Исследование и совершенствование методики оптимизации разработки нефтяной залежи гидроразрывом пласта

Шакурова, Алсу Фагимовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и совершенствование методики оптимизации разработки нефтяной залежи гидроразрывом пласта
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и совершенствование методики оптимизации разработки нефтяной залежи гидроразрывом пласта"

УДК 622.276

На правах рукописи

ШАКУРОВА АЛСУ ФАГИМОВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОПТИМИЗАЦИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГИДРОРАЗРЫВОМ ПЛАСТА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 5 СЕН 2011

Уфа 2011

4852974

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР).

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

- кандидат технических наук Манапов Тимур Фанузович

- доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич

Ведущая организация

- кандидат технических наук Сарваретдинов Рашит Гасымович

- Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ

Защита диссертации состоится 28 сентября 2011 г. в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 26 августа 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета ^

доктор технических наук, профессор ~~ ~~ Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

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. В большинстве нефтегазодобывающих регионов ухудшение структуры запасов и истощение высокопродуктивных залежей сопровождаются возрастанием доли трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин. При этом успешность геолого-технических мероприятий со временем, как правило, снижается, что представляет собой достаточно сложную проблему, решение которой не всегда является очевидным.

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 участки и прослои пласта, и, следовательно, позволяет достичь более высокой конечной нефтеотдачи.

Анализ эффективности ГРП, выполненный на примере нефтяных месторождений ОАО «Татнефть», показал, что она составляет не более 40...50 % и существенно отличается даже в коллекторах, относящихся к одному типу отложений, но приуроченных к разным продуктивным площадям. Это позволяет предположить, что в этом случае оказывают влияние факторы, которые не учитываются при планировании мероприятий по ГРП на том или ином месторождении.

Данная диссертационная работа посвящена исследованию влияния геолого-физических и геолого-промысловых факторов на эффективность ГРП и обоснованию критериев выбора объектов воздействия.

Цель работы - исследование особенностей проведения технологии ГРП в пластах с различными коллекторскими свойствами, оценка оптимальных критериев, обеспечивающих его высокую технологическую эффективность в различных геолого-физических и геолого-технических условиях, и разработка методической основы для прогноза технологической эффективности ГРП в условиях нефтяных месторождений Татарстана.

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Проанализировать современное состояние применения гидравлического разрыва пласта в различных reo лого-физических и геолого-технических условиях;

2. Исследовать влияние коллекторских, фильтрационно-емкостных свойств и технологических факторов на эффективность ГРП;

3. Установить оптимальные критерии выбора объектов для ГРП, обеспечивающие его высокую технологическую эффективность;

4. Разработать методику математического моделирования для повышения надежности прогноза технологического эффекта при ГРП;

5. Провести промышленную апробацию разработанной методики применительно к условиям нефтяных месторождений Азнакаевского и Бавлинского НГДУ ОАО «Татнефть».

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на исследовании и анализе геолого-физических характеристик месторождений Татарстана и использовании современных методов обработки статистической информации, а также на аналитических исследованиях методом регрессионного анализа, обобщении результатов экспериментальных исследований в лабораторных и промысловых условиях.

Научная новизна результатов работы

1. Установлено и исследовано влияние фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств пласта на величину и продолжительность изменения добычи нефти после ГРП, с помощью которого определены диагностические критерии выбора объектов воздействия.

2. Усовершенствована методика вычислительного аппарата математической статистики с целью прогноза результатов ГРП на нефтяных месторождениях на основе решения степенных регрессионных уравнений. Показано, что разработанная методика эффективна в условиях малой выборки данных и позволяет получить низкое расхождение расчетных и фактических данных, не превышающее 2,5 %.

3. Научно обоснован тезис о необходимости расчета технологического эффекта от ГРП на отдельной скважине с учетом работы окружающих добывающих скважин. Определение эффекта только по скважине с ГРП приводит к кратному превышению значения объема дополнительно добытой нефти.

4. Установлено, что в неоднородном по проницаемости пласте результаты применения ГРП зависят от того, где расположена низкопроницаемая зона. Если низкопроницаемая зона пласта расположена в непосредственной близости от нагнетательных скважин, то в этом случае максимальный коэффициент извлечения нефти (КИН) достигается в случае, когда трещина ГРП имеет максимальную длину и ориентирована вдоль прямой, соединяющей нагнетательный и добывающий ряды. При расположении низкопроницаемой зоны пласта в тупиковой или застойной зоне в удалении от нагнетательных скважин максимальный коэффициент

извлечения нефти достигается, если трещина ГРП имеет максимальную длину и ориентирована перпендикулярно прямой, соединяющей нагнетательный и добывающий ряды.

На защиту выносятся:

1. Методика выявления связи технологической эффективности ГРП с геолого-физическими и технологическими параметрами, позволяющая определить диагностические критерии выбора объектов для ГРП в условиях терригенных коллекторов Ромашкинского месторождения;

2. Методика моделирования гидроразрыва пласта с учетом скин-фактора;

3. Результаты численных исследований, устанавливающих связь изменения зависимости эффективности ГРП с расположением скважины в системе нагнетательных и добывающих скважин на залежи, влияние ГРП на показатели окружающих скважин, на выработку запасов из неоднородных коллекторов, с учетом ориентации и протяженности трещин;

4. Методика определения экономической целесообразности применения ГРП в низкопроницаемой зоне пласта.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработанные рекомендации по повышению технологической эффективности ГРП для бобриковских и девонских отложений Ромашкинского и Бавлинского месторождений позволяют существенно поднять их технологическую и экономическую эффективность за счет более детального учета влияния на нее геолого-физических и геолого-технических свойств продуктивных коллекторов.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

- всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии нефтегазового дела» в филиале ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г. Октябрьском (г. Октябрьский, 2007 г.),

-35-ой, 36-ой, 37-ой научно-технических конференциях молодых ученых, аспирантов и студентов в филиале ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г. Октябрьском (г. Октябрьский, 2008,2009, 2010 гг.),

- VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России «Новые достижения в технике и технологии ГИС» в ОАО НПФ «Геофизика» (г. Уфа, 2009 г.),

- научно-техническом семинаре «Техника и технология повышения нефтеотдачи пластов терригенных и карбонатных отложений, оценка их эффективности, пути совершенствования» в ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2009 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 17 научных трудах, в том числе в 1 монографии и 3 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 138 наименований. Работа изложена на 156 страницах машинописного текста, содержит 50 таблиц, 89 рисунков.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе представлен обзор работ, описывающих различные технологии гидравлического разрыва пласта. Вопросы интенсификации добычи нефти рассмотрены в трудах П.С. Бриллианта, Т.А. Бурдынь, В.В. Гузеева, Ю.П. Желтова, С.А. Жданова, Л.Х. Ибрагимова, Р.Д. Каневской, Р.М. Курамшина, П.М. Усачева, М.Ю. Экономидеса и других исследователей.

Технология ГРП к настоящему времени считается достаточно отработанной применительно к различным геолого-физическим и геолого-техническим условиям.

Существуют различные технологии ГРП, из которых наиболее распространенными являются следующие:

- локальный, обеспечивающий вскрытие продуктивного пласта трещиной на небольшую глубину, составляющую единицы метров;

- массированный, обеспечивающий вскрытие продуктивного пласта трещиной на среднюю (порядка 30...40 м) и большую (до 100 м и более) глубину;

- селективный, обеспечивающий избирательное вскрытие пласта трещиной в любом заранее выбранном по глубине интервале пласта.

Анализ результатов проведения ГРП на Бавлинском месторождении НГДУ «Бавлынефть» (рисунок 1), Павловской и Восточно-Лениногорской площадей Ромашкинского месторождения НГДУ «Азнакаевскнефть» показал, что прирост дополнительной добычи нефти после ГРП наблюдается не по всем объектам, а диапазон дебитов практически не меняется по величине. Можно предположить, что даже при наличии достаточно хорошо проработанной технологии всех вышеупомянутых разновидностей ГРП до последнего времени недостаточное внимание уделялось изучению ряда важных факторов,

которые в условиях продуктивных отложений одного типа могут существенно влиять на его эффективность.

0-40

40-80 80-120

Он, Т/М

120-160

Рисунок 1 - Анализ результатов проведения ГРП

по бобриковским отложениям Бавлинского месторождения

Одним из таких важных факторов, определяющих эффективность ГРП, является жидкость разрыва, а точнее ее реологические свойства, которые оказывают влияние не только на снижение ее фильтруемости в поровое пространство пласта, что способствует кольматации бортов трещины, но также препятствует вызову притока из пласта после ГРП.

При этом механизм кольматации может быть обусловлен не только проникновением в пласт составных элементов жидкости разрыва, обладающих закупоривающими (кольматирующими) свойствами, но также разбуханием глинистого материала различного минералогического состава (коалинит или монтморилонит), содержащегося в скелете горной породы, вызванного химической несовместимостью жидкости разрыва и связанной воды, содержащейся в глинистой фракции пласта.

Также существенным недостатком при проектировании и прогнозировании ГРП является недостаточное внимание вопросу состояния изоляции заколонного пространства в конкретных геолого-технологических условиях.

С целью более детального изучения факторов, влияющих на механизм кольматации порового пространства продуктивных коллекторов, а также состояния изоляции заколонного пространства при ГРП проведены соответствующие исследования этого процесса на терригенных коллекторах бобриковского и девонского горизонтов Бавлинского и Ромашкинского месторождений.

Во второй главе с помощью корреляционного анализа была проведена оценка влияния геолого-физических и геолого-

технологических свойств на технологический эффект при разработке месторождений с помощью ГРП. Также была рассмотрена зависимость технологического эффекта ГРП от качества крепления заколонного пространства.

Технологический эффект по каждому ГРП оценивался исходя из динамики изменения текущего (помесячного) дебита нефти или воды относительно начального (базового) уровня, по которой вычислялись не только величина полученной накопленной добычи нефти или воды (Д(2„, Д<2в), но также ее продолжительность (Д1:н, Д^).

Все полученные данные использовались для исследования наличия корреляционных связей между дополнительной добычей по нефти (Д<3„) и по воде (ДС?а), их продолжительностью (Д1Н, Д1В) и коллекторскими фильтрационно-емкостными свойствами бобриковских и девонских отложений (К„, Кпр, Кп, Кгл).

Пример корреляционной зависимости величины технологического эффекта при ГРП от коэффициента глинистости по бобриковским и девонским отложениям Бавлинского месторождения представлен на рисунке 2. Для установления оптимальных критериев выбора скважин для ГРП на графиках была проведена линия минимальной экономической рентабельности, которая была принята равной 2000 т накопленной нефти в год.

В результате построения и анализа корреляционных связей зависимости технологического эффекта от геолого-физических и геолого-технологических свойств коллектора, а также от качества изоляции заколонного пространства была получена сводная таблица диагностических критериев для условий бобриковских и девонских отложений Бавлинского месторождения (таблица 1), из которых следует, что они существенно различаются для каждого из этих отложений.

Полученные результаты обработки и анализа корреляционно-статистических связей по бобриковским и девонским отложениям Бавлинского месторождения позволяют сделать следующие выводы.

1. Существенное влияние на технологическую эффективность ГРП оказывает проницаемость коллектора, с ростом которой наблюдается уменьшение величины дополнительной добычи нефти, что связано с фильтрацией жидкости разрыва в поровое пространство пласта.

2. Влияние глинистости в коллекторе сводится к уменьшению его проницаемости по мере роста содержания глинистого материала в скелете горной породы и, соответственно, к снижению возможности фильтрации жидкости разрыва в поровое пространство пласта.

3. Очевидно, что решить проблему увеличения эффективности ГРП в высокопроницаемых пластах бобриковского горизонта можно за счет изменения реологических свойств жидкости разрыва путем снижения ее способности фильтроваться в поровое пространство пласта.

а)

б)

12000

10000

8000 г №00

4000

2000

3000

2500

2000 1500

Ю00 500 О

-500

у-ШАх ~*932.35х*3990А ; \ '1

Я"-0.98 К \ \ \

Ж \ \ ,

; \ \ ^

ч ~ ~Фу-623Ь :>49Г7х-6.81 4 ЙЯ197

I* 6

А ч ч ч

' /\ ч ч ч

/ / / / у-огзвх 2-т ьеиво

▼ / 7 А

/У - / / /

0 ф 2 4 ф 6 8

К °0

а) - по бобриковским отложениям;

б) - по девонским отложениям Бавлинского месторождения; — — — - уровень рентабельности

Рисунок 2 - Корреляционная зависимость величины технологического эффекта при ГРП от коэффициента глинистости

Таблица 1 - Критерии подбора скважин для условий Бавлинского

Вид отложения Геолого-физические параметры Геолого-технологические параметры Геолого-технические параметры

К„, % К„р, мд К™ % К», % Víl</V„n Рпл/ Ргрп Ккач (+ 20 м) Ккач (-20 м)

Девон 13...16 0...80 0...2 45...75 >14 >0,85 0,50 0,30

Бобрик 14...19 0...250 0...6 50...80 2:12 >0,25 0,40 0,30

4. Коллекторы девонских отложений обладают лучшими фильтрационно-емкостными свойствами по сравнению с коллекторами

бобриковских отложений, по этой причине жидкость разрыва активно фильтруется в их поровое пространство, создавая вблизи стенки трещины протяженную зону кольматации, которая тем глубже, чем выше пористость (проницаемость) коллектора.

По аналогичной методике для девонских отложений Павловской и Восточно-Лениногорской площадей Ромашкинского месторождения рассмотрено влияние коллекторских свойств (Кн, Кпр, Кп, Кгл) по всей мощности продуктивных пластов для каждой из скважин, на которых были проведены ГРП. Были оценены величины накопленной добычи нефти и воды по этим участкам, а также общая продолжительность эффекта.

Сопоставляя полученные данные по технологической эффективности ГРП по этим двум площадям, был заключен вывод, что она имеет по ним существенную разницу, несмотря на то, что тип отложений и технология ГРП в обоих случаях были сходными, тем более что выполняла работу одна и та же организация-исполнитель: Лениногорское УПНП и КРС ОАО «Татнефть».

Были построены и изучены корреляционно-статистические связи между технологическими показателями ГРП и геолого-техническими, коллекторскими и фильтрационно-емкостными свойствами пластов-коллекторов. Пример зависимости накопленной добычи нефти от глинистости по Павловской и Восточно-Лениногорской площадям Ромашкинского месторождения представлен на рисунке 3. Для установления оптимальных критериев выбора скважин для ГРП на графиках, как и в предыдущем случае, была проведена линия минимальной экономической рентабельности, которая была принята равной 2000 т накопленной нефти в год.

По результатам проведенных исследований можно сделать вывод, что содержание глинистости в скелете горной породы является главным определяющим фактором, который оказывает преобладающее влияние на проницаемость горной породы и, соответственно, на фильтруемость в нее жидкости разрыва. При этом, чем выше глинистость коллектора, тем ниже фильтруемость в нее жидкости разрыва и тем выше эффективность ГРП.

В результате построения и анализа корреляционных связей зависимости технологического эффекта от геолого-физических и геолого-технологических свойств коллектора, а также от качества изоляции заколонного пространства была получена сводная таблица 2 диагностических критериев для условий девонских отложений Павловской и Восточно-Лениногорской площадей, из которых следует, что они существенно отличаются друг от друга тем, что для Восточно-Лениногорской площади они распадаются на два поддиапазона.

таг

8000

% 6 ого о

4000

2000

а)

12000

10000

8000 £ Ш00

1,000

2000 б) О

IV»

а) - по Павловской площади;

б) - по Восточно-Лениногорской площади;

— — —1 - уровень рентабельности

Рисунок 3 — Зависимость накопленной добычи нефти от глинистости

Результаты выполненных автором исследований влияния коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств на технологическую эффективность гидроразрыва пласта, выполняемого на пашийский горизонт девонских отложений Павловской и Восточно-Лениногорской площадей, позволяют сделать следующие выводы:

1. Эффективность ГРП по указанным площадям снижается с ростом проницаемости, что обусловлено опережающей фильтрацией жидкости разрыва в поровое пространство пласта;

2. Увеличение глинистости скелета горной породы способствует увеличению эффективности ГРП за счет снижения проницаемости порового пространства коллектора и, соответственно, уменьшения фильтрации в него жидкости разрыва;

Таблица 2 - Критерии подбора скважин для условий Павловской и Восточно-Лениногорской площадей Ромашкинского месторождения _

Площадь Вид отложения Геолого-физические параметры Геолого-технологические параметры Геолого-технические параметры

к„, % Кцр, мд Кгл,% к„, % Уж/Уп„ Рпл/Ргрп Кт (+20м) Кквч (-20м)

Павловская £ о в й 13...17 0...250 0...4 75...85 >5,5 <0,5 0,70 0,50

Восточно-Лениногорская Я О а а 13...15 17...23 0...100 150...400 0...2 3...12 58...78 6,0... 11,5 0,05.. .0,80 0,30 0,15

3. Влияние глинистости на фильтрационно-емкостные свойства девонских отложений Павловской и Восточно-Лениногорской площадей имеет существенное различие, которое проявляется в наличии для нее некоторой граничной величины («точки инверсии»), начиная с которой знак дополнительной добычи нефти меняется на противоположный.

Были также выполнены исследования влияния геолого-технологических факторов на эффективность ГРП. Пример зависимости величины накопленной добычи нефти после ГРП по бобриковским и девонским коллекторам Бавлинского месторождения от соотношения объемов жидкости разрыва и проппанта представлен на рисунке 4. В этом случае оптимальные критерии по соотношению Уж/Упп выбирались также с учетом уровня рентабельности, равного 2000 т/год.

В результате выполненных автором исследований влияния геолого-физических, геолого-технологических и геолого-технических факторов на эффективность ГРП в условиях Бавлинского месторождения, Павловской и Восточно-Лениногорской площадей Ромашкинского месторождения были получены сводные критерии оптимизации ГРП в этих условиях (таблица 3).

1000Р 8000 6000

су

4000 2000

° 10 12 ft 16 18 20 фкарбон Идевон---уровень рентабельности

Рисунок 4 - Зависимость величины накопленной добычи после ГРП бобриковского и девонского коллекторов Бавлинского месторождения при изменении относительной величины объема жидкости разрыва

Таблица 3 - Сводные критерии оптимизации ГРП

Площадь Вид отложения Геолого-физические параметры Геолого-технологнческие параметры Геолого-тсхннческие параметры

К„ % мд КГЛ5 % к„, % VJV„„ РПЛ/РгрП Ккяч (+20 м) Кич (-20м)

Павловская Я о а « 13...17 0...250 0...4 75...85 S>5,5 ¿0,5 0,70 0,50

Восточно-Лениногорская X о а п 13...15 17...23 0...100 150...400 0...2 3...12 58...78 6,0...11,5 0,05...0,80 0,30 0,15

Бавлинская 3 о а п 13...16 0...80 0...2 45...75 >14 >0,85 0,50 0,30

Бавлинская Бобрик 14...19 0. ..250 0...6 50...80 >12 =>0,25 0,40 0,30

Известно, что большое влияние на эффективность ГРП оказывает состояние изоляции заколонного пространства вблизи интервала ГРП. На практике принято оценивать состояние изоляции заколонного пространства по величине коэффициента качества цементирования обсадной колонны выше и ниже интервала перфорации (воздействия ГРП) в пределах, как правило, не более двадцати метров.

Коэффициент качества цементирования согласно известной методике определяется как отношение протяженности интервала с хорошей изоляцией к длине всего интервала.

В процессе анализа рассматривались два вида коллекторов: пашийский горизонт девона и бобриковский горизонт карбона. Рассмотрены данные по Бавлинскому месторождению НГДУ «Бавлынефть» и по Павловской, Восточно-Лениногорской площадям НГДУ «Азнакаевскнефть».

Полученные корреляционно-статистические зависимости позволяют сделать вывод о том, что в случае Павловской площади эффект от ГРП отсутствует при граничной величине коэффициента качества изоляции ниже интервала перфорации, равной 0,7, и выше интервала перфорации, равной 0,5. Для Восточно-Лениногорской площади соответствующими граничными значениями коэффициентов качества цементирования являются: ниже интервала перфорации, равной 0,15, выше интервала перфорации - 0,3.

Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что по Павловской площади требования к качеству цементирования более высокие, чем по Восточно-Лениногорской площади. При этом качество цементирования интервалов ниже перфорации и в том, и в другом случаях должно быть выше, чем у интервалов выше перфорации. Это связано с более высокими пластовыми давлениями пластов, граничащих с подошвой коллекторов, подверженных воздействию ГРП.

Аналогичным образом были проанализированы данные по Бавлинскому нефтяному месторождению. При этом рассматривался бобриковский горизонт. Полученные корреляционно-статистические зависимости для бобриковского горизонта позволяют сделать вывод о том, что эффект от ГРП отсутствует при граничной величине качества изоляции ниже интервала перфорации, равной 0,36, и выше интервала перфорации, равной 0,30.

По результатам исследований, выполненных во второй главе, была получена таблица 4, включающая дополнительные критерии выбора объектов для ГРП согласно РД 153-390-424-05, разработанному «ТатНИПИнефть» для применения в условиях ОАО «Татнефть». Из данных, приведенных в таблице, следует, что благодаря исследованиям автора доля количественных критериев выбора объектов для штатной

Таблица 4 - Критерии выбора скважин для штатной технологии ГРП

дополненные результатами, полученными автором

Критерии согласно РД Критерии в соответствии с рекомендациями автора

Диапазон

Параметры Диапазон Параметры Восточно-Леннногор-ская площадь (девон) Павловская площадь (девон) Бавлинское месторождение (бобрик) На? Э Р § я ей»» 1 5 4-5 м2

Техническое состояние эксплуатационной колонны Герметична, имеется возможность спуска пакера тоже тоже тоже тоже тоже

Состояние и сцепление цементного камня на 20 м выше и ниже пласта Хорошее Ккач (+ 20 м) Ккач (-20 м) 0,25 0,15 0,70 0,50 0,40 0,30 0,50 0,30

Нефтенасьпценная толщина пласта Не менее 1,5 м тоже тоже тоже тоже тоже

Толщина перекрывающих и подстилающих экранов от водоносных или обводненных пластов Не менее 5 м для глинистых перемычек, не менее 7 м для глинисто-алевролитовых перемычек тоже тоже тоже тоже тоже

Отсутствие заколонных перетоков Выше и ниже пласта тоже тоже тоже тоже тоже

Зенитный угол скважины в интервале пласта Не более 15° тоже тоже тоже тоже тоже

Обводненность продукции Не более 50 % К., % ¿40 «S25 ¿30 545

Пластовое давление Не менее 0,7 от начального тоже тоже тоже тоже тоже

Наличие текущих запасов нефти На уровне рентабельности Кн. % 2:60 £75 50...80 45...75

Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины Не менее 300 м тоже тоже тоже тоже тоже

Коэффициент пористости - К„, % 13...15 17...23 13...17 14...19 13...16

Коэффициент проницаемости - Кпр, % 0...100 150...400 0...250 0...250 0...80

Коэффициент глинистости - Кга, % 0...2 3...12 0...4 0...6 0...2

Соотношение объемов жидкости разрыва и проппанта - УЖЛ/ПП 6,0...11,5 >5,5 £12 >14

Соотношение давлений разрыва и пластового - Рш,/Р грп 0,05...0,80 £0,5 £0,25 а 0,85

технологии ГРП увеличилась с 60 % до 70 %, что существенно подняло надежность этой операции.

В третьей главе автором приведены результаты применения метода математической статистики для прогноза технологической эффективности ГРП в условиях Бавлинского месторождения, Павловской и Восточно-Лениногорской площадях Ромашкинского месторождения.

Аппарат математической статистики в последнее время довольно широко применяется для обработки результатов измерений промысловых данных при оценке эффективности различных методов увеличения нефтеотдачи, а также для прогноза технологического эффекта при планировании ГРП.

Однако широко распространенная практика применения этого аппарата показывает, что для получения хорошей сходимости результатов расчета с фактическими данными требуется достаточно большая выборка измерений, что не всегда возможно обеспечить в реальных производственных условиях.

Была сделана попытка совершенствования методов обработки экспериментальных данных при наличии малой выборки. В качестве основного приема решения этой проблемы был выбран путь построения регрессионного уравнения в виде полинома второй степени.

С этой целью были проанализированы геолого-промысловые результаты применения ГРП в условиях Бавлинского месторождения на скважинах, пробуренных на бобриковские отложения, и скважинах, пробуренных на девонские отложения, а также на скважинах, пробуренных на девонские отложения на Павловской и Восточно-Лениногорской площадях Ромашкинского месторождения. На основе парных корреляционных зависимостей были выбраны параметры, которые по степени значимости больше влияют на эффективность ГРП. Данные параметры были использованы для проведения прогнозов результатов ГРП.

Наиболее распространенным способом обработки экспериментальных данных является метод регрессионного анализа, позволяющий получить математическое описание технологического процесса на основе экспериментальных данных в виде алгебраического степенного полинома. Известно, что с увеличением количества его членов достоверность математического описания технологического процесса увеличивается.

Практика обработки экспериментальных данных показала, что результаты эксперимента в виде табличной функции в большинстве случаев с достаточным приближением отражаются полным кубическим полиномом. Часто третья степень не только достаточна, но и избыточна,

т.е. количество членов полинома можно уменьшить без существенной потери точности.

Для каждого объекта ГРП, будь то бобриковский или девонский горизонты, были построены по известной методике табличные функции.

На основе табличных функций для каждого объекта ГРП с помощью программного обеспечения «MS Excel» были построены регрессионные уравнения в виде полинома второй степени общего вида: Y=b0 + Ь,*х, + Ь2*х2 + b3*x3 + b4*x4 + b5*x5 + Ь6*х6 + Ъ7*х7 + Ьа*х8 + +Ь!2*х,*х2 + Ъ,3*х,*х3 + Ъ14*х,*х4 + ... + b67*x6*x7 + b68*x6*xs + +b78*x7*x3+ Ъи *х,2 + Ь22*х22 + Ь33*х32 +.........+ b88*x82, (1)

где У - AQ„, х, - Кп, х2 - Кгл, х4 - Ьэфф, Xj - Кн, х6 - Кпр, х7 - V JWnn> х8 -Р -Р

1 грп 1 пл.

Затем, используя подпрограммы, входящие в «MS Excel» под названием «Пакет анализа», применительно к каждому объекту было проведено исследование членов, входящих в уравнение (1), для оценки степени тесноты их взаимосвязи с тем, чтобы впоследствии исключить их из этого уравнения как тождественные.

В заключении, используя методику поиска минимального значения среднеквадратического отклонения между фактическими и расчетными значениями (таблица 5), были определены численные значения коэффициентов, входящих в регрессионное уравнение (1), применительно к каждому объекту воздействия по технологии ГРП.

Таблица 5 - Сравнение расчетных значений с фактическими,

полученными для бобриковских отложений Бавлинского 1___месторождения___

Расчет Факт Отклонение Квадр. откл. Ошибка, %

1 2956,2696 2956,3 -0,0303515 0,000921214 0,01

2 6402,1293 6402 0,12928633 0,016714955 0,02

3 4993,3307 4994 -0,66933333 0,448007102 0,13

4 4857,6724 4857,9 -0,22761772 0,051809824 0,05

5 1732,6263 1733 -0,37365975 0,139621607 0,22

6 3402,8769 3402 0,87693764 0,769019619 0,26

7 2371,8132 2373 -1,18675585 1,408389451 0,50

8 907,48939 907,6 -0,11060918 0,012234391 0,12

9 1603,2146 1602,6 0,61458128 0,377710147 0,38

10 5004,9362 5005,3 -0,36378511 0,132339604 0,07

11 9813,8538 9812,92 0,93383358 0,872045153 0,10

12 2924,4344 2924,3 0,13437208 0,018055856 0,05

13 3826,3922 3826,5 -0,10782055 0,011625272 0,03

4,258494195 1,94%

В результате были получены следующие регрессионные уравнения второй степени:

- для бобриковских отложений:

¥=1,943 + 19,499х] + 1,929х2- 12,92 х4 + 78,277х5 - 73,183х6 + 6,6x7 + + 54,217х8-88,92X1X2-282,227х,х4- 20,788Х1Х,-3,572х,хб + + 9,045х,х7 + 18,903х,х8 + 5,608х2хб + 26,116х&6 - 80,932х&7- 4,025х&8 + +123,273х7х8 + 76,774х/ - 24,542х22 - 44,803х/ + 6,606х/ + 0,087x1 + + 1,21 4х72- 7,075х32, (2)

где У- Д<3„, X) — Кп, х2- Кгл, х4 - Ьэфф, х;—Кн, хе~ К,^, х7— У-щ/Упп, х8- РгрП— Рщ,.

Это уравнение (2) обеспечило совпадение расчетных и фактических значений с точностью 1,94 %.

- для девонских отложений Бавлинского месторождения:

Г = - 0,0104-0,157x1-0,042x2-0,017x4- 0,253х5 - 0,451х6 + 0,048х7-

- 0,773x8- 0,045X1X2-0,348х,х4-3,179х,х5- 0,342х1х6 + 1,25х,х7- 7,18х,хв-

- 7,697х2х6 - 3,96x4x6 - 0,95x07 - 0,466х5ха + 12,518х7х8 - 2,578х/ + + 0,954х22- 0,017х/ + 5,774х/ - 0,062х62 + 0,881х/ - 0,354х82, (3) где У- Д(5„, XI-Кп, х2 Кгл> х4 - Ьэфф, х5—Кя, ^-Кпр, х7— У^/Упп, хя-Т'грп— Рщ,.

Это уравнение (3) обеспечило совпадение расчетных и фактических значений с точностью 0,95 %.

- для девонских отложений Павловской и Восточно-Лениногорской площадей:

У = - 4,482 - 42,359х, + 43,28х2 + 36,319 х3 - 190,331х5 - 304,51Зх6 + + 51,451х7 - 968,722x8 - 513,079x^2 + 6,361х,х3 - 138,067х,х5 + + 341,51х,х7 + 84,749Х]х8 + 22,675х2х8 + 22674хзх6 + 108,98х2 + + 846,583х,2-121,647х32 + 24,626х/ + 0,019х62 - 48,525х/ - 2,435х82, (4)

где У- Д<3„,х/ — К„, х2—Кгл, х4 — Ьэфф, х$— К„,Кпр, х7— Уж/Упп, х8— РГрп— Рпл-

Это уравнение (4) обеспечило совпадение расчетных и фактических значений с точностью 1,1 %.

Таким образом, удалось доказать, что применение степенного регрессионного уравнения даже в условиях малопредставительной выборки данных позволяет с высокой точностью осуществлять прогноз технологического эффекта от ГРП в условиях бобриковских и девонских отложений, при условии их построения с учетом конкретных геолого-промысловых и технологических данных, соответствующих этим отложениям в пределах каждой из указанных продуктивных площадей.

В четвертой главе рассмотрены вопросы влияния гидроразрыва пласта, проводимого в единичной скважине (или в группе скважин), на эффективность выработки запасов участка залежи со сформированной системой разработки.

Исследования продеведены на основе математического моделирования процессов извлечения нефти из однородных и неоднородных по проницаемости коллекторов (рисунок 5).

Влияние ГРП на выработку запасов нефти описывалось двумя способами - заданием скин-фактора и локальным изменением поля проницаемости. Показано, что, несмотря на близкие результаты,

описание трещины ГРП заданием скин-фактора скважины приводит к нефизичным результатам.

Для добывающих скважин, находящихся в непосредственной близости от нагнетательных скважин, проведение ГРП характеризуется резким и относительно непродолжительным ростом дебита нефти. Для скважин, удаленных от нагнетательных (второй ряд), применение гидроразрыва пласта позволит значительно увеличить дебит нефти на более продолжительный период.

Рисунок 5 - Объемное представление куба текущей нефтенасыщенности модели пласта с расположенными добывающими и нагнетательными скважинами. Показано локальное измельчение сетки в околоскважинной зоне добывающих скважин

При этом относительная эффективность от применения ГРП максимальна в начальный период эксплуатации скважины и стремительно снижается при начале обводнения. По абсолютному значению эффект от применения ГРП максимален для удаленных от нагнетательного ряда добывающих скважин, что связано с большим для этих скважин объемом дренирования. Однако относительный прирост

О' -О'

т.., , и зС'П'П Ы-база \ гш-г

НИЗ (Т] —-—--) за счет проведения ГРП максимален для

ббаза

ближайших к нагнетательному ряду добывающих скважин.

В однородных по проницаемости пластах применение технологии ГРП на отдельных скважинах дает эффект по данным скважинам, величина которого при всех прочих равных условиях зависит от положения скважины. Это позволяет предположить, что работа скважины с ГРП повлияет на работу остальных скважин.

Показано, что эффект от ГРП на отдельной скважине должен определяться с учетом работы окружающих добывающих скважин. Определение эффекта только по скважине с ГРП приводит к кратному превышению значения объема дополнительно добытой нефти. Для условий рассмотренной задачи эффект от ГРП, определенный по скважине WPRD2 на конец расчетного периода, составил 97,8 тыс. м3 дополнительно добытой нефти, в то время как в целом по участку по данному варианту эта величина значительно меньше и составляет 6,8 тыс. м'. Т.е. эффект, определенный по отдельной скважине, завышен более чем в 14 раз (рисунок 6).

месяц месяц

Рисунок 6 - Динамика накопленных абсолютного (а)

и относительного (б) эффектов от проведения ГРП на скважинах \¥РМ)2 (второй ряд) и WPRD4 (первый ряд)

Рассмотрены условия оптимального применения технологии ГРП в зонально-неоднородном по проницаемости пласте. При этом рассматривались следующие возможные случаи - низкопроницаемая зона располагается в непосредственной близости от ряда нагнетательных скважин и низкопроницаемая зона удалена от нагнетательных скважин (второй ряд). Исследовано влияние протяженности и ориентации трещин ГРП относительно рядов скважин. Рассматривались две ориентации трещин - вдоль ряда добывающих скважин («параллельно») и вдоль прямой, соединяющей нагнетательный и добывающий ряд («перпендикулярно»). Результаты расчетов представлены на рисунке 7.

Применение гидроразрыва пласта влияет на эффективность выработки запасов в целом по участку. В этом отношении технология ГРП выступает не только как мероприятие, интенсифицирующее выработку нефти, но и как технология, направленная на повышение

а)

длина трещины, м

а) ^УРЫ)4 (низкопроницаемая зона

б) \VPRD2 (низкопроницаемая зона

Рисунок 7 - Зависимость прироста НИЗ участка от длины и ориентации трещины при проведении ГРП на скважине

Если низкопроницаемая зона пласта расположена в тупиковой или застойной зоне пласта в удалении от нагнетательных скважин, то в этом случае максимальный коэффициент извлечения нефти достигается в случае, когда трещина ГРП имеет максимальную длину и ориентирована перпендикулярно прямой, соединяющей нагнетательный и добывающий ряды.

Дан расчет «технологической стоимости» скважины с ГРП в вертикальных скважинах, т.е. коэффициент X, показывающий, сколько вертикальных скважин заменяет одна скважина с ГРП. Показано, что при оптимальных параметрах проведения технологии одна добывающая скважина с ГРП может заменить до 2,5 скважин без ГРП.

В пятой главе приводятся результаты практического применения рекомендаций, разработанных автором на основании

коэффициента охвата воздействием. В однородном по проницаемости пласте максимальный КИН достигается при проведении ГРП в застойной области пласта. В неоднородном по проницаемости пласте результаты применения ГРП зависят от того, где расположена низкопроницаемая зона. Если низкопроницаемая зона пласта расположена в непосредственной близости от нагнетательных скважин, то в этом случае максимальный коэффициент извлечения нефти достигается в случае, когда трещина ГРП имеет максимальную длину и ориентирована вдоль прямой, соединяющей нагнетательный и добывающий ряды.

параллельно перпендикулярно

50 100 150 длина трещины, м

вблизи от нагнетательных скважин), вдали от нагнетательных скважин)

выполненных исследований по повышению эффективности технологии ГРП в различных геолого-физических, геолого-промысловых и геолого-технических условий конкретных месторождений.

Основное содержание рекомендаций по совершенствованию технологии ГРП относилось к двум основным положениям:

- обоснованному выбору объектов воздействия с учетом их геолого-физических и геолого-технологических свойств на основании разработанных автором количественных критериев;

- к определению соответствия величины коэффициента качества цементирования интервалов выше и ниже объекта воздействия установленным количественным критериям для каждого типа отложений.

Используя полученные критерии для подбора скважин для ГРП на Ромашкинском и Бавлинском месторождениях (таблица 4), была проведена корректировка результатов, полученных от ГРП (рисунок 8) на этих месторождениях.

В результате обработки конечных результатов от ГРП с введением вышеуказанных оптимизирующих критериев был получен окончательный результат, который иллюстрирует значительный прирост технологической эффективности, который составил в среднем по каждому месторождению от 30 % до 40 %, что в совокупности составляет более 52 тыс. т дополнительной накопленной добычи в год.

Таким образом, на основании полученных данных о величине экономической рентабельности применяемой технологии можно вывести граничные критерии, определяющие диапазон геолого-физических и геолого-технических критериев, обеспечивающих высокий технико-экономический эффект от ГРП для конкретных месторождений.

□ до ГРП

■ после ГРП

□ после корректировки

0-40

40-80

80-120

120-160

Оа,т/м

Рисунок 8

- результаты ГРП по полученным критериям подбора скважин для бобриковского горизонта бавлинского месторождения

Особый интерес для практического применения разработанных автором рекомендаций по повышению технологической эффективности ГРП представляет возможность ее прогноза с помощью численного решения регрессионных уравнений второй степени, построенных для каждого типа отложений.

Преимущество такого подхода представляется достаточно очевидным, поскольку позволяет без существенных экономических затрат произвести с высокой точностью оперативный прогноз ожидаемого технологического эффекта в конкретных геолого-промысловых условиях и принять решение о целесообразности проведения ГРП. Ожидаемый экономический эффект от внедрения всех вышеперечисленных мероприятий составляет не менее 530 тыс. рублей на одну операцию ГРП.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполненный анализ технологической эффективности штатной технологии ГРП в условиях ОАО «Татнефть» показал ее недостаточный уровень, вызванный отсутствием методики учета влияния на нее геолого-физических и геолого-технологических факторов.

2. Исследованием корреляционных связей промысловых результатов ГРП с фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов установлены количественные геолого-промысловые критерии его эффективного применения, позволившие осуществлять более обоснованный выбор объектов воздействия.

3. В результате изучения корреляционных связей промысловых результатов ГРП с качеством изоляции заколонного пространства выше и ниже интервала воздействия в пределах ± 20 м установлены количественные значения коэффициентов качества изоляции для разных типов отложений, причем требования к качеству изоляции со стороны нижележащих водоносных объектов оказались в 1,5...2,0раза выше, чем для вышележащих.

4. Исследования степени влияния на эффективность штатного ГРП геолого-физических и геолого-технологических свойств, а также качества изоляции продуктивных отложений различных типов показали, что она отличается значительным разнообразием и в существенной степени определяется этими свойствами, то есть носит по отношению к ним адекватный характер высокого уровня.

5. Разработанная автором усовершенствованная методика регрессионно-корреляционного анализа на основе степенных уравнений позволяет осуществлять с высокой точностью прогноз технологической эффективности ГРП.

6. Применение гидроразрыва пласта влияет на эффективность выработки запасов в целом по участку. В этом отношении технология ГРП выступает не только как мероприятие, интенсифицирующее выработку нефти, но и как технология, направленная на повышение коэффициента охвата воздействием.

7. В однородном по проницаемости пласте максимальный КИН достигается при проведении ГРП в застойной области пласта.

8. В неоднородном по проницаемости пласте результаты применения ГРП зависят от того, где расположена низкопроницаемая зона. Если низкопроницаемая зона пласта расположена в непосредственной близости от нагнетательных скважин, то в этом случае максимальный коэффициент извлечения нефти достигается в случае, когда трещина ГРП имеет максимальную длину и ориентирована вдоль прямой, соединяющей нагнетательный и добывающий ряды. Если низкопроницаемая зона пласта расположена в тупиковой или застойной зоне пласта в удалении от нагнетательных скважин, то в этом случае максимальный коэффициент извлечения нефти достигается в случае, когда трещина ГРП имеет максимальную длину и ориентирована перпендикулярно прямой, соединяющей нагнетательный и добывающий ряды.

9. Разработанные рекомендации прошли апробацию в условиях НГДУ «Бавлынефть» и НГДУ «Азнакаевскнефть» и подтвердили свою высокую промысловую эффективность, благодаря чему удалось ее увеличить на 30...40 % по сравнению со штатной технологией, что дало годовую дополнительную добычу нефти по этим НГДУ в размере 52642 тонны.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Шакурова А.Ф. Анализ эффективности применения гидроразрыва на Бавлинском нефтяном месторождении // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2008. - URL: http://www/ogbus.ru/authors/Shakurova/ Shakurova_l .pdf.

2. Шакурова А.Ф. Влияние качества цементирования заколонного пространства на эффективность ГРП // Научно-технический журнал «Нефтепромысловое дело». - 2009. - № 11. - С. 40-43.

3. Шакурова А.Ф. Исследование параметров, влияющих на эффективность ГРП в условиях Ромашкинского месторождения // Научно-технический журнал «Нефтепромысловое дело». - 2010. - № 1. -С. 17-19.

Монография

4. Шакурова А.Ф., Гуторов Ю.А. Основы технологии гидроразрыва пластов в нефтяных и газовых скважинах. - Октябрьский: Монография, 2009. - 199 с.

Прочие печатные издания

5. Шакурова А.Ф., Гуторов Ю.А. Анализ состояния применения ГРП на нефтяных месторождениях с целью повышения продуктивности скважин // Современные технологии нефтегазового дела. Тез. докл. Всеросс. научн.-техн. конф. - Уфа, 2007. - С. 15-16.

6. Шакурова А.Ф., Гуторов Ю.А. Анализ состояния применения ГРП на нефтяных месторождениях с целью повышения продуктивности скважин на основе обзора научно-технических источников // Технологии нефтегазового дела. Сб. научн. тр. - Уфа, 2007. - С. 111-117.

7. Шакурова А.Ф., Гуторов Ю.А. Технологическая эффективность ГРП в зависимости от коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств пашийского горизонта девонских отложений Бавлинского нефтяного месторождения // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сб. ст. научн.-практ. конф. аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2008. -Вып. 5.-С. 81-91.

8. Шакурова А.Ф. О зависимости эффективности ГРП от качества цементирования заколонного пространства // Матер. 35-ой научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа, 2008.-С. 32-34.

9. Шакурова А.Ф., Гуторов Ю.А., Воронова Е.В., Рахмаев Л.Г. Результаты анализа эффективности ГРП пашийского горизонта Павловской площади НГДУ «Азнакаевскнефть» // Матер. 35-ой научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа, 2008. -С. 28-29.

10. Шакурова А.Ф., Гуторов Ю.А. О результатах анализа эффективности ГРП от фильтрационно-емкостных свойств пашийского горизонта девонских отложений Бавлинского нефтяного месторождения // Матер. 35-ой научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа, 2008. - С. 30-31.

11. Шакурова А.Ф., Гуторов Ю.А. О результатах анализа эффективности ГРП бобриковского горизонта Бавлинского месторождения // Матер. 35-ой научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа, 2008. - С. 29-30.

12. Шакурова А.Ф., Гуторов Ю.А., Воронова Е.В., Рахмаев Л.Г. Исследование факторов, влияющих на технологический эффект от ГРП

пашийского горизонта на Восточно-Лениногорской площади // Матер. 35-ой научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. -Уфа, 2008.-С. 27-28.

13. Шакурова А.Ф. К вопросу влияния режима ГРП на параметры трещины в породах различного литологического состава // Матер. 35-ой научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа, 2008. - С. 31-32.

14. Шакурова А.Ф., Гуторов Ю.А., Светлякова С.Б. Особенности применения методов математической статистики для прогноза технологической эффективности ГРП в условиях Бавлинского месторождения // Матер. 36-ой научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа, 2009. - Т. I. - С. 224-234.

15. Шакурова А.Ф., Гуторов Ю.А., Светлякова С.Б. Использование математического моделирования для повышения надежности прогноза технологической эффективности ГРП в условиях малопредставительной выборки данных // Матер. 36-ой научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа, 2009. - Т. I. -С. 234-247.

16. Шакурова А.Ф., Малыхин И.В., Гуторов Ю.А. Особенности технологии повышения продуктивности скважин за счет применения кислотного гидроразрыва пластов в условия ОАО «Шешмаойл» // Матер. 36-ой научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа, 2009. - Т. I. - С. 84-93.

17. Шакурова А.Ф., Муратшин Д.Р., Гуторов Ю.А. Применение технологии ГРП для добычи трудноизвлекаемых запасов в условиях сложнопостроенных коллекторов Тарасовского месторождения // Матер. 36-ой научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа, 2009. - Т. I. - С. 114-123.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 23.08.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 173. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР» РБ. 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шакурова, Алсу Фагимовна

Введение

Глава 1 Обзор мирового опыта применения гидравлического разрыва пласта

1.1 Гидравлический разрыв пласта

1.2 Зарубежный опыт применения ГРП

1.3 Опыт применения ГРП на месторождениях России

1.4 Применение ГРП на месторождениях ОАО «Татнефть»

Глава 2 Исследование влияния ФЕС продуктивных отложений различного типа на эффективность ГРП

2.1 Физическая основа ГРП

2.2 Исследование влияния геологических, коллекторских и ФЕС пластов Бавлинского месторождения на эффективность ГРП

2.3 Исследование влияния геологических, коллекторских и ФЕС пластов, Павловской и Восточно-Лениногорской площадей Ромашкинского месторождения на эффективность ГРП

2.4 Исследование влияния геолого-технологических факторов на эффективность ГРП в условиях Бавлинского месторождения

2.5 Исследование влияния геолого-технологических факторов на эффективность ГРП в условиях Павловской и Восточно-Лениногорской площадей Ромашкинского месторождения

2.6 Исследование влияния качества крепления заколонного пространства на эффективность ГРП

Глава 3 Совершенствование вычислительного аппарата математической статистики с целью прогноза результатов ГРП для продуктивных отложений различного типа

3.1 Прогноз результатов ГРП для бобриковских отложений Бавлинского месторождения

3.2 Прогноз результатов ГРП для девонских отложений Бавлинского месторождения

3.3 Прогноз результатов ГРП для девонских отложений Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

Глава 4. Исследование влияния гидроразрыва пласта на конечную нефтеотдачу

4.1. Математическая модель

4.2. Моделирование гидроразрыва пласта.

4.3. Зависимость эффективности ГРП от расположения скважины в системе нагнетательных и добывающих скважин на залежи.

4.4 Влияние технологии ГРП на выработку запасов нефти участка залежи

4.5. Влияние ГРП на выработку неоднородного по проницаемости участка пласта.

4.6. Определение экономической целесообразности применения технологии ГРП в 123 низкопроницаемой зоне пласта

4.7. Влияние ориентации вертикальной трещины ГРП на эффективность выработки 130 запасов.

4.8. Влияние ориентации и протяженности трещины ГРП на коэффициент извлечения 136 нефти и плотность сетки скважин.

Глава 5 Результаты практического применения разработанной методики выбора объектов для ГРП в условиях ОАО «Татнефть»

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и совершенствование методики оптимизации разработки нефтяной залежи гидроразрывом пласта"

Актуальность проблемы

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. В большинстве нефтегазодобывающих регионов ухудшение структуры запасов и истощение высокопродуктивных залежей сопровождаются возрастанием доли трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин. При этом успешность геолого-технических мероприятий со временем, как правило, снижается, что представляет собой достаточно сложную проблему, решение которой не всегда является очевидным.

Анализ эффективности ГРП, выполненный на примере нефтяных месторождений ОАО «Татнефть», показал, что она составляет не более 40.50 % и существенно отличается даже в коллекторах, относящихся к одному типу отложений, но приуроченных к разным продуктивным площадям. Это позволяет предположить, что в этом случае оказывают влияние факторы, которые не учитываются при планировании мероприятий по ГРП на том или ином месторождении.

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Проанализировать современное состояние применения гидравлического разрыва пласта в различных геолого-физических и геолого-технических условиях;

Методы решения поставленных задач

Научная новизна результатов работы

На защиту выносятся:

1. методика выявления связи технологической эффективности грп с геолого-физическими и технологическими параметрами, позволяющая определить диагностические критерии выбора объектов для ГРП в условиях терригенных коллекторов ромашкинского месторождения;

2. методика моделирования гидроразрыва пласта с учетом скин-фактора;

3. результаты численных исследований, устанавливающих связь изменения зависимости эффективности ГРП с расположением скважины в системе нагнетательных и добывающих скважин на залежи, влияние ГРП на показатели окружающих скважин, на выработку запасов из неоднородных коллекторов, с учетом ориентации и протяженности трещин;

4. методика определения экономической целесообразности применения ГРП в низкопроницаемой зоне пласта.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

- 35-ой, 36-ой, 37-ой научно-технических конференциях молодых ученых, аспирантов и студентов в филиале ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г. Октябрьском (г. Октябрьский, 2008, 2009, 2010 гг.),

Публикации

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 138 наименований, работа изложена на 156 страницах машинописного текста, содержит 50 таблиц, 89 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Шакурова, Алсу Фагимовна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В диссертационной работе автором в результате выполненных исследований разработана усовершенствованная методика повышения эффективности штатной технологии гидроразрыва пластов основанная на более обоснованном выборе объектов воздействия с помощью использования полученных по предлагаемой автором методике количественных критериев учитывающих фильтрационно-емкостные, геолого-технологические свойства коллектора и состояние изоляции заколонного пространства.

В ходе достижения стоящей перед автором цели работы и решения поставленных перед ним задач были получены следующие важные результаты:

3. Изучением корреляционных связей промысловых результатов ГРП с качеством изоляции заколонного пространства выше и ниже интервала воздействия в пределах ±20 м, установлены количественные значения коэффициентов качества изоляции для разного типа отложений, причем требования к качеству изоляции со стороны нижележащих водоносных объектов оказались в 1,5-2 раза выше, чем для вышележащих [70, 73];

4. Исследования автора степени влияния на эффективность штатного ГРП геолого-физических и геолого-технологических свойств, а также качества изоляции продуктивных отложений различного типа показали, что она отличается значительным разнообразием и в существенной степени определяется этими свойствами, то есть носит по отношению к ним адекватный характер высокого уровня [72];

9. Если низкопроницаемая зона пласта расположена в тупиковой или застойной зоне пласта в удалении от нагнетательных скважин, то в этом случае максимальный коэффициент извлечения нефти достигается в случае, когда трещина ГРП имеет максимальную длину и ориентирована перпендикулярно прямой, соединяющей нагнетательный и добывающий ряды.

10. Разработанные автором рекомендации прошли апробацию в условиях НГДУ «Бавлынефть» и НГДУ «Азнакаевскнефть» и подтвердили свою высокую промысловую эффективность, благодаря чему удалось ее увеличить на 30-40% по сравнению со штатной технологией, что дало годовую дополнительную добычу нефти по этим НГДУ в размере 52642 тонны [77, 78].

В качестве дальнейшей перспективы развития выбранного автором научного направления связанного с решением проблемы повышения эффективности технологии ГРП в условиях ОАО «Татнефть» предполагается провести более углубленное изучение факторов влияющих не только на традиционную технологию ГРП, но также и на технологию кислотного ГРП, особенно в условиях карбонатных коллекторов турнейских и фаменских отложений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шакурова, Алсу Фагимовна, Б.м.

1. Алексеенко О.П., Вайсман A.M. Моделирование гидроразрыва нефтяного пласта, граничащего с пластичной вмещающей породой. // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. 2001. - №4. - С. 67-73.

2. Афанасьев И.С., Антоненко Д.А., Муллагалин И.З., Усманов Т.С., Свешников A.B., Пасынков А.Г. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении. // Нефтяное хозяйство.-2005. -№8. С. 62-65.

3. Афанасьев И.С., Седьрс К.А., Усманов Т.М., Свешников A.B., Сергейчев A.B., Пасынков А.Г. Геологическое строение и некоторые вопросы разработки Приобского месторождения. // Нефтяное хозяйство. 2005.-№8.- С.58-61.

4. Баренблатт Г.И. О некоторых задачах теории упругости, возникающих при исследовании механизма гидравлического разрыва пласта // Прикл. матем. и механика. -1956.-Т. 20.- №4.-С. 475-486.

5. Бурдынь. Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. М.: Недра, 1983 192 с.

6. Глова В.Н., Латышев В.Н. Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Пурнефтегаз»//Нефтяное хозяйство.-1996.-№1.-С.15-18.

7. Гузеев В.В., Поздняков A.A., Зайцев Г.С. Результаты применения гидроразрыва пласта на месторождениях Ханты-Мансийского Автономного округа. // Нефтяное хозяйство. -2002.- №6,- С. 116-119.

8. Гусев C.B., Бриллиант Л.С., Янин А.Н. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири // Материалы совещания «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений» (г. Альметьевск, 1995 г.). М.: ВНИИОЭНГ. - 1996. - С. 291303.

9. Гусев C.B., Коваль Я.Г., Кольчугин И.С. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз».// Нефтяное хозяйство.-1991. №7.- С. 15

10. Гуторов Ю.А., Шакурова А.Ф. Основы технологии гидроразрыва пластов в нефтяных и газовых скважинах. Монография 2009. - 199 с.

11. Жданов С.А., Константинов C.B. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин // Нефтяное хозяйство. — 1995. №9. — С. 24-25.

12. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1996. - 198 с.

13. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975. - 207 с.

14. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного, пласта. // Изв. АН СССР, ОТН. 1955. - №5 - С. 3-41.

15. Ибрагимов JI.B., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Недра, 2000. 414 с.

16. Ивин М.О., Малышев Г.А. Анализ результатов ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и основные направления совершенствования технологии его выполнения. // НТЖ Интервал. 2001. - №11. - С. 6-13.

17. Ильин А.Ф. Астраханское газоконденсатное месторождение: состояние и проблемы освоения//Газовая промышленность. 1991. - № 11. —С. 10-11.

18. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. - 40 с.

19. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта: М.: Недра, 1999. 213 с.

20. Каневская Р.Д. О притоке жидкости к скважине с трещиной гидроразрыва в слоистом пласте // Нефтепромысловое дело. 1999. - №1. - С. 6-8.

21. Каневская Р.Д., Дияшев Р.Д., Некипелов Ю.В. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышении, нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство. -2002.-№5.-С. 96-100.

22. Каневская Р.Д., Кац Р.М. Оценка эффективности гидроразрыва добывающих и нагнетательных скважин при различных системах заводнения пласта // Нефтяное хозяйство. -1998,-№6.-С. 34-37.

23. Карнаухов M.JI., Крамар Г.О., Гапонова Л.М. Особенности выполнения гидроразрывов пластов на месторождениях Ноябрьского региона. // Нефтепромысловое дело. 1999.-№6.- С.41-43.

24. Кокорин A.A., Заболотнов А.Р. Особенности разработки юрских залежей нефти Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. — 1997.-№Ю.-С. 54-57.

25. Константинов C.B., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пласта за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. - Сер. Нефтепромысловое дело. - 1985. - 61 с.

26. Константинов C.B., Лесик Н.П., Гусев В.И., Борисов Ю.П. Глубокопроникающий гидравлический' разрыв пласта — метод интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1987. - №5. - С. 22-25.

27. Кривоносов И.В., Чарный И.А. Расчет дебитов скважин с трещиноватой призабойной зоной пласта // Нефтяное хозяйство. 1955. - № 7. - С. 40-47.

28. Кристиан М., Сокол С., Константинеску. А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. — М.: Недра, 1985. 185 с.

29. Курамшин P.M., Духовная П.А., Вязовая М.А., Бобылева И.В. Результаты проведения гидравлического разрыва пласта на Ермаковском месторождении. // Нефтяное хозяйство. -1997.-№43-47.

30. Курамшин P.M., Иванов C.B., Кузьмичев Н.Д. Эффективность проведения гидроразрыва пласта на месторождениях Ноябрьского района // Нефтяное хозяйство. 1997. -№ 12.-С. 58-60.

31. Куранов И.Ф., Шехтман Ю.М. Определение дебита скважины при наличии горизонтальной трещины с заполнителем // Нефтяное хозяйство. -1961. № 9. - С. 37-39.

32. ЛогиновБ.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв-пластов. М.: Недра, 1966. -148 с.

33. Максимович Г.К. Гидравлический разрыв нефтяных пластов. М.: Гостоптехиздат, 1957.-98 с.

34. Малышев А.Г., Малышев Г.А., Журба- В.Н., Сальникова H.H. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 1997. -№9.-С. 46-51.

35. Медведев Н.Я., Шеметилло В.Г., Малышев Г.А., Сонич В.П., Лушников А.Я. Особенности применения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». // Нефтяное хозяйство. 2001. - №9. - С. 52-57.

36. Методическое руководство по проектированию разработки нефтяных месторождений с применением гидроразрыва пластов на основе современных компьютерных технологий. РД153.39.2-032-98 / Кац P.M., Каневская Р.Д. и др.- М.: Минтопэнерго РФ, 1998. 70 с.

37. Муравьев И.М., Го Шан-пин. Об эффективности проведения массового гидравлического разрыва пласта // Нефтяное хозяйство. — 1958. №4. — С. 39-44.

38. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра, 1977.

39. Николаевский В.Н. Применение гидравлического разрыва пласта на месторождении Умбаки // Нефтяное хозяйство. 1958. - №4. - С. 50-53.

40. Палмор Л., Маккензи Д., Фостер Р. Высокоэффективная жидкость для гидроразрыва. // Нефтегазовые технологии. 2003. - №6. - С. 16-19.

41. Пискунов Н.С. Разрыв пласта и влияние разрыва на процесс эксплуатации месторождений // Труды ВНИИ. Вып. XVI. - М.: Гостоптехиздат, 1958. - С. 3-24.

42. РД 153-390-424-05. Методическое руководство по подбору скважин-объектов для проведения гидравлического разрыва пластов на месторождениях ОАО «Татнефть», Бугульма, 2005.

43. Реутов В.А. Гидравлический разрыв пласта // Итоги науки и техники. Механика деформируемого твердого тела. М.: ВИНИТИ, 1989. - Т.20. - С. 84-188.

44. Реутов В.А. Гидравлический разрыв пласта: условия образования трещин, их практическое определение и использование // Итоги науки и техники. Разработка-нефтяных и газовых месторождений. М.: ВИНИТИ, 1991. - Т.23. - С. 73-153.

45. Салимов О.В. Алгоритм пересчета плана закачки при гидравлическом разрыве пластов / О.В. Салимов, // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» 2008 - №5 - С. 39-43.

46. Салимов О.В. Анализ результатов гидроразрыва по кривой спада давления / A.B. Насыбуллин, В.Г. Салимов, О.В. Салимов // Известия ВУЗов. «Нефть и газ». 2008. - № 3 -С. 42-48.

47. Салимов О.В. Влияние соседних пластов на появление осложнений при гидравлическом разрыве / P.M. Рахманов, Ф.З. Исмагилов, A.B. Насыбуллин, О.В. Салимов // «Нефтяное хозяйство». 2008. - №2 - С. 70-72.

48. Салимов О.В. Выбор технологии и оптимального масштаба гидроразрыва пласта для условий ОАО «Татнефть»/ P.P. Ибатуллин, В.Г. Салимов, A.B. Насыбуллин, О.В. Салимов // «Нефтяное хозяйство». 2007. - №5 - С. 80-82.

49. Салимов О.В. Интерпретация данных гидродинамических исследований в скважинахс трещинами гидроразрыва / C.B. Насыбуллина, О.В. Салимов // НТЖ «Бурение и нефть» -2008. № 7-8 - С. 54-57.

50. Салимов О.В. Определение коэффициента сжимаемости пласта при проектировании и анализе эффективности гидравлического разрыва / О.В. Салимов // Известия ВУЗов. «Нефть и газ». 2008. - № 2 - С.54-57.

51. Салимов О.В. Оценка давления смыкания и потерь давления на трение в трубах, перфорации и призабойной зоне в процессе гидравлического разрыва пласта / В.Г. Салимов, C.B. Насыбуллина, О.В. Салимов // НТЖ «Нефтепромысловое дело» 2008. - №7 - С.28-33.

52. Салимов О.В. Проектирование гидравлического разрыва пласта в системе Майера / В.Г. Салимов, A.B. Насыбуллин, О.В. Салимов. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» - 2008. - 156 с. -350 экз. - ISBN978-5-88595-155-5.

53. Салимов О.В. Расширение функциональных возможностей программ моделирования гидроразрыва при комплексном использовании / О.В. Салимов //НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». 2008. - №3 - С. 27-30.

54. Салимов О.В. Совершенствование методов проектирования и анализа результатов гидравлического разрыва пластов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Бугульма. — 2009.

55. Силин М. Разрыв по-российски. // Нефть России. 2001. - №2.- С. 62-63.

56. Токунов В.И., Рылов Е.А., Поляков Г.А., Кунавин В.В., Булдаков C.B., Бусыгин Г.И. Гидроразрыв пласта на Астраханском ГКМ // Газовая промышленность. 1998. - № 3. - С. 47-48.

57. Только для старых скважин применяет «Татнефть» гидроразрыв пласта. // Нефть и капитал.-2005. -№10.-С. 30-32.

58. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986. 165 с.

59. Шакурова А.Ф. Анализ эффективности применения гидроразрыва на Бавлинском нефтяном месторождении // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2008. http://www/ogbus■ш/authors/Shakurova/ БИакигруа 1 .рс1£

60. Шакурова А.Ф. Влияние качества цементирования заколонного пространства на эффективность ГРП // Журнал «Нефтепромысловое дело». 2009. - №11 - С. 40-43.

61. Шакурова А.Ф. Исследование параметров, влияющих на эффективность ГРП в условиях Ромашкинского месторождения // Журнал «Нефтепромысловое дело». 2010. - №1 -С. 17-19.

62. Шакурова А.Ф. К вопросу влияния режима ГРП на параметры трещины в породах различного литологического состава. Материалы 35-й научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, том I. —Уфа, 2008. — С. 31-32.

63. Шакурова А.Ф. О зависимости эффективности ГРП от качества цементирования заколонного пространства. Материалы 35-й научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, том I. -Уфа, 2008. С. 32-34.

64. Шакурова А.Ф., Гуторов Ю.А. О результатах анализа эффективности ГРП бобриковского горизонта Бавлинского месторождения. Материалы 35-й научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, том I. -Уфа, 2008. С. 29-30.

65. Шашков В.Б. Прикладной регрессионный анализ. Многофакторная регрессия: Учебное пособие. Оренбург: ГОУ ВПО ОГУ, 2003.

66. Шпуров И.В., Разуменко В.Е., Горев В.Г., Шарифуллин Ф.А. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта. // Нефтяное хозяйство. 1997. - №10. - С. 50-53.

67. Щуров В.И., Трубина А.Ф. Решение при помощи метода электролитического моделирования задачи о приток жидкости к скважине при наличии трещины в пласте // Труды ВНИИ. Вып. XVI. - М.: Гостоптехиздат, 1958. - С. 86-105.

68. Экономидес М.Ю., Олни Р., Валько П. Унифицированное проектирование гидроразрыва пласта. 2003. - 221 с.

69. Экономическая информатика / под ред. П.В Конюховского и Д.Н. Колесова — Спб: Питер, 2000.

70. Abou-Sayed I.S., Schueler S.K., Ehrl Е., Hendriks W.P. Multiple hydraulic fracture stimulation in a deep, horizontal tight-gas well // J. Petrol. Tehnol. — 1996. -N 3. P. 163-168.

71. Ahmed U., Khelkar S., Schatz J.F. Mini-frac: and aid to formation insitu stress and permeability measurements // Proc., 24th Symposium on rock mechanics. 1983.-P. 319-326.

72. Al-Hashim H., Kissami M., Al-Yousef H.Y. Effect of multiple hydraulic fracture on gaswell performance.// J.Petrol.Technol. 1993. - V.45.- N 6.-P.558-563.

73. Anderson S.A. Exploring reservoirs with horizontal wells: the Maersk experience offshore // Offshore. 1991.- V.51.- N 2. - P. 335-340.

74. Baumgarthner W.E. Fracture stimulation of a horizontal well in a deep tight gas reservoir: a case history from offshore the Netherlands // Paper SPE 26765. 1993.

75. Blanco E.R. Hydraulic fracturing requires extensive disciplinary interaction // Oil and Gas J.-1990.-N 12. -P. 112-118.

76. Cipolla C.L., Meehan D.N., Stevens P.L. Hydraulic fracturing perfomance in the Moxa Arch Frontier formation // SPE Prod. And Fac/ 1996. - V. 11. - N 4. - P. 216-222.

77. Clare J.B. Hydraulic process for increasing productivity of wells // Trans. AIME. 1949. -V. 186.- P. 1-8.

78. Cleary M.P. Comprehensive design formulae for hydraulic fracturing // Paper SPE 9259. -1980.

79. Daneshy A.A. On the design of vertical hydraulic fractures // J. Petrol. Tehnol. 1973. - N l.-P. 83-97.

80. Dusterhoft R.G., Chapman B.J. Fracturing hight-permeability reservoirs increases productivity // Oil and Gas J. 1994. - N. 20. - P. 40-44.

81. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632. - 1989. - 430 pp.

82. Fast C.R., Holmar G.B., Covlin R.J. A study of the application of MHF to the tight muddy "J" formation, Wattenberg field, Adams and Weld Counties, Colorado // Paper SPE 5624. 1975.

83. Geertsma J., de Klerk F. A rapid method of predicting width and, extent of hydraulically induced fractures // J. Petrol. Technol. 1969. - N 12. - P. 1571-1581.

84. Gidley J.L., Holditch S.A., Nierode D.E., Veatch R.W. Resent advances in-hydraulic fracturing. Monograph Series. SPE of AIME. Richardson.- TX, 1989. - V. 12.

85. Gruber N.G., Anderson H:A. Carbonated hydrocarbons for improved gas well fracturing results. // J. Canad; Petrol. Technol.,- 1996. V. 35. - N8. - P. 15-24.

86. Hannah R.R., Pare E.I., Porter D.A., Black J.W. Combination fracturing/gravel-packing completion technique on the Amberjack, Mississippi Canion 109 field // SPE Prod. And Fac. -1994. V. 9. - N 4. - P. 262-266.

87. Hickey J.W., Brown W.E., Crittenden S.J. The comparative effectiveness of propping agents in the Red Rock formation of the Anadarco Basin. // Paper SPE 10132. 1981.

88. Howard G.C., Fast C.R. Hydraulic fracturing. SPE Monograph Series. - 1970. - V. 2. -203 pp.

89. Howwell J.C., Thomas B.D. Evaluation of injection well stimulation as applied to a large micellar-polymer project // Paper SPE 7180: 1978.

90. Hubbert M.K., Willis D.G. Mechanics of hydraulic fracturing // Trans. AIME. 1957. - V. 210.-P. 153-168.

91. Kozik H.G., Holditch S.A. A case history for massive hydraulic fracturing the Cotton Valley Lime matrix, Fallon and Personville Fields // J. Petrol. Tehnol. -1981. N 2. - P. 229-244.

92. Mader D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing. Developments in petroleum science. Elsevier Science Publishers, 1989.-26. -1240 p. AIME. - 1949: -V. 186. -P. 1-8.

93. Martins J.P., Leung K.H., Jackson M.R., Stewart D.R., Carr A.H. Tip screen out fracturing applied,to the Ravensprun South gas field development // SPE Prod. Eng. 1992. - V. 7. - N 3. - P. 252-258.

94. Martins J.R., Murray L.R. Clifford P.J., Maclelland W.G., Hanna M.F., Sharp Jr. J.W. Produced-water reinjection and fracturing in Pradhoe Bay // SPE Res. Eng. 1995. - V. 10. - N 3.1. P. 176-182.

95. McDaniel R.R., Willingham J.R. The effect of various proppants and proppant mixtures on fracture permeability. // Paper SPE 7573. -1978.

96. Meese C.A., Mullen M.E., Barree R.D. Offshore hydraulic fracturing technique. // J. Petrol. Technol. 1994. - V. 46. - N.3. - P. 226-229.

97. Meng H-Z., Brown K.E. Coupling of production forecasting, fracture geometry requirements and treatment scheduling in the optimum hydraulic fracture design // Paper SPE 16435.-1987.

98. Mukheijee R., Paoli B.F., Mcdonald T., Cartaya H., Anderson J.A. Successful control of fracture height growth by placement of artificial barrier // SPE Prod. And Fac. 1995. - V. 10. - N 2.-P. 89-95.

99. Mullen M.E., Norman W.D. Investigation of height growth in frac-pack completions. // Paper SPE 36458. 1996.

100. Mullen M.E., Norman W.D., Wine J.D., Stewart B.R. Investigation of height growth in frac-pack completions // Paper SPE 36458. 1996.

101. Nolte K.G., Smith M.B. Interpretation of fracturing pressures // J. Petrol. Technol. 1981. -N. 9.-P. 1767-1775.

102. Nordgren R.P. Propagation of vertical hydraulic fracture // Soc. Petrol. Eng. Journal. -1972.-V. 12.-N4.-P. 306-314.

103. Overbey Jr W.K., Yost II A.B., Wilkins D.A. Inducing multiple hydraulic fractures from horizontal wellbore. //Paper SPE 18249. 1989.

104. Parker M.A. and B.W. McDaniel, «Fracturing treatment design improved by conductivity measurements under in-situ conditions», Paper SPE 16901, presented at the 1987 Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, September 27-30/

105. Pearson C., Clonts M., Vaughn N. Use of longitudinally fractured horizontal wells in a multizone sandstone formation // Paper SPE 36454. 1996.

106. Pearson C.M., Bond A. J., Eck M.E. Schmidt J.H. Results of stress oriented and aligned perforating in fracturing deviated wells. // J. Petrol. Technol. 1992. V. 44. - N1. - P.10-18.

107. Perkins T.K., Gonzalez J.A. The effect of thermoelastic stresses on injection well fracturing // Soc. Petrol. End. J. 1985. - V. 25. -N 2. - P. 78-87.

108. Perkins T.K., Kern L.R. Widths of hydraulic fracturing // J. Petrol. Technol. 1961. - N 9. -P. 937-949.

109. Rahim Z., Holditch S.A. Using a three-dimensional concept in a two-dimensional model topredict accurate hydraulic fracture dimensions // Journal of Petroleum Science & Engineering. — 1995.-N 13.-P. 15-27.

110. Roodhard L.P., Fokker P.A., Davies D.R., Shlyapobersky J., Wong G.K. Frac-and-pack stimulation: application, design, and field experience // J. Petrol. Technol. — 1994. V. 46. -N 3. -P. 230-238.

111. Rooghard L.P. et.al. Frac-and-pack stimulation: application, design, and field experience. // J. Petrol. Technol. 1994. - V. 46. - N 3. - P. 230-238/

112. Schechter R.S. Oil well stimulation. Prentice Hall. Englewood Cliffs, NJ, 1992. - 278 p.

113. Settari A., Cleary M.P. Three-dimensional simulation of hydraulic fracturing // J. Petrol. Technol. 1984. -V. 36. -N 7. - P. 1177-1190.

114. Simonson E.R., Abou Sayed A.S., Clifton R.J. Containment of massive hydraulic fractures // Soc. Petrol. Eng. Journal. 1978. -N 1. - P. 27-32.

115. Smith M.B., Hannah R.R. High-permeability fracturing: the evolution of a technology // J. Petrol. Technol. 1996. -V. 48. -N 6. - P. 628-633.

116. Strubhar M.K. Multiple, vertical fractures from an inclined well-bore A field experience // J. Petrol. Technol. - 1975. -N 5. - P. 641-647.

117. Tirant P. le, Gay L. Manuel de fracturation hydraulique. Paris: Technip, 1972. - 334 pp.

118. Tudor R., Poleschuk A. Low viscosity, low temperature fracture fluids. // J. Canad. Petrol. Technol. 1996. -V. 35. - N7. - P. 31-36.

119. Underwood P.J., Kerley L. Evaluation of selective vs. point-source perforating for hydraulic fracturing // Paper SPE 36480. 1996.

120. Voneiff G.W., B.M. Robinson and-S.A. Holditch, «The effects of unbroken fracture fluid on gas well performance», Paper SPE 26664, presented at the 1993 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, October 3-6.

121. Voneiff G.W., Robinson B.M., Holditch S.A. The effects of unbroken fracture fluid on gas well performance // SPE Prod. And Fac. 1996. - V. 11. - N 4. - P. 223-229.

122. Warpinski N.R., Moschovidis Z.A., Parker C.D., Abou-Sayed I.S. Comparison study of hydraulic fracturing models Test case: GRL staged field experiment No. 3 // SPE Prod. & Fac. -1994.-NL-P. 7-18.

123. Директор филиала ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический Октябрьско профессор1. С'^В-ПХ,. Муха^'етшинг.1. СПРАВКАо внедрении результатов диссертационной работы Шакуровой Алсу Фагимовны

124. Зам.зав.каф. РРНГМ, доцент Р.Т. Ахметов

125. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ТАТНЕФТЬ» НГДУ «БАВЛЫНЕФТЬ»1. УТВЕРЖДАЮ:

126. Главный геолог НГДУ «Бавлынефть»у^Р.Г. Ханнанов » ®<Р 2010 г.

127. ВРЕМЕННАЯ МЕТОДИКА ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ НГДУ «БАВЛЫНЕФТЬ»1. Разработал:

128. Заместитель начальника ТОРНМ НГДУ «Бавлынефть»1. V

129. В.Б. Подавалов « 4 » ¿>4 2010 г.

130. Сотрудник филиала ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском

131. А.Ф. Шакурова « ^ » а? 2010 г.1. АКТо внедрении результатов кандидатской диссертационной работы Шакуровой Алсу Фагимовны

Информация о работе