Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности эксплуатации скважин в терригенных коллекторах с техногенной трещиноватостью

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации скважин в терригенных коллекторах с техногенной трещиноватостью"

На правах рукописи

КАРНАУХОВ АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ С ТЕХНОГЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТЫО

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003065729

Тюмень - 2007

003065729

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Грачев Сергей Иванович

Официальные оппоненты. - доктор технических наук

Федоров Вячеслав Николаевич, - кандидат технических наук Кряквин Александр Борисович

Ведущая организация - Открытое акционерное общество

«Сибирский научно - исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 4 октября 2007 года в 11 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72

Автореферат разослан 4 сентября 2007 года

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212 273 01 ,

ДОКТОр технических наук, профессор Л/С^'''''' / В.П.Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В последнее время при разработке нефтяных месторождений все чаще решаются проблемы, обусловленные деформационными процессами в порово-трещиноватых типах пород пластов с площадной неоднородностью На многих залежах углеводородов Западной Сибири гидродинамическими и трассерными исследованиями установлено наличие каналов низкого фильтрационного сопротивления в терригенных коллекторах Изучение кернового материала свидетельствует о наличии в них различных видов трещиноватости, техногенные воздействия которой приводят к формированию локального, неустойчивого во времени напряженно-деформационного состояния горных пород Меняется ориентация и проводимость трещин Поэтому внедрение адаптивной системы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений и технологий повышения коэффициента извлечения нефти из низкопродуктивных залежей должно планироваться с учетом информации о структуре разрывных нарушений, экранирующих зонах и каналах фильтрации пластовой жидкости

Как известно, гидравлический разрыв пласта (ГРП) является основной технологией интенсификации добычи нефти из низкодебитных скважин, и для ряда месторождений он является обязательным условием формирования системы воздействия, тк его применение позволяет увеличить не только темпы отбора нефти, но и коэффициент ее извлечения Исследование преимущественного направления максимального напряжения в породе позволяет проектировать направление и длину трещины ГРП в добывающих скважинах, расположенных между нагнетательными В определенной степени это - аналог неравномерной сетки скважин, позволяющей уменьшить обводненность продукции и вовлечь в разработку дополнительные запасы Однако, как показывает анализ данных гидродинамических исследований, для большинства скважин реальная длина трещин гидроразрыва в 2-3 раза меньше, чем планируемая Это обусловлено тем, что трещина имеет несколько ветвей, распределенных в соответствии с полем напряжений, изменяющимся в процессе разработки Фактически формируется

система трещин в прискважинной зоне, и радиус зоны их распространения значительно меньше проектного значения В результате проведения ГРП в продуктивной зоне пласта возникает зона с аномальными фильтрационными свойствами Ее геометрические характеристики (размер, форма, азимутальная и вертикальная направленность, неоднородность) и динамика свойств во времени не известны с необходимой достоверностью В этой связи, реализуемые технологические решения не в полной мере соответствуют изменившимся структурно-механическим особенностям строения продуктивного пласта В результате - значительное различие приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов, и как следствие, неравномерный охват заводнением

Таким образом, для месторождений с порово-трещиноватыми типами пород-коллекторов характерно изменение продуктивности скважин в зависимости от раскрытости трещин, на которую, в свою очередь, влияет изменение эффективных напряжений при техногенном воздействии Поэтому для решения этих вопросов необходимо определить основные направления развития системы трещин и изучить динамику ее формирования и дальнейшего изменения в течение длительного времени с применением комплекса исследований, включающего в себя индикаторные и гидродинамические методы Причем данные исследования необходимо проводить до ГРП, в процессе создания трещины и после проведения ГРП, а также при освоении нагнетательных скважин и изменении режимов их работы Это позволит эффективно планировать, а возможно, и управлять пространственно-временными изменениями фильтрационных свойств терригенных коллекторов для повышения эффективности эксплуатации скважин Цель работы

Повышение добычи нефти при разработке терригенных коллекторов путем учета особенностей работы системы «скважина - пласт с техногенной трещиноватостью»

Основные задачи исследований

1 Аналитические исследования процесса образования вертикальных трещин при неуправляемом гидравлическом разрыве терригенных коллекторов

2 Оценка изменения фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов в результате интенсивных геодинамических и техногенных процессов

3 Оценка эффективности эксплуатации добывающих скважин после повторного гидравлического разрыва в условиях пласта с техногенной трещиноватостью

4 Обоснование геолого-технологических мероприятий для повышения добычи нефти из пластов с техногенной трещиноватостью по результатам трассерных исследований

Научная новизна выполненной работы

1 Для терригенных отложений Омбинскою месторождения обоснован норово-трещинный тип коллектора с отношением объема трещин к объему низкопроницаемой матрицы 0,02 % до проведения ее гидравлического разрыва

2 Проведена оценка степени фильтрационной неоднородности объекта ЮС2 и техногенного формирования высокопроницаемой среды гидравлическим разрывом терригенного коллектора Доказано, что применение повторного гидроразрыва в зоне с техногенной трещиноватостью способствует увеличению отношения дренируемых запасов к подвижным до 100 %

Практическая значимость

Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при выборе и прогнозировании эффективности комплексных геолого-технических мероприятий по скважинам на Песчаном, Омбинском, Орехово-Ермаковском месторождениях Государственным предприятием ХМАО-Югры научно -аналитический центр рационального недропользования им В И Шпильмана

Апробация результатов исследований

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Международной научно - практической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2003г), IV, V и VI научно-практических конференциях молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанные с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры (Когалым, 2003, Ханты-Мансийск, 2005-

2006гг), научно-практической конференции, посвященной 5-летию ИНиГ «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005г), II Международной научно-технической конференции «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» (Тюмень, 2006г), Пятой Всероссийской научно-практической конференции «Технология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2007г ) Публикации

Основные положения работы изложены в 11 печатных работах Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций Работа изложена на 184 страницах машинописного текста, содержит 71 рисунок, 10 таблиц и 8 приложений Список используемых источников включает 75 наименований

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна и практическая ценность

В первом разделе приводится анализ результатов исследований ряда авторов (Баренблатта Г И, Батурина Ю Е , Вартаняна Г С , Гаттенберга Ю П , Голф - Рахта Т Д, Гуднайта Р, Желтова Ю П, Клыкова В А , Матусевича В М., Медведского Р И., Полларда П, Телкова А П и др) о деформировании трещин терригенных коллекторов при эксплуатации скважин и изменения фильтрационно-емкостных свойств пластов при интенсивных геодинамических и технологических процессах

В настоящее время на территории Западной Сибири в разработку вводятся месторождения со сложным геологическим строением, обусловленным резкой изменчивостью и неоднородностью по площади и разрезу Принципы разработки таких залежей нефти детально не отработаны и требуют научного изучения и обоснования Поэтому большое количество запасов нефти на территории Юганского района, находящихся в пластах тюменской свиты, еще не вовлечено в

разработку Основная проблема - низкая продуктивность скважин, обусловленная невысокими фильтрационно-емкостными характеристиками пластов, сильной зональной и послойной неоднородностью их геологического строения, усиливающейся наличием техногенной трещиноватости Очагами техногенных деформаций в продуктивных пластах становятся естественные трещины различного генезиса в результате бурения, нагнетания воды, изменения пластового давления при отборе пластовых флюидов и проведении ГРП

Одним из месторождений, где разрабатывается тюменская свита, является Омбинское, опытно-промышленная эксплуатация которого началась в 1987 г Но из-за сложного геологического строения нефтяной залежи и низкой проницаемости пласта ЮС2 входные дебиты жидкости добывающих скважин были ниже проектного уровня в 2-9,5 раза, и уже в первый год эксплуатации дебиты скважин по жидкости снизились с 8-12 т/сут до 1 -3 т/сут Для повышения продуктивности с 1991 года на большинстве фонда добывающих скважин были проведены гидравлические разрывы пласта ЮСг, однако усиление системы воздействия в условиях пласта с двойной средой в совокупности с проведением ГРП значительно повлияло на обводненность скважинной продукции

Как показывает анализ данных гидродинамических исследований скважин Омбинского месторождения, в пласте фактически формируется система трещин, распределенных в соответствии с полем напряжений, изменяющимся в процессе разработки В этой связи рассмотрены теоретические аспекты изучения процесса образования вертикальных трещин (модель Желтова - Христиановича, модель KGD Гиртсма - Де Клерка, модель PKN Перкинса - Керна - Нордгрена) Их анализ показал, что трехмерная деформация отдельных слоев породы происходит с учетом деформации массива пласта в целом Изучени процесса трехмерной деформации и образования трещины при заранее неизвестной ее границе является нерешенной задачей Исследованиями Прэтса с применением методов моделирования установлено, что после ГРП в начале добычи безразмерная проводимость трещин вблизи скважин определяет начальную производительность и давление Длина трещины не влияет на начальный дебит скважины В более позднее время работы пласта эффективность ГРП будет определяться

среднеарифметическим значением проводимости по всей длине трещин Однако исследованиями Ландрума и Кроуфорда при изучении протяженных трещин было установлено, что наряду с увеличением проводимости пласта может снижаться эффективность вытеснения нефти из залежи Практически горизонтальные трещины менее 0,036 средней длины пласта не влияют на эффективность вытеснения Вместе с тем при длине 0,07 от средней длины залежи эффективность вытеснения уменьшалась до 15%, в зависимости от положения скважин на залежи С целью прогнозирования дебита скважины после проведения ГРП и оценки технологических операций воздействия на пласт совместно с А П Телковым проведена оценка степени практического применения некоторых решений Афанасьева Е Ф и др о двух симметричных вертикальных трещинах исходящих из скважины и полученных при помощи критерия Гриффитса условиях их устойчивости Анализ решений о дебите скважины с вертикальной трещиной (в условиях плоской деформации) показал, что эффективность ее работы по сравнению со скважиной с горизонтальным окончанием возрастает с увеличением протяженности трещин и уменьшением площади дренирования, т е при уплотнении сетки размещения трещин разрыва Следует отметить, что сравнительная оценка эффективности горизонтальной скважины и вертикальной трещины одинаковой длины произведена сугубо на теоретической основе в предположении «нулевой» ширины трещины. Для реальной трещины эффективность, очевидно, существенно возрастет, что не согласуется с вышеуказанными выводами

В этой связи были рассмотрены результаты изучения факторов, влияющих на объем трещин Промысловыми отечественными исследованиями (СевКавНИПИнефть) установлено, что величина объема трещин в призабойной зоне пласта (ПЗП), образующаяся в процессе нагнетания жидкости, зависит от объема естественной трещиноватое! и прискважинной зоны При гидравлическом разрыве высокотрещиноватой зоны указанный объем является небольшим При техногенной деформации зоны слаборазвитой трещи новатости (низкой проницаемости) образуется система трещин, имеющая большой суммарный объем Оценка состояния ПЗП, основанная на определении объема трещин,

образующихся (или раскрывающихся) в призабойной зоне пласта в процессе нагнетания в него жидкости, позволяет не только выбрать в каждом конкретном случае наиболее эффективный метод физико-химического воздействия на ПЗП, но и спроектировать технологию обработки, наиболее полно учитывающую особенности скважин

Лысенко В Д, Медведский Р И, Экономидис М Д и др обоснованно считают, что на эффективность гидроразрыва пласта оказывает влияние предшествующая история его эксплуатации В этой связи изучены результаты, полученные Соколовым В С., Соко новым С В и Толстолыткиным И П при исследовании гидроразрывов пласта, проведенных в 1992-2000 гг на месторождениях Нефтеюганского района Установлено, что при определенных условиях рост операций ГРП на отдельных месторождениях может оказывать негативное влияние на нефтедобычу На снижение эффективности гидроразрыва оказали влияние факторы, в значительной мере относящиеся к условиям залегания месторождения и ею литологии Это обусловлено и структурой порового пространства гетерогенной системы продуктивного пласта, и различными капиллярными эффектами, возникающими на границах раздела воды, нефти Например, при заводнении в гидрофильных породах в поровых разностях образуются целики капиллярно удерживаемой нефти размерами до десятков метров Скорость вытеснения нефти из блоков в гидрофильном коллекторе существенно меньше величины ее поступления из трещин Адсорбционные явления могут со временем привести к полной гидрофобизации изначально гидрофильного коллектора В этой связи особое внимание уделено изучению особенностей строения Омбинского месторождения, определяющих процесс вытеснения нефти из пласта и эффективных технологий по интенсификации отборов

Во втором разделе рассматриваются физико - гидродинамические особенности Омбинского месторождения и литолого-минералогическая характеристика пласта ЮС2

Цитологические исследования (совместно с сотрудниками Государственного предприятия ХМАО - Югры <'Научно - аналитический центр рационального

недропользования им В И Шпильмана») проводились на соответствующем материале ОАО «СибНИИНП» по первичному описанию керна на скважинах, позволяющем выявить строение разрезов продуктивных частей пласта ЮС2 по скважинам, структурно - текстурные особенности всех типов пород, их минералогический состав, условия седиментог енеза и постседиментационных преобразований обломочных пород, предопределивших их емкостные и фильтрационные свойства

Литологические исследования позволили выявить в разрезе пласта ЮС2 Омбинского месторождения два типа коллекторов поровый и порово -трещинный, которые присутствуют повсеместно

На начальном этапе разработки поровые коллекторы, залегающие среди порово - трещинных, представлены среднесцементированными песчаниками и алевролитами, равномерно насыщенными нефтью Цемент в них глинистый, развит аутигенный каолинит При увеличении глинистости более 25% и карбонатности более 10% пористость снижается до 13% и проницаемость до 1*10" 3 мкм2

Порово-трещинные коллекторы представлены преимущественно тонкослоистыми алевролитами Характеризуются наличием глинистого и карбонатного материала Трещины слабоизвилистые, небольшой протяженности, шириной в сотые доли миллиметра Пористость изменяется от 4,4 до 13,7%, а проницаемость от 1,2*10"3 мкм2 до 27,5* 10"3 мкм2 Низкая проницаемость свидетельствует о плохой сообщаемости трещин

Верхняя часть пласта ЮС2 представлена преимущественно алевролитами, нижняя - песчаниками Кровля и подошва пласта ЮСз образованы крепкосцементированными песчаниками, ограничивающими формирование трещин

В работах Закирова С Н и Мищенко И Т формируется один из принципов разработки нефтяных месторождений, а именно необходимо достоверное и представительное определение фазовых проницаемостей, коэффициентов вытеснения, капиллярных давлений, зависимости коэффициентов пористости и проницаемости Поэтому проведен анализ результатов лабораторных

исследований (СибНИИНП и СургутНИПИнефть) капиллярных сил на физических моделях пластов Омбинского месторождения и одновозрастных юрских пород Сургутского свода с близкими условиями осадконакопления и формирования залежей Установлено, что первично преимущественно гидрофильные полимиктовые песчаники пласта ЮС2 предрасположены к гидрофобизации При низких значениях коэффициентов пористости и проницаемости широкий диапазон водоудерживающей способности обломочных пород от 32 до 100% свидетельствует о резкой пространственной изменчивости смачиваемости и присутствии в составе продуктивного пласта ЮС2 гидрофильных и гидрофобных разностей Для крупнопоровых пород матрицы коллектора с высокой водоудерживающей способностью достаточно эффективно заводнение (Коэффициент вытеснения составит 0 420) На участках с минимальными значениями капиллярных давлений могут остаться большие объемы нефти На участках с низкопроницаемыми породами с преобладанием гидрофобных разностей с низкой водоудерживающей способностью нефтеотдача при вытеснении нефти водой может не превышать 5%

С целью всестороннего определения типа пород коллектора выполнен анализ результатов гидродинамических исследований скважин до начала массированного проведения ГРП на Омбинском месторождении В соответствии с фундаментальной работой Голф - Рахта Т Д, посвященной методам разработки на базе моделей порово-трещиноватых пластов, принято, что наиболее приемлемой является модель Полларда, в которой изменение давления в переходном периоде рассматривается как результат взаимодействия трех областей, которые развиты в пласте Первую область образует система трещин вокруг скважины, вторую -трещинная система вдали от скважины и третью - матрица, которая питает трещины Изменение давления в скважине представляют в виде многочлена, состоящего из членов с временной экспонентой

Д/»(,)= Рт -Рс{1) = Сре~''' + Вре~'2' + (/>„, -Рс - Ср - Ор)е~п' (1)

где Сре'¥- разность между установившимся пластовым давлением Рпл и давлением в трещинах, то есть потери давления, обусловленные перетоком

жидкости из блоков в трещины, Оае '2'- потери давления при фильтрации "жидкости в трещинах вдали от скважины, (р„, -Рс - Ср -£>р)г'3'- потери давления при фильтрации жидкости в призабойной зоне

Сущность обработки кривых восстановления давления (КВД) по методике Полларда заключается в анализе процесса восстановления давления в скважине посредством построения и обработки основной и разностной кривых, характеризующих процесс фильтрации в системе «призабойная зона - трещины -поры» Основная кривая восстановления давления (КВД) строится в координатах 1пАР(/)-г Разностная кривая строится в той же системе координат, при этом логарифмы ординат точек, соответствующих текущему моменту восстановления давления, определяются по разности ординат криволинейного участка основной кривой в данной точке и проекции этой точки на прямую, являющуюся продолжением прямолинейного участка основной кривой к оси ординат

Модель Полларда сводит задачу к простому процессу расширения жидкости, однако в некоторых случаях дает приемлемые результаты и позволяет рассчитать ряд параметров порово-трещинного коллектора объем матрицы -

Ум = ———, где рм - сжимаемость матрицы, объем трещин - у = 7-^т--,

СрРм11 \Ср+®р)Ртр12

V V

где р - сжимаемость трещин, пористость матрицы - ——т =--—то,

У общ + ^тр

V У Кц пористость трещин - т = —"Л—,„, проницаемость трещин - ктр =-—,

Уобн, У« + Утр ^ттр

где К - коэффициент продуктивности, ц„ - вязкость нефти, И - продуктивная мощность пласта

Размер блоков матрицы определяется следующим образом

На рис 1 представлена кривая восстановления давления по скважине 8, обработанная методом Полларда На КВД прослеживаются два прямолинейных участка, характерных для пласта с двойной средой

(2)

6 5

г

£ -ч п ^ а

^ 2 1 О

\ о \ « ........ -1 -

у = -0 002 О о И99х +5 5Е у =-0( Ю01188х +; (5887738

99833 )сновная кр Ъдпитывак Доводящая ивая |щая среда среда —-й

о д 1 в 1

4» ■¡Г

•3 "о 13 о.

I

с

2 о.

1

1000

2000 3000 Время, сек

4000

0 5000

Рис 1 Кривая восстановления давления по скважине 8 На рис 2 представлена КВД по горизонтальной скважине 1002, в расчетах по которой в качестве эффективной мощности пласта принималась мощность интервала перфорации

45

4

35

3

"о

О. 25

Ц

с

а 2

1 5

1

05

0

у = -О 0000082Х + 3 7558688 у - -О 0001009х + 3 7250510

о Основная кривая д Подпитывающая среда а Проводящая среда

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 Время, сек

Рис 2 Кривая восстановления давления по скважине 1002

В результате расчетов по методу Лолларда установлено чрезвычайно низкое отношение объема трещин к объему матрицы, составляющее сотые доли процента (в среднем 0,02%) Для скважины 8 получено минимальное значение 0,007, а для

горизонтальной скважины 1002 - максимальное - 0,049 Схожие значения проницаемости, полученные при разных методах исследования, позволяют уверенно судить о достоверности их определения Таким образом, повышение продуктивности скважин возможно за счет увеличения объема трещин в результате их разветвления при проведении управляемого гидравлического разрыва блоков порово-трещинного коллектора Иначе при заводнении пласта коэффициент охвата будет сопоставим с объемом трещинной системы

В третьем разделе приводится обоснование технологических решений для повышения эффективности выработки запасов нефти в терригенных коллекторах с техногенной трещиноватостью, т к в случае низкопродуктивных залежей принципиально важными становятся начальные дебиты скважин, ибо они определяют сроки окупаемости затрат недропользователя

Известно, что падение дебита по нефти можег происходить как при разработке на истощение, так и с поддержанием пластового давления путем закачивания воды В последнем случае дебит по жидкости может даже возрасти, но дебит по нефти обязательно будет снижаться с увеличением промывки пласта и, как полагают большинство исследователей, снижаться по экспоненциальному закону Теоретически это было обосновано С Л Лейбензоном и рекомендовано ВД Лысенко для прогноза показателей разработки мелких месторождений Подобные зависимости, позволяющие прогнозировать выработку запасов в ходе промывки пласта, получили название характеристик вытеснения и используются, как правило, для решения обратных задач, то есть для оценки величины дренируемых запасов В работе для сравнительного анализа выработки запасов нефти по пластам со схожими геолого-физическими свойствами применяется методика Медведского Р И и Севастьянова А А, в которой предлагается унифицировать кривые падения дебита нефти, представив их в безразмерном виде от кратности промывки дренируемых запасов Совместно с Коровиным К В выполнен анализ и прогноз выработки запасов по объектам разработки месторождений ХМАО, длительное время находящихся в эксплуатации Тренд унифицированных кривых падения дебита позволяет установить характер выработки запасов и оценить степень фильтрационной неоднородности

Проявление описанных выше физических процессов в пласте приводит к несогласованности отборов нефти и жидкости и характеризуется быстрым снижением добычи нефти с последующей стабилизацией на низком уровне, что и наблюдается по ряду рассмотренных объектов Результаты анализа выработки запасов по объектам длительно разрабатываемых месторождений Сургутского свода показали, что коэффициент извлечения нефти в значительной степени зависит от доли запасов в высокопроницаемой среде, объем которых может быть увеличен за счет ГРП

Для повышения эффективности эксплуатации зонально-неоднородных пластов с порово-т рещиноватым коллектором рекомендуется проведение гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, а именно - циклическое воздействие, смена фильтрационных потоков, метод глубоких депрессий, ограничение закачивания воды Все эти методы увеличивают вклад упругих и капиллярных сил, а также активизируют дилатансионные процессы, приводящие к разветвлению трещинной системы

Наряду с гидродинамическими методами рекомендуется проведение и ГРП. Поэтому на Омбинском месторождении проведение большеобъемного ГРП началось с конца 2003 г и продолжается в настоящее время При проведении операций ГРП применялся один тип жидкости разрыва - гель на нефтяной основе, что вполне обосновано в условиях низких коллекторских свойств пласта и низкой относительной проницаемости (по воде 9%) при остаточной нефтенасыщенности, тип проппавта также оставался неизменным (размер зерен - 20/40)

Одним из основных показателей, наиболее часто используемым для оценки эффективности применения технологий интенсификации притока, является кратность увечичения дебита жидкости и нефти в результате проведения работ Но из-за периодической эксплуатации (накопление/отработка) большинства скважин Омбинского месторождения проследить за изменением дебита после операции ГРП не представляется возможным, поэтому продолжительность эффекта и дополнительная добыча нефти определялись по выработке остаточных запасов нефти в полулогарифмических координатах, где угол наклона характеризует темп отбора дренируемых запасов нефти По изменению угла наклона определяется

повышение или снижение темпа выработки дренируемых запасов нефти, что позволяет оценить эффективность проведенных мероприятий В результате анализа темпа отбора дренируемых запасов установлена низкая технологическая эффективность первичных гидравлических разрывов пласта ЮС2 Омбинского месторождения в период с 1990 по 1992 гг (вывод сделан на основании рекомендации СибНИИНП), которые проектировались без учета геодеформационного процесса в порово - трещиноватом коллекторе

На основании накопленной за последние десятилетие геологической информации, в частности, по результатам бурения и испытания глубоких скважин, Матусевичем ВМ и др выявлена тенденция к структурной дифференциации геофлюидальных систем (ГФС), состоящих из иерархии дискретных деформационных блоков В случае техногенных возмущений происходят разрядка концентрации напряжений, нарушения естественного поля напряжений в недрах, провоцируя возникновение короткоживущих структур деформации Материалы гидродинамических испытаний скважин позволяют обнаружить изначально существующие системы каналов фильтрации, связанные с дискретной структуройфильтрационного пространства пород С глубиной блоковая структура проявляется в более контрастной форме, особенно на объектах, подверженных интенсивным воздействиям (добыча нефти, закачка воды в продуктивные пласты) Образуются техногенные трещины, которые соединяют нагнетательные скважины с тектоническими разломами, а в дальнейшем, при неизменном давлении нагнетания, раскрываются и тектонические разломы

Для добывающих скважин известны примеры, когда их забои попадали в разломы и накопленная добыча была в несколько раз больше, чем в других скважин этого участка залежи Так, например, ряд вертикальных скважин Самотлорского месторождения, оказавшихся в зоне разлома, за период своей работы с маломощного пласта БВ8°, имеют отбор около 1,5 млн тонн нефти и длительный период фонтанирования, что на порядок выше показателей всех окружающих ее скважин И с другой стороны, горизонтальная скважин № 77170, пробуренная в зоне пересечения региональных и поперечных локальных

нарушений, прослеживаемых по фундаменту, не достигла проектного дебита, соответственно, имела низкую технологическую эффективность ГРП

В работах Трофимова А С предложен способ адаптивной разработки месторождения углеводородов, имеющих многочисленные разрывные нарушения Залежь разбуривают по избирательной сетке скважин (используя данные аэрогеофизических исследований, наземной сейсморазведки, кавернометрии, темпа изменений поглощения бурового раствора), размещая добывающие скважины вблизи разрывных нарушений, а нагнетательные скважины за их пределами Для более равномерного охвата пласта воздействием формируются очаги закачивания рабочего агента во внутреннею часть нефтенасыщенной залежи, ограниченную разрывными нарушениями, причем учитывают изменение проницаемости и выбирают плотность сетки скважин обратно пропорционально найденной проницаемости с учетом ее анизотропии по разным направлениям, и в период отработки на нефть устанавливают взаимовлияние с окружающими скважинами Для развития этого направления предлагается при техногенном изменении геологического строения залежи осуществлять выбор скважин для проведения ГРП С этой целью проводятся наблюдение за перемещением пластовых жидкостей и нагнетаемых агентов, контроль извлечения нефти системой скважин и определение фильтрационных и емкостных параметров продуктивных пластов, изучение геологического строения пласта в разрезе скважины Для этого в исследуемые нагнетательные скважины закачивают индивидуальный трассирующий агент, с регистрацией его концентрации в добывающих скважинах на устье, в которых планируются геолого -технологические мероприятия Определяют наличие, ориентацию и объемы трещин (разрывных нарушений), их проницаемость и гидродинамическую связь между скважинами терригенного коллектора

Использование достоверной информации о геологическом строении залежи позволит принимать правильные решения по мероприятиям, направленным на увеличение добычи нефти как на начальной стадии разработки, так и на разных этапах эксплуатации залежи

В четвертом разделе проведен анализ эффективности реализованных

геолого-технологических мероприятий, дана оценка эффективности повторного гидроразрыва пласта с техногенной трещиноватостью, при этом большое внимание уделено энергетике эксплуатируемого объекта

По рекомендации ОАО «СибНИИНП» при анализе применения ГРП на месторождениях ХМАО, проведенные операции, по величине дополнительной добычи нефти, условно разделены на 3 группы низкоэффективные - с величиной дополнительной добычи менее 3 тыс т, среднеэффективные (3-6 тыс т) и высокоэффективные (более 6 тыс т) Установлено, что в добывающих скважинах Омбинского месторождения целесообразно проводить повторный гидравлический разрыв пласта ЮСг, т.к дополнительная добыча нефти по каждой скважине составляла более 3 тыст Однако возрастающий уровень добычи нефти следует поддерживать соответствующим формированием и усилением системы воздействия Неучет данного обстоятельства нередко предопределяет низкую эффективность ГРП С этой целью проанализирована сформированная система воздействия, установлено её влияние на пластовое давление и дебиты скважин

В начальный период разработки Омбинского месторождения средневзвешенное пластовое давление по первоочередному участку находилось выше давления насыщения, и эксплуатация залежи осуществлялась в условиях упругого режима Следует отметить, что энергетическое состояние залежи значительно влияло на темпы отбора жидкости Периодическое закачивание воды в небольших объемах не отразилась на энергетическом состоянии залежи, но привело к такому же периодическому появлению обводненности продукции добывающих скважин с запозданием в 1,5-2,5 года

С началом формирования системы воздействия в продукции добывающих скважин появилась обводненность и чем больше были объемы закачиваний воды, тем быстрее происходило ее увеличение С 1998 по 1999 годы обводненность возросла в 2 раза с 4,5% до 8.9% К концу 2000 года обводненность снизилась до 7,3%, затем ее рост продолжился

Таким образом, в период эксплуатации с 1993 по 200! гг упругий режим сменился упруговодонапорным, упругие силы по-прежьему продолжали оказывать влияние на процессы фильтрации в пласте Наиболее низкие пластовые

давления за историю разработки наблюдались с конца 1996 до середины 1998 гг Закачивание воды привело не только к увеличению дебитов нефти и жидкости, но и к росту обводненности продукции

С декабря 2003 года на месторождении началось массовое проведение большеобъемных ГРП, что способствовало значительному увеличению добычи нефти среднегодовой усредненный дебит составил 40,1 м3/сут Для компенсации отборов жидкости были увеличены объемы закачиваемой воды нагнетательный фонд увеличился в 3 раза, средняя приемистость возросла с 40 м3/сут до 118 м3/сут, при эгом текущая компенсация составила 118%

Также следует отметить увеличение пластового давления относительно прошлых лет в элементах без нагнетательных скважин, по скважинам, расположенным на периферии, на значительном удалении от зоны закачивания Дебиты находились на том же уровне, что и дебиты скважин, расположенных в центре первоочередного участка разработки Исходя из этого, можно предположить, что существует некоторая энергетическая подпитка со стороны неразрабатываемой части пласта, которая поддерживала дебиты указанных скважин и способствовала восстановлению пластового давления после их остановки В условиях низкопроницаемого пласта (5 мД) это возможно только за счет высокой пьезопроводности трещинной системы

Результаты эксплуатации скважины № 145 без ГРП при забойном давлении 3,86 МПА и дебите 57,5 м3/сут косвенно подтверждают результаты керновых и гидродинамических исследований о наличии трещин в пласте ЮСг По 15 скважинам отбор жидкости превысил упругий запас в 3 - 5 раз (режим растворенного газа в зоне дренирования не проявлялся) Следовательно, площадь дренирования больше плотности сетки скважин, а развитие гидродинамически связанных прослоев как минимум в 3 раза превышает размеры сетки скважин

С 2002 по 2004 гг в центре первоочередного участка разработки была сформирована мощная система ППД При превышении компенсации отборов жидкости закачкой воды более 100% наблюдалось резкое увеличение обводненности продукции и отборов жидкости

Исходя из анализа энергетического состояния залежи, динамики отбора жидкости, закачивания воды и обводненности продукции, можно сделать вывод о необходимости формирования щадящей площадной системы воздействия, то есть компенсация отборов жидкости закачиванием воды должна быть не более 100% и равномерно распределена по площади объекта Это позволит избежать опережающего обводнения продукции скважин в условиях порово-трещиноватого пласта Следует помнить, что получение высоких отборов жидкости не является условием рациональной разработки, так как не гарантирует высокой выработки запасов нефти

Немаловажное значение при анализе разработки имеет определение величины дренируемых запасов как по объекту в целом, так и непосредственно по каждой скважине Альтернативой расчетам, проводимым на гидродинамической трехмерной модели, является использование статистических методов, называемых также характеристиками вытеснения, которые на основе нахождения корреляционной зависимости между накопленными отборами нефти и жидкости позволяют оценить величину дренируемых запасов Полученные таким методом запасы более достоверны, чем определяемые традиционным объемным методом, ввиду того, что геологическая неоднородность и охват учитываются интегрально Ряд широко используемых характеристик вытеснения имеет асимптотический характер, как правило, при больших значениях обводненности или отбора жидкости, что не позволяет производить оценку на начальном этапе эксплуатации при малой величине обводнении продукции или вообще при ее отсутствии, как, например, при эксплуатации на естественном режиме

В работе использована методика Медведского Р И и Севастьянова А А, в которой данная функциональная зависимость является дважды асимптотической и может быть использована для прогноза добычи нефти и оценки дренируемых запасов с начала обводнения или падения дебитов жидкости при отсутствии обводненности и имеет следующий вид

где 0 - накопленная добыча жидкости, ()н - накопленная добыча нефти, ()р -дренируемые запасы, п - параметр, определяемый статистической обработкой фактических данных за предшествующий период разработки, характеризует геологическую неоднородность и режим работы залежи

Указанная обобщенная характеристика вытеснения является, по существу, математической моделью разработки нефтяной залежи, интегрально учитывающей геологическую неоднородность и фильтрационные свойства пласта После идентификации входящих в нее параметров <2Ръп может быть использована для краткосрочного прогноза и оценки эффективности геолого-технических мероприятий, величины дренируемых запасов и динамики их выработки

На данном этапе разработки параметр п в большинстве случаев лежит в области от 20 ед и выше (рекомендация Медведского Р И )

Геологические запасы на скважину были просчитаны объемным методом, при этом граница площади дренирования проводилась посередине между соседними скважинами Подвижные запасы ^подв рассчитывались с учетом максимального коэффициента вытеснения, принятого равным 0,42 Результаты определений подвижных и дренируемых запасов, а также их сопоставление приведены в таблице 1

Таблица 1

Оценка подвижных и дренируемых запасов пласта Юг0'" и прогноз их

выработки

Оценка запасов объемным методом Оценка запасов по промысловым показателям Факт Прогноз О„(30лет) >т

^'гСОЛ! Т Оподе» Ор.Т Ор/Оподвэ %

Скважины без ГРП

1691279 710337 363423 51 66239 218804

Скважины с ГРП

1270342 533544 545579 64 104293 258715

Скважины с повторным ГРП

2546361 1069471 1125611 105 313139 1021780

Всего по первоочередному участку

7554179 3172754 2034613 64,1 516218 1499299

Применяя методику Медведского Р И, были определены величины дренируемых запасов по скважинам с длительной историей эксплуатации следующим образом (рис 3) юоооо

S юооо

юоо

0 00008 0 00009 0 0001 0 00011 0 00012 0 00013 VQ

Рис 3 Пример оценки дренируемых запасов по добывающей скважине 711

Для оценки эффективности ГРП имеющиеся данные были подвергнуты предварительной обработке Рассмотрены результаты эксплуатации скважин, в которых не проводился ГРП (1 группа), скважин, на которых ГРП проводился один раз после достаточно длительной эксплуатации (2 группа) и третьей группы скважин, на которых операция ГРП повторялась с целью улучшения геометрии и проводимости трещин первого ГРП и вовлечения в разработку недренируемых зон пласта за счет создания новых трещин Сравнение показателей эксплуатации свидетельствует о том, что реализуется подход, позволяющий рассматривать гидроразрыв как элемент системы выработки запасов, формирующий порово-трещинный коллектор По значениям абсолютных показателей дебитов нефти и жидкости повторный ГРП превосходит первый

С рассматриваемых позиций потенциально перспективной является технология повторного ГРП, расформирующего застойные зоны, сопряженные с рассеянными в околоскважиьной зоне трещинами после первичного ГРП, тк

величина дренируемых

у = -8767 9tn(x) - 70918 R2 = 0 998

8 фаюмческиэ данные

-аппроксимация обобщенной

зависимостью при п>>50

происходит изменение напряженного состояния продуктивного пласта, степени раскрытия трещин и их геометрии

Таким образом, эффект локального взаимодействия трещин с фильтрационными потоками в пористой среде имеет важное значение в распределении остаточных запасов нефти, что необходимо учитывать при планировании геолого-технических мероприятий

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Доказано, что сложность строения рассматриваемых в работе залежей возрастает по мере их разбуривания и разработки в связи с геодинамическими процессами Поэтому техногенное деформирование порово-трещинного коллектора Омбинского месторождения существенно влияет на технологические показатели работы скважин До настоящего времени не разработаны научные основы по учету влияния этого процесса на разработку продуктивных объектов такого типа

2 Установлено, что процесс образования вертикальных трещин при гидравлическом разрыве полимиктовых песчаников при определенных условиях не приводит к интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи Необходим комплексный подход применения технологии повышения проницаемости околоскважинной зоны с учетом ее техногенного деформирования

3 Доказано, что гидравлический разрыв пласта ЮСг Омбинского месторождения формирует порово-трещинный тип пород коллектора, увеличивая после первичного применения в добывающих скважинах дренируемые запасы на 13% Возрастающий потенциал добычи нефти, следует поддерживать соответствующим формированием системы поддержания пластового давления с учетом интерпретации результатов трассерных исследований пластов с техногенной трещи новатостью

4. Установлена зависимость продуктивности нефтяных скважин от изменения упругоемких характеристик прискважинной зоны, деформируемой при ГРП Применяемая технология повторного гидроразрыва пласта

расформировывает застойные зоны, сопряженные с трещинами после первичного ГРП

5 Доказано, что применение повторного гидроразрыва в зоне с техногенной трещиноватостью способствует увеличению отношения дренируемых запасов к подвижным до 100 % для первоочередного участка эксплуатации Омбинского месторождения

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Карнаухов А Н Совершенствование классификации нефтяных месторождений по выработанности дренируемых запасов и обводненности продукции / АН Карнаухов // IV науч практ конф молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли ХМАО Сб науч тр - Уфа КогалымНИПИнефть, 2003 -С 119-120

2 Ланчаков Г А Обоснование геолого-физических критериев и условий выбора скважин и объектов для ГРП /ГА Ланчаков, Н С Грачева, А Г Копытов, А Н Карнаухов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири Сб тр науч практ конф посвящ 5-летию ИНиГ - Тюмень, 2005 -Том 1 -С 255-231

3 Кучеров Г Г Выбор типа жидкости разрыва и типа проппанта в операциях ГРП / Г Г Кучеров, Н С. Грачева, А Г Копытов, А Н Карнаухов, А В Карасев // Там же-С 231-239

4 Телков А П Схема проектирования процесса воздействия, геолого-физические критерии и условия выбора скважин и объектов для ГРП / А П Телков, М И Забоева, Карнаухов АН// Там же - С 259-268

5 Карнаухов А Н Анализ выработки запасов нефти на поздней стадии разработки с применением характеристик вытеснения (на примере Северо-Варьеганского месторождения) /АН Карнаухов // V конференция молодых специалистов организаций, осуществ виды деят, связанной с пользованием участками недр на террит ХМАО-Югры Сб науч тр - Уфа - ООО «Монография», 2005 -С 148-150

6 Севастьянов А А Обоснование технологических решений для повышения эффективности выработки запасов нефти / А А Севастьянов, К В Коровин, А Н

Карнаухов // Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании Материалы II Междунар науч -техн конф г Тюмень - Тюмень, ТюмГНГУ, 2006 -С 174-178

7 Севастьянов А А Особенности выработки запасов нефти из коллекторов с двойной средой на примере пласта ЮС2 Омбинского месторождения / А А Севастьянов, К В Коровин, А Н Карнаухов//Там же -С 178-182

8 Севастьянов А А Необходимость учета двойной среды в терригенных коллекторах при обосновании технологических решений / А А Севастьянов, К В Коровин, А Н Карнаухов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири Сб науч тр - Тюмень, ТюмГНГУ, 2006 - С 261-270

9 Карнаухов АН Исследование качественного влияния технологических решений на эффективность выработки запасов /АН Карнаухов, А А Севастьянов, К В Коровин // VI конференция молодых специалистов организаций, осуществ виды деят, связанной с пользованием участками недр на террит ХМАО-Югры Сб науч тр - Уфа - ООО «Монография», 2006 - С 169-170

10 Севастьянов А А Выявление особенностей механизма выработки запасов нефти по месторождениям ХМАО / А А Севастьянов, К В Коровин, А Н Карнаухов // Известия вузов Нефть и газ - 2007 -№ 3 - С 32-38

11 Севастьянов А А Естественная и техногенная двойная среда в продуктивных коллекторах Западной Сибири / А А Севастьянов, К В Коровин, А Н Карнаухов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО Материалы X науч-практ конференции - Ханты-Мансийск, 2007,1 том, С 324-329

Соискатель

А Н Карнаухов

Подписано к печати//- № Бум писч № 1

Заказ № ^^^ Уел изд л 1,2

Формат 60x84'/16 Уел печ л 1,2

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефте1азовый университет» 625039 Тюмень уп Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Карнаухов, Александр Николаевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С ДЕФОРМИРОВАНИЕМ ТРЕЩИН ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ 9 СКВАЖИН.

1.1. Изменение фильтрацнонно-емкостных свойств пластов при g интенсивных геодинамических и технологических процессах.

1.2. Теоретические основы механизма образования вертикальных j g трещин.

1.3. Оптимизация геометрии трещин разрыва.

1.4. Прогнозирование дебита скважины после проведения ГРП и ^ оценка технологических операций воздействия на пласт.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2. ВЫЯВЛЕНИЕ ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ ОМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1. Литолого-минералогическая характеристика горизонта ЮСг.

2.2. Взаимосвязь фильтрационно-емкостных свойств пород <-g Омбинского месторождения.

2.3. Анализ результатов гидродинамических исследований ^ скважин.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ 79 ЗАПАСОВ НЕФТИ.

3.1. Выявление особенностей механизма выработки запасов нефти ^ по месторождениям ХМ АО.

3.2. Анализ результатов эксплуатации скважин в зоне каналов низкого фильтрационного сопротивления.

3.3. Схема проектирования геолого-технологических мероприятий с учетом геодеформационного процесса в порово-трещинноватом коллекторе

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗОВАННЫХ ng ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ.

4.1. Эффективность проведения повторного гидроразрыва пласта с j ^ техногенной трещиноватостью.

4.2. Большеобъемный гидравлический разрыв пласта в ^g нагнетательных скважинах.

4.3. Анализ энергетики эксплуатируемых объектов Омбинского ^ месторождения.

4.4. Оценка величины подвижных и дренируемых запасов нефти.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности эксплуатации скважин в терригенных коллекторах с техногенной трещиноватостью"

Актуальность работы

В последнее время при разработке нефтяных месторождений добывающие предприятия всё чаще сталкиваются с проблемами, обусловленными деформационными процессами в продуктивной толще при эксплуатации скважин в слоисто-неоднородных пластах, имеющих сложное геологическое строение, характеризующихся высокой фильтрационной неоднородностью.

Развитая высокопроницаемая система связанных естественных трещин служит причиной быстрого обводнения коллекторов, не смотря на то, что их объем на порядки меньше объема порового пространства блока пород. В результате многократного воздействия при бурении скважин, проведении гидроразрывов пластов (ГРП), заводнении и изменении пластового давления при отборе пластовых флюидов в горных породах формируется техногенная трещиноватость.

Пространственно-временные особенности деформационных процессов зависят от интенсивности техногенного вмешательства во флюидный режим залежи при её разработке и литологических деформационных характеристик горных пород. Взаимодействие трещинно-поровой среды с флюидом приводит к формированию локального, неустойчивого во времени напряженно-деформационного состояния. В отличие от природных деформационных процессов техногенные деформации контролируемые и технологически регулируемые. Поэтому внедрение адаптивной технологии разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений и повышения коэффициента извлечения нефти из низкопродуктивных залежей основывается на планировании адресных технологий на основе информации о структуре разрывных нарушений, экранирующих зонах и каналах фильтрации пластовой жидкости, которую получают в результате мониторинга месторождений. В этой связи на многих месторождениях Западной Сибири гидродинамическими и трассерными исследованиями устанавливается наличие каналов низкого фильтрационного сопротивления в терригенных коллекторах. Предусматривается массовое применение методов интенсификации притока жидкости и борьбы с обводненностью, адаптированные под геолого-физические особенности этих залежей. Как известно, гидравлический разрыв пласта является основной технологией интенсификации добычи нефти из низкодебитных скважин, и для ряда месторождений он обязательный элемент системы разработки, т.к. его применение позволяет увеличить не только темпы отбора нефти, но и коэффициент её извлечения.

Комплексный подход исследования пласта с целью определения ориентации системы трещин и преимущественного направления максимального напряжения в пласте позволяет проектировать параметры управляемого ГРП. В определенной степени это аналогия проектирования неравномерной сетки добывающих скважин, позволяющая уменьшить обводненность продукции и вовлечь в разработку дополнительные запасы. В этой связи в добывающих скважинах, расположенных между нагнетательными в направлении образования трещины необходимо ограничение ее длины. Рекомендуется ориентированная щелевая перфорация под ГРП по направлению максимального горизонтального стресса в породе, улучшающая связь ствола скважины с пластом, и обеспечивающая снижение рабочего давления гидроразрыва.

Промысловая практика свидетельствует о том, что дебиты скважины, в которых осуществлен ГРП, со временем эксплуатации снижаются. Продолжительность эффекта на месторождениях Западной Сибири колеблется в широких пределах - от 2 месяцев до 5 лет. Значимость повышения технологической эффективности возрастает в связи с тем, что в случае низкопроницаемых коллекторов принципиально важным становятся начальные дебиты скважин, ибо они определяют сроки окупаемости понесенных затрат выборе скважин для проведения ГРП. Как показывает анализ данных гидродинамических исследований, для большинства скважин реальная полудлина трещины гидроразрыва в 2-Зраза меньше, чем планируемая. Это обусловлено тем, что она имеет несколько ветвей, распределенных в соответствии с полем напряжений, изменяющимся в процессе разработки. В пласте фактически формируется система трещин, поэтому радиус зоны их распространения существенно меньше проектного значения.

Поэтому в условиях массового применения ГРП необходимо применение технологий определения азимута и геометрических параметров создаваемых трещин в пласте. Однако, например, хорошо известный метод пассивного сейсмического мониторинга (ПСМ) позволяющий осуществлять контроль распространения искусственных трещин на расстоянии 400м по латерали в условиях терригенного коллектора не позволяет оптимизировать фактическую систему трещин в прискважинной зоне.

Считаем, что для месторождений с трещинно-поровыми типами пород-коллекторов характерно изменение продуктивности скважин в зависимости от раскрытости трещин, на которую в свою очередь, влияет изменение эффективных напряжений при техногенном воздействии. В результате в продуктивной зоне пласта возникают зоны с аномальными фильтрационными свойствами геометрические характеристики которых (размер, форма, азимутальная и вертикальная направленность, неоднородность) и динамика изменения свойств во времени не известны с необходимой достоверностью. В этой связи, реализуемые технологические решения не в полной мере соответствуют изменившимся структурно-механическим особенностям строения продуктивного пласта и прискважинной области. В результате значительное различие приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин, как по площади, так и по разрезу эксплутационных объектов и, как следствие неравномерный охват заводнением.

Для решения этих вопросов необходимо определить основные направления развития системы техногенных трещин и исследовать динамику ее формирования и дальнейшего изменения в течении длительного времени с применением комплекса исследований, включающего в себя индикаторные и гидродинамические исследования. Если выработать соответствующие подходы по учету этого процесса, можно добиться оптимальной работы скважин на участках масштабного проведения гидроразрыва пласта и повысить эффективность выработки заносов нефти в терригенных коллекторах.

Цель работы

Повышение добычи нефти при разработке терригенных коллекторов путем учета особенностей работы системы «скважина - пласт с техногенной трещиноватостью»

Основные задачи исследований

1. Аналитические исследования процесса образования вертикальных трещин при неуправляемом гидравлическом разрыве терригенных коллекторов.

2. Оценка изменения фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов в результате интенсивных геодинамических и техногенных процессов.

3. Оценка эффективности эксплуатации добывающих скважин после повторного гидравлического разрыва в условиях пласта с техногенной трещиноватостью.

4. Обоснование геолого-технологических мероприятий для повышения добычи нефти из пластов с техногенной трещиноватостью по результатам трассерных исследований.

Научная новизна выполненной работы

1. Для терригенных отложений Омбинского месторождения обоснован порово-трещинный тип коллектора с отношением объема трещин к объему низкопроницаемой матрицы 0,02 % до проведения её гидравлического разрыва.

2. Проведена оценка степени фильтрационной неоднородности объекта ЮСг и техногенного формирования высокопроницаемой среды гидравлическим разрывом терригенного коллектора. Доказано, что применение повторного гидроразрыва в зоне с техногенной трещиноватостью способствует увеличению отношения дренируемых запасов к подвижным до 100 %. Практическая ценность и реализация Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при выборе и прогнозировании эффективности комплексных геолого-технических мероприятий по скважинам на Песчаном, Омбинском, Орехово-Ермаковском месторождениях государственным учреждением научно - аналитическим центром рационального недропользования им. В.И. Шпильмана ХМАО-Югры.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Карнаухов, Александр Николаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Доказано, что сложность строения рассматриваемых в работе залежей возрастает по мере их разбуривания и разработки в связи с геодинамическими процессами. Поэтому техногенное деформирование порово-трещинного коллектора Омбинского месторождения существенно влияет на технологические показатели работы скважин. До настоящего времени не разработаны научные основы по учету влияния этого процесса на разработку продуктивных объектов такого типа.

2. Установлено, что процесс образования вертикальных трещин при гидравлическом разрыве полимиктовых песчаников при определенных условиях не приводит к интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи. Необходим комплексный подход применения технологии повышения проницаемости околоскважинной зоны с учетом её техногенного деформирования.

3. Доказано, что гидравлический разрыв пласта ЮС2 Омбинского месторождения формирует порово-трещинный тип пород коллектора., увеличивая после первичного применения в добывающих скважинах дренируемые запасы на 13%. Возрастающий потенциал по добыче нефти, следует поддерживать соответствующим формировнаием системы поддержания пластового давления. С учетом интерпретации результатов трассерных исследований пластов с техногенной трещиноватостью.

4. Установлена зависимость продуктивности нефтяных скважин от изменения упругоемких характеристик прискважинной зоны, деформируемой при ГРП. Применяемая технология повторного гидроразрыва пласта расформировывает застойные зоны, сопряженные с трещинами после первичного ГРП.

5. Доказано, что применение повторного гидроразрыва в зоне с техногенной трещиноватостью способствует увеличению отношения дренируемых запасов к подвижным до 100 % для первоочередного участка эксплуатации Омбинского месторождения. I

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Карнаухов, Александр Николаевич, Тюмень

1. Goodknight R.C., Klykoff W.A., Fatt J.H. Nonsteady-state flow and diffusion in porous media containing dead-end pore volume The Journal of Physical Chemistry. 64. no. 9, 1960.

2. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. ПММ, Т.24, вып. 5,1960.

3. Голф-Рахт ТсД. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986.

4. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефти и газов. -М.: Недра, 1969.

5. Ковалевский Г. Л. и др. О дизъюнктивных дислокациях и осадочном чехле Западно-Сибирской плиты. Геология и геофизика СО АН СССР, № 9, 1965.

6. Микуленко К. И., Острый Г. Б. Типы трещиноватости и их влияние на коллекторские свойства пород осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. ДАН СССР, т. 165, №3, 1965.

7. Наливкин В. Д. и др. Дизъюнктивные нарушения в осадочном чехле Западно-Сибирской низменности. ДАН СССР, т. 158, № 6,1964.

8. Острый Г. Б. О трещиноватости мезозойских пород ЗападноСибирской низменности. Нефтегазовая геология и геофизика, вып. 2, 1965, Текущая информация.

9. Умперович Н. В. и др. Новые данные о дизъюнктивных нарушениях в платформенном чехле Западно-Сибирской плиты по материалам метода отраженных волн. Геология и геофизика. Изд-во СО, АН СССР, № 1, 1966.

10. Ю.Гаттенбергер Ю. П. и др. О гидравлической взаимосвязи основных продуктивных пластов на месторождениях Сургутского нефтеносного района (Западная Сибирь). Нефтегазовая геология и геофизика, № 5, 1966, М.

11. Геологический словарь. Москва: «Недра», 1973, т.2, с. 324.

12. Дорофеева Т. В. Распределение максимумов трещиноватости горных пород на структурах Южно-Минусинской впадины // Тр. II Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. М.: Изд-во «Недра», 1965.

13. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1968.

14. Масленникова Г. В. Цитологические факторы, влияющие на коллекторские свойства пород IX—XVII пластов Усть-Балыкского месторождения. Нефтегазовая геология и геофизика, вып. 2., ВНИИОЭНГ, М., 1966. Текущая информация.

15. Материалы по геологическому строению и нефтеносности неокомских и частично аптских отложений Сургутского и Нижневартовского нефтегазоносных районов Тюменской области (Труды. Вып. XIII). Под редакцией Г.К. Боярских. Тюмень, 1969 г.

16. Перозио Г. Н. Об эпигенетических изменениях в терригенных породах мезозоя центральной части Западно-Сибирской низменности. Тр. СНИИГГИМСа, вып. 14, 1961.

17. П.Перозио Г. Н. Эпигенетические преобразования в песчаниках и алевролитах юры и мела Западно-Сибирской низменности. Литология и полезные ископаемые, № 3, 1966.

18. Прозорович Г. Э., Рудкевич М. Я. Об условиях образования продуктивных пластов в неокомских отложениях Сургутского свода (Западно-Сибирская низменность). Нефтегазовая геология и геофизика, № 10, 1967.

19. Черников О. А. К вопросу о вторичных изменениях осадочных пород. Литология и полезные ископаемые, № 1, 1963.

20. Щепеткин Ю. В., Острый Г. Б. Микротрещиноватость пород мезозойского чехла Западно-Сибирской низменности. Нефтегазовая геология и геофизика. Текущая информация, вып. 1, М., 1968.

21. Якушев В. П., Смирнов Н. В. Результаты экспериментальных исследований по уплотнению и цементации песчаных коллекторов. Сб.

22. Экспериментальные исследования в области разработки глубоких нефтяных и газовых месторождений». Изд-во «Наука», М, 1964.

23. Медведский Р.И. Концепция струйного вытеснения нефти водой. Вестник Удмуртского университета. Ижевск: 2002, №9, с. 121-129.

24. Мори В., Фурменто Д., Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи. Москва: Мир, 1994, с.416.25.0ркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. Москва: «Недра», 1967.

25. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Москва: «Недра», 1965, с.952.

26. Hubbert M.K. and Wellis D.G. Mechanics of Hydraulic Fracturing. Trans. A. J. M. E., 1957, v. 210, —pp. 153—166.

27. Экономидис М.Д., Нольте К.Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты (части I, II). — Краснодар.— 1972. — 538 с. (пер. с англ. А.И. Булатова, Е.Н. Грачевой, И.П. Есиповой).

28. Acharya R. Hydraulic fracture treatmebt design simulation. — J. Petrol. Techn., 1988, v. 40, N 2, pp. 139—142.

29. Краткий отчет «Создание методик и компьютерных программ расчета технологических параметров и эффективности гидравлического разрыва пласта (ГРП) применительно к условиям нефтяных месторождений

30. АООТ «Сургутнефтегаз»— 1994. Научный руководитель — д. т. н., профессор Ю. А. Желтов.

31. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта. — Изв. АН СССР, ОТН, № 5, 1959.

32. Gidley J.L. Recent Advances in Hydraulic Fracturing. ATME. SPE.1980.

33. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. — Prentice Hall. N I. — 1989. —430 pp.

34. J. Petrol Technol., 1975,27, —pp. 1433—1438. 36.Ser. Rock and Soil Mech., 1977, 2, N 3, — pp. 309—339. 37.SIMERAC — Method for Surveying Direction and Propagation of

35. Hydrualic Fractures // Institut Francais du Petrole. — 1988, IX, — pp. 1—12.

36. Elbel J.L. Considerations for optimum fracture geometry design // SPE Production Engineering. — 1988, VIII. — Vol. 3, N 8, — pp. 323—327.

37. Оценка состояния призабойной зоны пласта при проектировании технологии физико-химического воздействия // Разработчик — СевКавНИПИнефть. — ВНИИОЭНГ. — 1981. — 7 с.

38. Афанасьев Е.Ф., Шурыгина И.Г., Щербаков Г.А. Методы расчета системы вертикальных магистральных трещин в плотных коллекторах с целью интенсификации притока флюида к скважине. — М.: ВНИИЭГазпром, 1990. —28 с.

39. Седов Л.И. Механика сплошной среды (т. 1). — М.: Наука, 1970.— 568 с.

40. Кучумов Р.Я. Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Исследование факторов, влияющих на образование трещин при ГРП // Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса: Межвуз. СНТ. — ТюмГНГУ, 1997. —С. 181—189.

41. Занкиев М.Я. Классификация и диагностирование эффективности технологии гидравлического разрыва пластов в условиях ОАО «Славнефть— Мегионнефтегаз». — Диссертация. — 1998 (фонды ТюмГНГУ).

42. Suprinovicz R., Buttler R.M. The choice of pattern size and shape for regular arrays of horizontal wells // J. of Canad. Technol. — 1992,1. — Vol. 31, N 1, —pp. 39-44.

43. Азиз X., Сеттери Э. Математическое моделирование пластовых систем. — М.: Недра. — 1982. — 408 с.

44. Телков А.П., Дубков И.Б., Гринько А.П. К обоснованию оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительной эффективности работы ее и трещин гидравлического разрыва пласта. — Тюмень. — «Вектор Бук». — 2000. — С. 141—148.

45. Телков А.П., Краснова Т.Л. Расчет оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей залежь с подошвенной водой // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.— 1997. — №6.— С. 34—39.

46. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Изд. Нефть и газ, 1996. -190 с.

47. Лубенец Ю.Д., Симонов М.Е., Короткое С.В. Отчет о НИР по договору ЮГ-2.93.95/261 "Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти из продуктивных отложений Омбинского месторождения". Краснодар, 1995.

48. Разживина JI.C. Особенности строения и условия формирования пластов Ю2-3 Восточно-Сургутского месторождения // Геофизические методы локального прогноза нефтегазоносности в Западной Сибири: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1989.

49. Соколовский А.П. Обоснование нефтеносности пласта Ю2 в пределах Сургутского свода // Выбор объектов нефтегазопоисковых работ на базе общегеологических и палеогеографических критериев: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1983. - Вып. 183.

50. Сурков B.C., Гурари Ф.Г., Девятое В.П. и др. Залежи углеводородов в нижней средней юре Обь - Иртышской нефтегазоносной области Западной Сибири // Геология и геофизика. - 1995, № 6, том 36.

51. Янин А.Н. и др. Отчет о НИР. Технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения Восточно-Сибирского (пласты Ю1, Ю2, ЮЗ, А4), Омбинского (пласт Ю2), Тепловского (пласт Ю2) месторождений. Этапы I, II. Договор Н.91.92.21.49.00.- Тюмень, 1991.

52. Huang Е.Т., Holm L.W. Effect of WAG intection and rock wettability on oil recovery during C02 flooding // SPE Reservoir Eng 1988 - Vol.3, №1-P. 119-129

53. Капиллярно гравитационные модели залежи нефти Западной Сибири как возможный путь к повышению конечной нефтеотдачи / Большаков Ю.Я., Большакова Е.Ю. // Известия вузов. Нефть и газ. 2006. №1. С. 20-25.

54. Трофимов А.С. Водогазовое воздействие применительно к условиям полимиктовых коллекторов Западной Сибири. Нефтегазопромысловое дело. М., 1992, №2.

55. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра,- 1993.

56. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. Санкт

57. Петербург: Недра.- 2004,- 192 с.

58. А.А. Севастьянов, К.В. Коровин, А.Н. Карнаухов Выявление особенностей механизма выработки запасов нефти по месторождениям ХМАО // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2007. - №3.-С. 32-39

59. Г.С.Впртанян, В.И. Башмаков. Изменение характеристик гидрогеодеформационного поля при появлении интенсивных геодинамических процессов. Сов. Геология, 1989, №8. С. 96-99

60. Г.С. Вартанян, В.М. Гольдберг. Влияние изменчивости проницаемости глин и напряженного состояния пород на условия закрытости водоносных систем. Отечест. Геология, 1996, №8. С. 43-47

61. А.А. Карцев, С.В. Вагин, В.М. Матусевич. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1986. - 224 с.

62. В.М. Матусевич, О.В. Бакуев. Геодинамика водонапорных систем Западно Сибирского нефтегазоносного бассейна. Сов. Геология, 1986, №2. -С. 117-122.

63. А.А. Карцев, В.М. Матусевич, Ю.И. Яковлев. Связь аномально низких пластовых давлений с рифогенными зонами Сибири. Геотектоника, Наука, 1989,2.-С. 86-89.

64. В.М. Матусевич, А.Д. Резник. Геофлюидальные системы и гидрогеодеформационное поле. Известия вузов. Нефть и газ. 1977, №5. С.52-57.

65. Казанцев Ю., Сурначев Д. «О влиянии геодеформационных процессов на разработку Самотлорского месторождения» Бурение и нефть, №3, 2006, с.35-37.

66. Трофимов А.С., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др. Способ разработки залежей углеводородов, заявка на изобретение №2005105146 от 24.02.2005.

67. Трофимов А.С., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др. Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов, заявка на изобретение №2005138012 от 06.12.2005г.

68. Шарифов М.З., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др. Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и установка для ее реализации заявка на изобретение №2006137251.

69. Карнаухов А.Н. Выявление особенностей механизма выработки запасов нефти по месторождениям Ханты-Мансийского автономного округа / А.А. Севастьянов, К.В. Коровин, А.Н. Карнаухов // Известия вузов. Нефть и газ.-2007.-№3.-С.32-38

70. Попов С.Н. Влияние деформаций коллекторов трещинно-порового типа на дебит скважин газоконденсатных месторождений: Автореф. дис. . канд. техн. наук: 25.00.16. Пермь, 2007. - 25 с.

71. Некрасов В.И. Гидроразрыв пласта: внедрение и результаты, проблемы и решения / А.В. Глебов, Р.Г. Ширгазин, В.В. Вахрушев. -Тюмень: ГУП Инф.-изд. центр ГНИ по РБ, 2001. 237 с.

72. Телков А.П., Грачев С.И., Дубков И.Б., Краснова T.JI., Сохошко С.К. Особенности разработки нефтяных месторождений. Тюмень ООО НИПИКБС Т, 2001.- 482с: ил