабо алевритистыми, слюдистыми. Выше залегает ачимовская пачка с толщиной от 0 до 150 метров, увеличение толщины наблюдается с запада на восток и юго- восток территории. Для данной пачки характерно сложное строение, представленное переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Толщина надачимовской пачки изменяется от 80 до 130 метров, она сложена аргиллитами темно-серыми, алевритистыми, пропластками известковистыми с прослоями песчаников и алевритов слоистых. Верхняя подсвита характеризуется темно-серыми аргиллитами, переходящими в песчаники серые, глинистые и известково-глинистые.
Для черкашинской свиты характерно частое переслаивание песчано- алевритовых пород и аргиллитов. Встречаются также прослои глинистых известняков, конкреции сидерита. Толщина свиты составляет 290-610 метров.
Данная свита содержит такие промышленно нефтеносные песчаные горизонты, как АС7, АС8, АС9, АС10, АС11, АС12.
42
Толщина алымской свиты изменяется от 190 до 240 метров. Свита представлена темно-серыми глинами, встречаются также черные прослои.
Толщина уватской свиты составляет 270-300 метров, увеличение наблюдается в направлении с запада на восток. Для данной свиты характерно неравномерное переслаивание песков, алевролитов, слабосцементированных, глинистых, полевошпатово-кварцевых песчаников и алевролитов, а также аргиллитоподобных глин.
Толщина кузнецовской свиты изменяется от 49 до 63 метров. Она сложен плотными глинами с прослоями глауконитовых алевролитов и редко песчаников, встречаются органические остатки.
Толщина березовской свиты составляет 132-227 метров, и она разделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена чередованием серых и пепельно-серых глин монтмориллонитового состава. Толщина свита изменяется от 45 до 94 метров в направлении востока и севера. Верхняя подсвита сложена глинами серыми и темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, прослоями опоковидными, кремнистыми, однородными, песчанистыми, ее толщина составляет 87-133 метра.
Рассмотрим общие сведения о нефтегазоносности района.
Основными нефтегазоносными объектами в разрезе Х месторождения являются неокомские отложения – серия пластов АС7-АС12. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях тюменской свиты (пласты ЮС2, ЮС3) и баженовской свиты (пласт ЮС0). Скопление нефти в линзах песчано- алевритистых породах является характерной особенностью данного региона.
В пределах данного стратиграфического объема можно выделить несколько этапов формирования с характерными особенностями морфологии песчаных тел, которые отличаются по степени изменчивости, переслаивания, фильтрационно-емкостным свойствам и продуктивности.
По запасам, основными объектами являются продуктивные горизонты
АС10 – АС12. В продуктивных пластах АС7, АС8, АС9 сосредоточено около 1% запасов южной части Х месторождения. Нефтеносность продуктивных
43 горизонтов связана преимущественно с литологически экранированными ловушками, которые являются полностью нефтенасыщенными и не имеют водонефтяного контакта. Также, в пласте ЮС3 выявлен ряд залежей структурно- литологического типа. В пласте ЮС2 выделяется 2 типа залежей: литологически экранированные и структурно-литологического типа.
Рассмотрим физико-гидродинамическую характеристику продуктивных пластов. Для изучения свойств использовался стандартный комплекс исследований: изучение прозрачных шлифов под микроскопом, минералогический и гранулометрический анализы, определение пористости, проницаемости, удельного электрического сопротивления, рентгеноструктурный анализ, водоудерживающей способности остаточной водонефтенасыщенности, плотности, карбонатности, смачиваемости, упруго- деформационных и прочностных характеристик, коэффициентов вытеснения, фазовых проницаемостей. В таблице 3.1 представлено сравнение значений фильтрационно-емкостных свойств, полученные в ходе изучения керна и проведения ГИС.
Таблица 3.1 – Сравнение фильтрационно-емкостных свойств
Параметры
АС7
AC8
АС9
АС10
0
1
АС10
1-3
АС10
4
АС11
1
АС12
1
АС12
3-5
2 3
4 5
6 7
8 9
10 11
Коэффициент пористости
Керн
Количество скважин
2
-
1 11 32 13
-
12 33
Охарактеризованная эффективная толщина, м
4.0
-
3.4 97.0 211.4 67.0
-
117.8 203.4
Количество определений
11
-
5 651 1339 369
-
620 1147
Минимальное значение, доли ед.
0.147
-
0.083 0.030 0.019 0.055
-
0.031 0.030
Максимальное значение, доли ед.
0.189
-
0.187 0.225 0.249 0.210
-
0.215 0.245
Среднее значение, доли ед.
0.157
-
0.144 0.156 0.165 0.158
-
0.161 0.164
ГИС
Количество скважин
230 15 156 227 108 136 13 597 407
Минимальное значение, доли ед.
0.12 0.14 0.13 0.132 0.14 0.146 0.141 0.123 0.126
44
Продолжение таблицы 3.1
Максимальное значение, доли ед.
0.21 0.2 0.21 0.208 0.196 0.22 0.188 0.213 0.202
Среднее значение, доли ед.
0.17 0.16 0.16 0.17 0.174 0.176 0.168 0.165 0.168
Коэффициент проницаемости
Керн
Количество скважин
2
-
1 11 32 13
-
12 33
Охарактеризованная эффективная толщина, м
4.0
-
3.4 96.0 206.0 66.4
-
117.0 201.8
Количество определений
11
-
4 624 1238 345
-
590 1095
Минимальное значение,
10
-3
мкм
2 0.01
-
0.10 0.01 0.01 0.02
-
0.01 0.01
Максимальное значение, 10
-3
мкм
2 0.80
-
1.00 159.5 195.0 26.81
-
41.28 63.44
Среднее значение, 10
-3
мкм
2 0.21
-
0.79 4.74 8.91 2.33
-
3.18 1.90
ГИС
Количество скважин
230 15 156 226 108 135 13 596 406
Минимальное значение,
10
-3
мкм
2 0.8 0.5 0.1 0.17 0.7 0.6 0.7 0.1 0.18
Максимальное значение, 10
-3
мкм
2 224 26.2 48.3 40.41 17.47 124.1 14.39 33.66 32.84
Среднее значение, 10
-3
мкм
2 7.21 4.2 5.58 4.67 5.13 8.91 3.71 3.44 3.49
Что касается физико-химических свойств пластовых флюидов, плотность нефти на Х месторождении в среднем составляет 780-800 кг/м
3
, вязкость пластовой нефти находится в пределах от 1,4-1,6 мПа∙с, давление насыщения нефти составляет 9-11 МПа. Нефть нафтенового ряда, парафинистая, малосмолистая.
Текущее состояние разработки Х месторождения выглядит следующим образом: с начала разработки по месторождению отобрано 97001 тысяч тонн нефти, или 6,1 % от начальных балансовых запасов и 21,5 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча жидкости – 151440 тысяч тонн. В таблице 3.2 приведены основные технологические показатели на 2017 год.
Максимальный уровень добычи жидкости и закачки воды был достигнут в 2015 году и составил 24278,2 тысяч тонн и 33113,9 тысяч м
3
соответственно.
Снижение дебита по нефти сопровождалось постоянным ростом обводненности.
45
Таблица 3.2 – Основные показатели разработки на 2017 год
Основные показатели разработки АС10-АС12
Год ввода в разработку
1999
Текущая добыча нефти, тыс,т/год
11789,6
Накопленная добыча нефти, тыс,т
97000,7
Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН), доли ед,
0,064
Утвержденный КИН, доли ед,
0,284
Годовая добыча жидкости, тыс,т/год
24278,2
Накопленная добыча жидкости, тыс,т
151440
Обводнённость, %
51,4
Водонефтяной фактор, т/т
1,1
Накопленный водонефтяной фактор, т/т
0,6
Фонд добывающих скважин
2091
Действующий фонд добывающих скважин
2053
Действующий фонд нагнетательных скважин
1143
Средний дебит нефти, т/сут
16,7
Средний дебит жидкости, т/сут
34,3
Средняя приемистость скважины, м
3
/сут
106,0
Годовая закачка воды, тыс,м
3
/год
33113,9
Накопленная закачка воды, тыс,м
3 209306
Годовая компенсация отборов жидкости закачкой воды, %
119,6
Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды, %
116,9
Добыча попутного газа, млн,м
3
/сут
1047,7
На данный момент, в разработке находится один объект промышленной разработки, представленный продуктивными пластами АС10, АС11 и АС12 [18].
3.1.2 Оценка эффективности применяемых методов интенсификации
на X месторождении
Для Х месторождения характерен ряд проблем, которые значительно осложняют его разработку. К ним относится низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная приемистость нагнетательных скважин и слабая гидродинамическая связь отдельных участков пластов. В
46 целом, месторождение отличается низкими дебитами. Рассмотрим применение характерных для данного месторождения методов интенсификации добычи.
Кислотные обработки
Большая часть операций по кислотным обработкам на Х месторождении проводились на скважинах нагнетательного фонда с целью увеличения их приемистости.
На данном месторождении стандартным рабочим кислотным раствором является смесь соляной кислоты (HCl) с концентрацией 14% и плавиковой кислоты (HF) с концентрацией 5%. Объем рабочего раствора рассчитывается из соотношения 1,2-1,7 м
3
на 1 метр перфорированной толщины пласта. В данном случае кислотная обработка призабойной зоны скважины показала себя как достаточно эффективный метод восстановления приемистости. В таблице 3.3 представлены результаты обработок по ряду нагнетательных скважин.
Таблица 3.3 – Результаты обработок в нагнетательных скважинах
№
скважины
Приемистость
до обработки,
м
3
/сут.
Приемистость
после
обработки,
м
3
/сут.
Давление
закачки, атм.
Тип кислоты
103 30 220 185
HCl
91 140 480 155
HCl
1127 0
360 175
HCl
1765 30 280 180
HCl
2770 0
335 175
HCl
1792 30 288 170
HCl
2712 0
410 170
HCl
2734 30 410 170
HCl
2730 0
340 170
HCl
По результатам анализа проведенных обработок видно, что приемистость нагнетательных скважин в результате увеличилась в среднем в 1,5-10 раз. При этом длительность эффекта проводимых операций составляет от 3 месяцев до 1 года.
Гидроразрыв пласта
После проведения операций ГРП на Х месторождении, как правило, наблюдаются существенные темпы падения дебита, однако при этом данный
47 метод интенсификации характеризуется высокой эффективностью и для данного месторождения является одновременно и методом увеличения нефтеотдачи.
Проведение операций ГРП позволяет отбирать дополнительный объем нефти из низкопроницаемого пласта АС12.
Применять ГРП на Х месторождении начали с 2006 года. Всего за период с 2009 по 2017 год было проведено 263 операции ГРП. Наибольшее количество
ГРП приходится на 2011 год и составляет 126 операций. К концу 2011 года дополнительная добыча, полученная за счет проведения ГРП, составила 45% от все добытой за год нефти. В таблице 3.4 представлено распределение дополнительной добычи по пластам в процентах от всей добычи по пласту и добычи в целом.
Таблица 3.4 – Распределение дополнительной добычи по пластам
Параметр
АС10
АС11
АС12
% от всей добычи по пласту
40,5 30,8 78,8
% от добычи в целом
11,3 4,6 32,4
По данным таблицы 3.4 видно, что пласт АС12 является основным объектом для проведения ГРП.
К концу 2016 года дополнительная добыча за счет проведения ГРП составила 44% от все добытой за год нефти. На рисунке 3.1 представлена динамика добычи нефти по месторождению в целом, а также дополнительная добыча нефти за счет проведение ГРП.
При проведении гидравлического разрыва пласта не всегда удается достичь поставленного результата, а некоторые операции гидроразрыва наоборот могут привести к отрицательному эффекту.
37
Существуют факторы, которые влияют на снижение эффективности ГРП, к ним относится: резкое снижение фазовых проницаемостей по нефти в недонасыщенных и переходных зонах пласта, снижение пластовой энергии, изначально низкая проводимость трещин, накопление неразложившегося геля в трещине, вынос пластовым флюидом проппанта из трещин.
Прорыв воды по трещине ГРП
Существуют определенные ограничения на применение ГРП, одним из них является близость водонасыщенных прослоев. Разработан ряд технологий, позволяющих ограничить приток воды.
Наиболее эффективные из них:
снижение относительной фазовой проницаемости для воды за счет применения реагентов – модификаторов фазовой проницаемости
(МФП): AquaCon, Cw-Frac, WCA-I, WLP-3700 и другие;
снижение эффективного давления с целью ограничения роста трещины в высоту, для этого используются следующие жидкости, обладающие низкими значениями вязкости: линейные гели специальных составов ClearFRAC (вязкоэластичные жидкости ГРП) и FiberFRAС (жидкости ГРП с применением волокон);
создания проппантных барьеров с целью ограничения увеличения высоты трещины: BracketFRAC, J-FRAC, метод искусственного клина – NewCo Well Service.
Для каждой технологии существуют условия применимости. Так, технологии ограничения высоты трещины применяются в случае тонких глинистых пропластков между продуктивными и водонасыщенными пластами.
Модификаторы фазовой проницаемости применяются в случае близости водонефтяного контакта и в скважинах с высокой обводненностью.
Вынос проппанта
Данное осложнение наиболее сильно влияет на снижение продуктивности скважин после ГРП. Как правило, оно вызвано износом скважинного
38 оборудования в результате абразивного воздействия, уменьшение проводящей ширины трещины в результате снижения эффекта расклинивания.
Чаще всего вынос проппанта является продолжительным явлением.
Причиной выноса принято считать неустойчивое состояние проппантной массы в трещине, связанное с высокими скоростями фильтрации пластовых флюидов.
Снизить интенсивность проппантного выноса можно за счет снижения депрессии на продуктивный пласт и, как следствие, скорости фильтрации флюида в пласте.
Существуют определенные технологии для решения проблемы выноса проппанта из трещин. Из них можно выделить технологию PropNET, когда вместе с проппантом в пласт закачивается специальное гибкое стекловолокно, целью которого является заполнение промежутков между частицами проппанта, что может обеспечить более высокую устойчивость.
Самой распространенной является технология RCP-проппанта – химического закрепления проппанта со смоляным покрытием. RCP-проппант спекается под действием высоких температур или химических агентов и таким образом препятствует выносу обычного проппанта из трещины.
Накопление неразложившегося геля
Основной многих жидкостей разрыва являются гели гуаровой смолы с добавлением сшивателя и брейкера-деструктора полимеров. При некоторых условиях полимер не разрушается после поступления проппанта в трещину, из- за чего образуется сверхвязкая гелеобразная масса, способная заблокировать трещину и области призабойной зоны. Помимо этого, в таких случаях наблюдается высокая фильтратоотдача и недостаточная песконесущая способность, высокие потери давления на трение при закачке высоковязкого геля.
Для решения данной проблемы используются более совершенные по составу жидкости разрыва: высокоструктурированные гелирующие комплексы
«Химеко-В», кислотный состав ФЛАКСОКОР110, низкополимерные жидкости разрыва LowGuar и система добавок к деструктору CleanFLOW, незагрязняющие
39 пласт жидкости, такие как ClearFrac, которая не требует деструктора, и Diamond
FRAQ – вязкоупругая жидкость для проведения ГРП, обладающая эксплуатационными свойствами полимерной жидкости. [17]
40
3 Анализ эффективности применения методов интенсификации на
месторождениях Западной Сибири
Состояние призабойной зоны пласта является определяющим фактором в процессе разработки, а также влияет на возможность регулирования процесса фильтрации в нефтяном пласте. Методы интенсификации, направленные на улучшение состояние призабойной зоны, подбираются отдельно для каждого месторождения и характерных для него условия залегания пород в пласте. От корректного выбора метода зависит эффективность и результат воздействия на призабойную зону пласта, а, следовательно, величина продуктивности скважины, ее дебит и степень выработки.
3.1 Применение методов интенсификации на X месторождении
3.1.1 Общая геологическая характеристика X месторождения
Геологический разрез Х месторождения нефти сложен толщей осадочных пород мезозойского и кайнозойского возраста, мощностью от 3100 до 3300 метров. В целом, геологический разрез осадочного чехла однотипен. Песчано- алевритовые породы, которыми сложен разрез данного месторождения, можно разделить на три типа: коллекторы, которые сложены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами; глинистые породы; плотные породы, представленные песчано-алевритовыми разностями с карбонатным цементом.
Юрские отложения сложены осадками трех отделов. Так, нижний отдел представлен ягельной, тюменской и горелой свитами, верхний – абалакской и баженовской свитами.
Толщина ягельной свиты достигает 60 метров. Данная свита сложена аргиллитами темно-серыми, слабо алевритистыми, с прослоями алевролитов и гравелитов.
Толщина абалакской свиты составляет 17-40 метров, она представлена темно-серыми аргиллитами с алевритистыми прослоями с включениями известняков и глауконитовых участков.
41
Тюменская свита развита по всей территории рассматриваемого месторождения и сложена чередованием алевролитов, песчаников, аргиллитов с прослоями бурых углей.
Баженовская свита имеет толщину от 20 до 40 метров. В верхней части свиты, как правило, залегают бурые породы, в средней – черные, а в нижней – карбонатные породы. В целом, данная свита представлена темно-серыми, битуминозными, слюдистыми аргиллитами с включениями пирита и органики.
Меловые отложения сложены осадками верхнего и нижнего отделов. Так, нижний отдел представлен ахской, черкашинской, алымской, викуловской и ханты-мансийской свитами, верхний – уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свитами. На рассматриваемой территории отложения меловой системы развиты повсеместно.
Ахская свита разделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. В разрезе нижней подсвиты можно выделить подачимовскую пачку, толщина которой составляет 20-40 метров, представленную темно-серыми аргиллитами, слабо алевритистыми, слюдистыми. Выше залегает ачимовская пачка с толщиной от 0 до 150 метров, увеличение толщины наблюдается с запада на восток и юго- восток территории. Для данной пачки характерно сложное строение, представленное переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Толщина надачимовской пачки изменяется от 80 до 130 метров, она сложена аргиллитами темно-серыми, алевритистыми, пропластками известковистыми с прослоями песчаников и алевритов слоистых. Верхняя подсвита характеризуется темно-серыми аргиллитами, переходящими в песчаники серые, глинистые и известково-глинистые.
Для черкашинской свиты характерно частое переслаивание песчано- алевритовых пород и аргиллитов. Встречаются также прослои глинистых известняков, конкреции сидерита. Толщина свиты составляет 290-610 метров.
Данная свита содержит такие промышленно нефтеносные песчаные горизонты, как АС7, АС8, АС9, АС10, АС11, АС12.
42
Толщина алымской свиты изменяется от 190 до 240 метров. Свита представлена темно-серыми глинами, встречаются также черные прослои.
Толщина уватской свиты составляет 270-300 метров, увеличение наблюдается в направлении с запада на восток. Для данной свиты характерно неравномерное переслаивание песков, алевролитов, слабосцементированных, глинистых, полевошпатово-кварцевых песчаников и алевролитов, а также аргиллитоподобных глин.
Толщина кузнецовской свиты изменяется от 49 до 63 метров. Она сложен плотными глинами с прослоями глауконитовых алевролитов и редко песчаников, встречаются органические остатки.
Толщина березовской свиты составляет 132-227 метров, и она разделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена чередованием серых и пепельно-серых глин монтмориллонитового состава. Толщина свита изменяется от 45 до 94 метров в направлении востока и севера. Верхняя подсвита сложена глинами серыми и темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, прослоями опоковидными, кремнистыми, однородными, песчанистыми, ее толщина составляет 87-133 метра.
Рассмотрим общие сведения о нефтегазоносности района.
Основными нефтегазоносными объектами в разрезе Х месторождения являются неокомские отложения – серия пластов АС7-АС12. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях тюменской свиты (пласты ЮС2, ЮС3) и баженовской свиты (пласт ЮС0). Скопление нефти в линзах песчано- алевритистых породах является характерной особенностью данного региона.
В пределах данного стратиграфического объема можно выделить несколько этапов формирования с характерными особенностями морфологии песчаных тел, которые отличаются по степени изменчивости, переслаивания, фильтрационно-емкостным свойствам и продуктивности.
По запасам, основными объектами являются продуктивные горизонты
АС10 – АС12. В продуктивных пластах АС7, АС8, АС9 сосредоточено около 1% запасов южной части Х месторождения. Нефтеносность продуктивных
43 горизонтов связана преимущественно с литологически экранированными ловушками, которые являются полностью нефтенасыщенными и не имеют водонефтяного контакта. Также, в пласте ЮС3 выявлен ряд залежей структурно- литологического типа. В пласте ЮС2 выделяется 2 типа залежей: литологически экранированные и структурно-литологического типа.
Рассмотрим физико-гидродинамическую характеристику продуктивных пластов. Для изучения свойств использовался стандартный комплекс исследований: изучение прозрачных шлифов под микроскопом, минералогический и гранулометрический анализы, определение пористости, проницаемости, удельного электрического сопротивления, рентгеноструктурный анализ, водоудерживающей способности остаточной водонефтенасыщенности, плотности, карбонатности, смачиваемости, упруго- деформационных и прочностных характеристик, коэффициентов вытеснения, фазовых проницаемостей. В таблице 3.1 представлено сравнение значений фильтрационно-емкостных свойств, полученные в ходе изучения керна и проведения ГИС.
Таблица 3.1 – Сравнение фильтрационно-емкостных свойств
Параметры
АС7
AC8
АС9
АС10
0
1
АС10
1-3
АС10
4
АС11
1
АС12
1
АС12
3-5
2 3
4 5
6 7
8 9
10 11
Коэффициент пористости
Керн
Количество скважин
2
-
1 11 32 13
-
12 33
Охарактеризованная эффективная толщина, м
4.0
-
3.4 97.0 211.4 67.0
-
117.8 203.4
Количество определений
11
-
5 651 1339 369
-
620 1147
Минимальное значение, доли ед.
0.147
-
0.083 0.030 0.019 0.055
-
0.031 0.030
Максимальное значение, доли ед.
0.189
-
0.187 0.225 0.249 0.210
-
0.215 0.245
Среднее значение, доли ед.
0.157
-
0.144 0.156 0.165 0.158
-
0.161 0.164
ГИС
Количество скважин
230 15 156 227 108 136 13 597 407
Минимальное значение, доли ед.
0.12 0.14 0.13 0.132 0.14 0.146 0.141 0.123 0.126
44
Продолжение таблицы 3.1
Максимальное значение, доли ед.
0.21 0.2 0.21 0.208 0.196 0.22 0.188 0.213 0.202
Среднее значение, доли ед.
0.17 0.16 0.16 0.17 0.174 0.176 0.168 0.165 0.168
Коэффициент проницаемости
Керн
Количество скважин
2
-
1 11 32 13
-
12 33
Охарактеризованная эффективная толщина, м
4.0
-
3.4 96.0 206.0 66.4
-
117.0 201.8
Количество определений
11
-
4 624 1238 345
-
590 1095
Минимальное значение,
10
-3
мкм
2 0.01
-
0.10 0.01 0.01 0.02
-
0.01 0.01
Максимальное значение, 10
-3
мкм
2 0.80
-
1.00 159.5 195.0 26.81
-
41.28 63.44
Среднее значение, 10
-3
мкм
2 0.21
-
0.79 4.74 8.91 2.33
-
3.18 1.90
ГИС
Количество скважин
230 15 156 226 108 135 13 596 406
Минимальное значение,
10
-3
мкм
2 0.8 0.5 0.1 0.17 0.7 0.6 0.7 0.1 0.18
Максимальное значение, 10
-3
мкм
2 224 26.2 48.3 40.41 17.47 124.1 14.39 33.66 32.84
Среднее значение, 10
-3
мкм
2 7.21 4.2 5.58 4.67 5.13 8.91 3.71 3.44 3.49
Что касается физико-химических свойств пластовых флюидов, плотность нефти на Х месторождении в среднем составляет 780-800 кг/м
3
, вязкость пластовой нефти находится в пределах от 1,4-1,6 мПа∙с, давление насыщения нефти составляет 9-11 МПа. Нефть нафтенового ряда, парафинистая, малосмолистая.
Текущее состояние разработки Х месторождения выглядит следующим образом: с начала разработки по месторождению отобрано 97001 тысяч тонн нефти, или 6,1 % от начальных балансовых запасов и 21,5 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча жидкости – 151440 тысяч тонн. В таблице 3.2 приведены основные технологические показатели на 2017 год.
Максимальный уровень добычи жидкости и закачки воды был достигнут в 2015 году и составил 24278,2 тысяч тонн и 33113,9 тысяч м
3
соответственно.
Снижение дебита по нефти сопровождалось постоянным ростом обводненности.
45
Таблица 3.2 – Основные показатели разработки на 2017 год
Основные показатели разработки АС10-АС12
Год ввода в разработку
1999
Текущая добыча нефти, тыс,т/год
11789,6
Накопленная добыча нефти, тыс,т
97000,7
Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН), доли ед,
0,064
Утвержденный КИН, доли ед,
0,284
Годовая добыча жидкости, тыс,т/год
24278,2
Накопленная добыча жидкости, тыс,т
151440
Обводнённость, %
51,4
Водонефтяной фактор, т/т
1,1
Накопленный водонефтяной фактор, т/т
0,6
Фонд добывающих скважин
2091
Действующий фонд добывающих скважин
2053
Действующий фонд нагнетательных скважин
1143
Средний дебит нефти, т/сут
16,7
Средний дебит жидкости, т/сут
34,3
Средняя приемистость скважины, м
3
/сут
106,0
Годовая закачка воды, тыс,м
3
/год
33113,9
Накопленная закачка воды, тыс,м
3 209306
Годовая компенсация отборов жидкости закачкой воды, %
119,6
Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды, %
116,9
Добыча попутного газа, млн,м
3
/сут
1047,7
На данный момент, в разработке находится один объект промышленной разработки, представленный продуктивными пластами АС10, АС11 и АС12 [18].
3.1.2 Оценка эффективности применяемых методов интенсификации
на X месторождении
Для Х месторождения характерен ряд проблем, которые значительно осложняют его разработку. К ним относится низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная приемистость нагнетательных скважин и слабая гидродинамическая связь отдельных участков пластов. В
46 целом, месторождение отличается низкими дебитами. Рассмотрим применение характерных для данного месторождения методов интенсификации добычи.
Кислотные обработки
Большая часть операций по кислотным обработкам на Х месторождении проводились на скважинах нагнетательного фонда с целью увеличения их приемистости.
На данном месторождении стандартным рабочим кислотным раствором является смесь соляной кислоты (HCl) с концентрацией 14% и плавиковой кислоты (HF) с концентрацией 5%. Объем рабочего раствора рассчитывается из соотношения 1,2-1,7 м
3
на 1 метр перфорированной толщины пласта. В данном случае кислотная обработка призабойной зоны скважины показала себя как достаточно эффективный метод восстановления приемистости. В таблице 3.3 представлены результаты обработок по ряду нагнетательных скважин.
Таблица 3.3 – Результаты обработок в нагнетательных скважинах
№
скважины
Приемистость
до обработки,
м
3
/сут.
Приемистость
после
обработки,
м
3
/сут.
Давление
закачки, атм.
Тип кислоты
103 30 220 185
HCl
91 140 480 155
HCl
1127 0
360 175
HCl
1765 30 280 180
HCl
2770 0
335 175
HCl
1792 30 288 170
HCl
2712 0
410 170
HCl
2734 30 410 170
HCl
2730 0
340 170
HCl
По результатам анализа проведенных обработок видно, что приемистость нагнетательных скважин в результате увеличилась в среднем в 1,5-10 раз. При этом длительность эффекта проводимых операций составляет от 3 месяцев до 1 года.
Гидроразрыв пласта
После проведения операций ГРП на Х месторождении, как правило, наблюдаются существенные темпы падения дебита, однако при этом данный
47 метод интенсификации характеризуется высокой эффективностью и для данного месторождения является одновременно и методом увеличения нефтеотдачи.
Проведение операций ГРП позволяет отбирать дополнительный объем нефти из низкопроницаемого пласта АС12.
Применять ГРП на Х месторождении начали с 2006 года. Всего за период с 2009 по 2017 год было проведено 263 операции ГРП. Наибольшее количество
ГРП приходится на 2011 год и составляет 126 операций. К концу 2011 года дополнительная добыча, полученная за счет проведения ГРП, составила 45% от все добытой за год нефти. В таблице 3.4 представлено распределение дополнительной добычи по пластам в процентах от всей добычи по пласту и добычи в целом.
Таблица 3.4 – Распределение дополнительной добычи по пластам
Параметр
АС10
АС11
АС12
% от всей добычи по пласту
40,5 30,8 78,8
% от добычи в целом
11,3 4,6 32,4
По данным таблицы 3.4 видно, что пласт АС12 является основным объектом для проведения ГРП.
К концу 2016 года дополнительная добыча за счет проведения ГРП составила 44% от все добытой за год нефти. На рисунке 3.1 представлена динамика добычи нефти по месторождению в целом, а также дополнительная добыча нефти за счет проведение ГРП.