Повышение эффективности притока нефти к горизонтальной скважине комбинированной технологией многоступенчатого гидроразрыва пласта

Абдульмянов, Сергей Хамзянович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности притока нефти к горизонтальной скважине комбинированной технологией многоступенчатого гидроразрыва пласта
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности притока нефти к горизонтальной скважине комбинированной технологией многоступенчатого гидроразрыва пласта"

УДК 622.276.76 На правах рукописи

Абдульмянов Сергей Хамзянович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИТОКА НЕФТИ К ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ КОМБИНИРОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИЕЙ МНОГОСТУПЕНЧАТОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 1 ОПТ ?010

Уфа 2010

004611159

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

Научный руководитель

- кандидат технических наук Сарваретдинов Рашит Гасымович

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Уразаков Камил Рахматуллович

- кандидат технических наук Зарипов Мустафа Салихович

Ведущая организация

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

Защита диссертации состоится 2 диссертационного совета Д 222.002.01 энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа,

ноября 2010 г. в 1330 часов на заседании при ГУП «Институт проблем транспорта пр. Октября, д. 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 1 октября 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук ^ Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Огромные запасы нефти, сосредоточенные в пластах АВ/"2, в коллекторах алымской свиты Самотлорского месторождения, вырабатываются крайне медленными темпами и объемами, что обусловлено сложнейшим строением коллекторов, представленных в основном глинистыми и тонкозернистыми породами с очень высокой неоднородностью по толщине и латерали. Это тонкослоистые породы с волнисто-линзовидными пестроцветными переслаивающимися песчаниками, глинами и алевролитами, с крайне неравномерным распределением глинистого цемента, которые вырабатываются с помощью существующих технологий с очень низкими коэффициентом нефтеотдачи. Поэтому в данной работе рассматриваются обоснование и повышение эффективности выработки запасов нефти из пласта АВ/"2 путем проведения обширных теоретических исследований, создания и внедрения комплексных технологий воздействия на пласт, включающих бурение боковых стволов из ранее пробуренных вертикальных скважин и проводку горизонтальных стволов (ГС) с одновременной разглинизацией и многоступенчатым гидроразрывом пласта.

Цель работы - повышение эффективности нефтевытеснения из пласта АВ]1"2 Самотлорского месторождения за счет применения комбинированной технологии, включающей проводку горизонтальных скважин и интенсификацию притока с одновременным многоступенчатым гидроразрывом пласта (ГРП). Основные задачи:

1. Уточнение и детализация геологического строения пласта АВ/"2, оценка остаточных недренируемых подвижных запасов нефти;

2. Анализ существующих технологий выработки запасов нефти;

3. Разработка на основе математического моделирования процессов вытеснения нефти из пласта АВ]1-2 типа «рябчик»;

4. Выявление путей повышения нефтеотдачи пласта АВ]1"2;

5. Создание комбинированной технологии, сочетающей проводку боковых стволов горизонтальных скважин в многослойный нефтенасьпценный коллектор и вызов притока путем многоступенчатого гидроразрыва пласта.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатах и анализе промысловых исследований с использованием современных

методов обработки исходной статистической информации об объекте, на результатах

математического моделирования неизотермической фильтрации жидкости с учетом

разработанных технологий гидроразрыва трещин и обобщения результатов промышленных

испытаний.

Научная новизна результатов работы

1. Исследован механизм повышения притока нефти в многослойном нефтенасьпценном коллекторе с включением глинистых фракций в горизонтальном стволе путем деления ствола на отдельные нефтенасьпценные участки по значениям притока жидкости из кубов в ячейке с расположением на гранях фиктивных скважин; определены точки (интервалы) для многоступенчатого гидроразрыва пласта по участкам наименьшего притока, разделенных слабопроницаемыми пропластками; установлено, что при последовательном многоступенчатом гидроразрыве пласта с образованием трещин приток жидкости увеличивается для одного ГРП с вертикальными трещинами на 12... 18 %, для двух - на 38.. .40 %, а для двух горизонтальных трещин с ГРП - на 42.. .48 %.

2. Получено, что предельные значения глубины трещины и прироста притока определяются технико-экономическими показателями за счет сопоставления затрат на ГРП с объемом трещин, характеризующихся толщиной пласта, длиной трещины, раскрытостью трещины, притока жидкости из трещины с объемом закачанного проппанта и прибыли от реализации дополнительно добытой нефти.

3. Определены качественные и количественные показатели влияния глинизированных коллекторов на эффективность ГРП, регулирование которых проводится путем разглинизации коллекторов перед ГРП и использования реагентов при содержании глин в объеме коллектора более 15 %, с учетом межслойного распределения раствора хлористого аммония в объеме не менее 0,8. ..1,1 м3 на 1 м перфорированной мощности.

На защиту выносятся:

1. Метод разукрупнения и уточнения геологических границ одноименных прослоев коллекторов автоматизированным способом;

2. Результаты исследований условий эффективного применения технологий многократных ГРП горизонтальных стволов для многопластовых систем;

3. Методика оценки эффективности созданных комбинированных технологий воздействия на пласт для многопластовых систем коллекторов путем совместного рассмотрения технологических и технико-экономических показателей.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы применяются при разработке и дальнейшем внедрении комплексной технологии повышения нефтеотдачи пластов АВ]1"2 на Самотлорском месторождении.

2. Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы по обоснованию проводки горизонтальных скважин и определению точек многократного ГРП, обеспечивающих регулирование притока нефти на скважины № 19895 и № 19858, позволило дополнительно добыть 1750 т нефти с экономическим эффектом 3,120 млн руб.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2007-2010 гг.), на научно-технических советах ОАО «ТНК-Нижневартовск» (г. Нижневартовск, 2007-2010 гг.) и нефтяной компании «ТНК-BP» (г. Москва, 2007-2010 гг.).

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 7 научных трудах, в т.ч. 6 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 111 наименований. Работа изложена на 133 страницах машинописного текста, содержит 57 рисунков, 12 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология»: профессору Н.И. Хисамутдинову, профессору И.В. Владимирову, к.т.н. Р.Г. Сарваретдинову - за помощь и полезные советы, высказанные в процессе формирования и выполнения диссертационной работы.

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 рассматривается состояние исследованности проблемы. Отмечено, что востребованность научных исследований и совершенствование технологий проводки горизонтальных скважин связаны с увеличением доли запасов нефти категории

трудноизвлекаемых, с одной стороны, и истощением извлекаемых, с другой. Указанные две причины стали основными, что послужило толчком для бурного развития горизонтального бурения и проводки боковых стволов. Этой проблеме на сегодня посвящены крупные научные работы известных ученых как в России, так и за рубежом, среди которых необходимо выделить Борисова Ю.П., Бузинова С.Н., Владимирова И.В., Григоряна A.M., Дияшева Р.Н., Евченко B.C., Егурцова H.A., Зайцева С.И., Закирова С.Н., Ибатуллина P.P., Ибрагимова А.И., Иктисанова В.А., Ипатова А.И., Кнеллера JI.E., Кременецкого М.И., Крылова В.А., Крючкова Б.Н., Куштанову Г.Г., Лысенко В.Д., Максимова В.П., Мищенко И.Т., Михайлова H.H., Мукминова И.Р., Муслимова Р.Х., Пилатовского В.П., Полубаринову-Кочину П.Я., Розенберга И.Б., Сучкова Б.М., Фазлыева Р.Т., Шамсиева М.Н., Шеремет В.В., Юсупова И.Г., Babu D.K., Odeh A.S., Butler R.M., Economides M.J., Ehlig-Economides C.A., Giger F.M., Goode P.A., Thambynaygam R.K., Joshi S.D., Kuchuk F.J., Lichtenberger G.J., Raghavan R., Joshi S.D., Suprunowicz R. и многих других.

Подробно проведены обзор и обобщение теоретических, экспериментальных сведений и результатов опытно-промышленных работ по разработке группы пластов AB Самотлорского месторождения. По результатам работ Бриллианта JI.C., Клочкова Л.Л., Шарифуллина Ф.А., Баракина В.А., Александрова В.М., Джафарова И.С., Сынгаевского П.Е., Хафизова С.Ф., Леонова В.А., Корабельникова А.И., Шаламова М.А., Саунина В.И., Пуртовой И.П., Ягафарова А.К. и многих других, пласт АВ/'2 «рябчик» содержит значительные запасы нефти (939,4 млн т по категории Ci), извлечение которых сопряжено с большими трудностями вследствие низких фильтрационно-емкостных свойств пород. В связи с этим изучаемый объект слабо вовлечен в промышленную разработку. Поэтому в работе указывается, что наряду с бурением вертикальных и горизонтальных скважин и разукрупнением объектов разработки необходимо шире применять ГРП. ГРП является одним из самых эффективных мероприятий по повышению интенсификации добычи нефти из пласта ABi1"2 «рябчик», и может рекомендоваться в качестве основного, особенно для скважин, расположенных в зонах распространения собственно «рябчика», который обладает низкими коллекторскими характеристиками. Такое утверждение, хотя и не противоречит общим тенденциям взглядов на этот объект, но автор это мнение не разделяет.

В результате подробного анализа и обзора опубликованных работ сделаны следующие выводы и определены задачи исследования.

1. По мнению некоторых авторов, для разработки пласта ABi1"2 применение площадного заводнения с отдельной сеткой с размещением вертикальных и горизонтальных скважин

и использованием комбинированных технологий гидроразрыва пласта считается эффективным, что, на наш взгляд, является недостаточно доказанным.

2. Однако отмечается низкая информативность по результатам обработки геофизических измерений, литологии коллекторов и их петрофизических характеристик, что отрицательно сказывается на формировании достоверных геологической и гидродинамической моделей пласта АВ/"2. Это объясняется присутствием глинистых включений в разрезе и техногенными эффектами.

3. Необходимо разработать новую методику для уточнения геологического строения пласта АВЛ2 типа «рябчик», разукрупнения пласта АВ)1"2 путем совершенствования методов корреляции в разрезе скважин для выявления разделов между продуктивными пластами и пропластками внутри продуктивных пластов с учетом их литолого-фациальных характеристик, используемых при построении геологической и гидродинамической моделей.

4. Недостаточно изучено и апробировано на реальных объектах применение комбинированных технологий многократного ГРП с предварительной разглинизацией пластов, сочетающих проводку горизонтальных скважин, боковых стволов в глинизированных коллекторах многопластовых систем.

5. Не исследована теоретически и не проверена на практике связь изменения эффективности отбора нефти из глинизированных коллекторов с количеством проведенных операций с ГРП и не выявлены условия создания оптимальной длины трещин.

Поэтому данная работа направлена на решение этих проблем.

Во второй главе проведено обобщение опыта применения многократного гидроразрыва и усовершенствована теория применения комбинированных технологий с гидроразрывом. Новые решения по обработке нефтенасыщенных стволов как вертикальных, так и горизонтальных скважин, состоящих из множества продуктивных интервалов для создания большой проводимости и увеличения притока нефти к забою скважин, путем избирательной обработки продуктивных интервалов или интервалов, из которых ранее добыча осуществлялась в стволах скважин с множеством продуктивных интервалов, достаточно широко известны, как за рубежом, так и в России. Такие технологии оказались востребованными в связи с тем, что добыча нефти осуществляется из неоднородных по проницаемости многопластовых интервалов.

Наибольший опыт в этой области имеет фирма «Хэллибертон Энерджи Сервисиз». Только в РФ 20 технологий фирмы «Хэллибертон Энерджи Сервисиз» запатентованы (патент № 2395667) и рекомендованы для внедрения в различных комбинациях,

сочетающих изоляцию пластов и гидроразрыв, а также подробно описаны технические средства для их исполнения.

Не менее ценны решения Сохошко С.Х., Грачева С.И., Билинчука А.В., Шульева Ю.В., Косяк А.Ю., Бекетова С.Б. по осуществлению многоступенчатого гидроразрыва в стволе горизонтальных скважин. Однако в перечисленных работах недостатком является необходимость применения разных технических средств, в т.ч. изолирующих пакеров, что обуславливает длительность процесса многократного гидравлического разрыва, связанного с множеством спускоподъемных операций для подготовки ствола к разрыву, и, как следствие, высокой стоимостью подобных скважин-операций.

На основании анализа опубликованных работ сделаны следующие выводы;

1. В ранее применяемых технологиях и методах многократного гидроразрыва пласта не учитывается состояние извлекаемых (остаточных недренируемых и дренируемых) запасов нефти, не устанавливается категория запасов в водонефтяной и чистонефтяной зонах, что не позволяет прогнозировать объемы отбора нефти и воды в зависимости от применяемой технологии;

2. Нет обоснования выбора точек ГРП при первичной и повторной операциях;

3. Не предусматривается применение комбинированных технологий в коллекторах с присутствием глин.

Далее идет описание результатов исследования условий эффективного применения технологий ГРП на горизонтальных стволах скважин для многопластовых систем коллекторов, продолжительности применения той или иной технологии, ее эффективности при выработке запасов нефти из низкопроницаемого коллектора с проводкой многоствольных горизонтальных скважин.

Суть технологии, успешно прошедшей апробацию на Самотлорском месторождении, состоит в том, что многопластовая система коллектора вскрывается горизонтальной скважиной, ствол которой содержит ряд горизонтальных или полого направленных участков. Каждый из таких участков ствола скважины располагается в низкопроницаемом, гидродинамически изолированном от других слое. В горизонтальных участках последовательно производят гидравлический разрыв пласта. В результате получается система вертикальных трещин, соединенных единым стволом скважины.

В качестве инструмента исследований использовался пакет гидродинамического моделирования «Tempest-More» (разработчик «Roxar/Smedvig»), а объект исследования -пласт АВ,1"2 с его подробными геолого-физической и гидродинамической характеристиками.

Горизонтальная скважина НШРИ) имеет два участка (рисунок 1). Рассмотрены четыре варианта разработки: 1 - залежь разрабатывается горизонтальной скважиной без ГРП (база); 2 - в одном из горизонтальных участков делается ГРП с образованием вертикальной трещины системы с абсолютной проницаемостью 1 мкм2; 3 - в двух горизонтальных участках делаются ГРП с образованием вертикальных трещин с абсолютной проницаемостью 1 мкм2; 4 - в двух горизонтальных участках делаются ГРП с образованием горизонтальных трещин с абсолютной проницаемостью 1 мкм2.

нефтенасыщенность, д.ед.

-.ЛщЩ

О 0.50 1.00

Рисунок I - Куб текущей нефтенасыщенности модели залежи

Динамика показателей разработки по вариантам представлена на рисунке 2. Хорошо видно, что разработка залежи сопровождается быстрым падением пластового давления ввиду низких фильтрационных свойств коллектора (рисунок 2, а). Период стабильных значений дебита нефти также непродолжителен: для варианта 1 он составляет менее одного года, для варианта 2-2 месяца, для варианта 3-5 месяцев, для варианта 4-9 месяцев. Снижение давления в области участков горизонтальных стволов приводит к разгазированию и быстрому росту газонефтяного фактора (рисунок 2, в). Выделение фазы свободного газа в призабойной зоне скважины также способствует снижению интенсивности притока нефти. Наиболее сильное разгазирование и наибольший рост газонефтяного фактора наблюдаются для 3-его и 4-ого вариантов, предусматривающих создание трещин в обоих пластах. Эти варианты обеспечивают наибольший приток жидкости в начальный период разработки скважины, а значит, и наибольшее снижение давления. Если рассматривать динамику дебита нефти по

а - пластовое давление; 6 - дебиты нефти; в - газонефтяной фактор; г - накопленная добыча нефти

Рисунок 2 - Динамика основных показателей разработки модельной залежи по вариантам

1 ио

§ 130

■в-

¥ 150

указанным вариантам, то основная разница между ними наблюдается только в начальный период; для варианта с горизонтальной трещиной начальный дебит сохраняется в течение большего периода времени. В дальнейшем динамики дебетов нефти 3-его и 4-ого вариантов практически совпадают, а эффективны только в начальный период.

Сравнение накопленных показателей добычи нефти по вариантам показывает, что максимальными отборами характеризуется 4-ый вариант. Сравнивая прирост накопленной

добычи нефти по различным вариантам, отмечается, что переход к двум ГРП позволит максимально улучшить показатели эксплуатации скважины. При этом прирост добычи нефти за счет, например, двойного ГРП может составить от 40 % до 50 % от накопленной добычи базового варианта (рисунок 3, а). Вместе с тем, максимальный эффект от данной технологии наблюдается только в начальный период работы скважины (рисунок 3, б). При увеличении времени дренирования отбор извлекаемых, ранее недренируемых запасов будет истощаться по мере интенсификации притока с ростом обводненности продукции.

1.6

1!« ¥ I ! 1-

% £ 0.8 Ч а

'5 ш

х 8 0.6

£ £

с 5

0.4

Э 8 £ ш

0.2

■ и ■ ■ - '

' >

' , I

2: 1

2 вариант 3 вариант 4 вариант

Рисунок 3 - Прирост накопленной добычи нефти относительно базового варианта по вариантам разработки (а) и относительное изменение дебита нефти за счет ГРП в сравнении с базовьм вариантом (б)

Поэтому для этой технологии рекомендуется производить отбор продукции в щадящем режиме. В результате численных исследований получено, что для пласта АВ]1"2 применение в горизонтальном стволе одного ГРП (рисунок 3, а) даст прирост добычи на 12... 18 %, двух ГРП - 38. ..40 %, двух ГРП с горизонтальными трещинами - 42...48 %.

Изучена эффективность применения комбинированных технологий при отборе нефти из пласта АВ]1-2 на фильтрационной модели, включающих три варианта разработки в области скважины № 5690 (пласт АВ]1_2):

• первый вариант - зарезка одного бокового горизонтального ствола (БГС);

• второй вариант - зарезка двух БГС;

• третий вариант - зарезка двух БГС с проведением ГРП.

Сравнение дебитов по нефти и обводненности добываемой продукции при различных вариантах разработки представлено на рисунках 4, 5.

Рисунок 4 - Динамики дебита нефти и накопленной добычи нефти скважины № 5690 при различных вариантах эксплуатации

0.9 0.8

5 0.7

5 о.«

ё 0.5 х

I 0.4

0.3 0.2 0.1 0

.4 Лх К<Ъ Л „Ч „Ъ ЛЬ Д ^ А й Л 1> А й

c^cvcvcrc^c^cv'cv'cv'cv'cv5 от «ег от „от

^ f a f г v г т v т 1/ ^ у 'v т ^

Ч' Ч* V V Ч- Ч> Ч* Ч1 Ч' Ч* Ч* Ч' Ч< Ч' Ч' Ч*

^ JP ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^р ^ ^р ^ ^р ^ ^

Рисунок 5 - Динамики обводненности скважины № 5690 при различных вариантах эксплуатации

На основании результатов гидродинамического моделирования можно сделать вывод о положительном эффекте зарезки двух БГС и организации ГРП в скважине № 5690 (рисунок 5), так как обводненность продукции с применением ГРП ниже с увеличением притока нефти.

Анализируя результаты численных исследований, установлено, что наибольший средний дебит скважин (рисунок 4) отмечается на первой стадии внедрения, когда одновременно с зарезкой двух боковых стволов производится гидроразрыв пласта. На второй стадии отмечается постепенное снижение дебита скважин по всем вариантам, причем интенсивность снижения дебита по 1-ому варианту выше, чем по 2-ому и 3-ему. В третьей стадии разработки динамика изменения обводненности (рисунок 5) по варианту 1 (2 БГС с ГРП) значительно выше, чем по другим вариантам, а на второй стадии отмечено постепенное выравнивание темпов обводнения по всем трем вариантам. В конце второй стадии при переходе на третью стадию для первого варианта повышается темп отбора воды за счет перераспределения фильтрационных потоков. Это происходит по причине того, что в первом варианте за счет интенсивного отбора нефти из более высокопроницаемых участков с одним БГС объем промытой зоны для воды растет, хотя объем зоны дренирования (или охват) увеличивается незначительно в сравнении с другими вариантами.

Далее приведена методика создания оптимальных размеров трещин. Рассматривается модель двухпластовой залежи нефти, вскрываемой горизонтальной скважиной с двумя горизонтальными участками, в которой проводят ГРП в каждом из горизонтальных участков ствола. Причем гидроразрыву подвергается только часть ствола скважины. При этом, очевидно, что объем закачиваемого проппанта является главным параметром как технологической эффективности проводимого геолого-технического мероприятия, так и экономического показателя, характеризующего рентабельность данного мероприятия.

Объем закачиваемого проппанта совпадает с объемом возникающей при ГРП трещины и определяется выражением:

У а ^пласта ^трещины ^ » (^)

где Ишаста - эффективная толщина пласта в области горизонтального участка ствола скважины с ГРП; <1трсщш!ы - раскрытость трещины; Ь - длина трещины по стволу скважины.

Для исследования этой зависимости использовалась модель, приведенная в главе 2.

Зависимость накопленной добычи нефти за определенный период (в долях от базового варианта) от длины трещины в долях от общей длины горизонтального участка ствола скважины носит нелинейный характер.

Так как объем дополнительно добытой нефти есть функция от длины трещины Ь, поэтому можно установить зависимость объемов дополнительно добытой нефти от объемов материалов (определяющим из которых является проппант) и сопутствующих работ при создании трещины. При определении оптимальных параметров технологии (с точки зрения экономических показателей) необходимо учесть как увеличение объемов реализации продукции, изменение затрат на добычу попутной воды, так и изменение расходов на реализацию технологии (стоимость закачиваемого проппанта). Так как прирост притока жидкости будет определяться искусственно созданным объемом трещины за счет внедрения проппанта, фактический расход будет несколько выше объема трещин, поскольку слагается из объемов проппанта, закачанного в трещину* выпавшего в зумпф и потерянного при создании циркуляции в системе.

Таким образом, экономический показатель - накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД) предприятия ^ДМТза рассматриваемый период времени - является функцией от закачиваемых объемов проппанта. Максимум этой величины соответствует оптимальным параметрам реализуемой технологии ГРП.

Рассмотрен порядок расчетов оптимальных параметров применения технологии на примере скважины № 19895. Скважина имеет горизонтальный участок ствола общей протяженностью 500 м. Толщина пласта - 20 м. Толщина трещины 0,01 м. В качестве условно постоянной величины в стоимости ГРП возьмем величину, равную 300 000 $-УтрЛ/£гг, в качестве переменной - 620 $/м3 (стоимости проппанта и геля). В качестве экономической модели приняты условия коммерческой деятельности предприятия «ТНК-Нижневартовск». Цена нефти на внутреннем рынке принята равной 270 $/т.

В результате моделирования ГРП с различной длиной трещины были получены динамики объемов добычи нефти и жидкости и просчитаны экономические показатели. Накопленный чистый дисконтированный доход предприятия определялся за год. В результате расчетов экономических показателей для разных вариантов длины трещины, с учетом накопленной добычи нефти и жидкости, была получена зависимость НЧДД от длины трещины. Результаты расчетов приведены на рисунке 6.

Так как технологический эффект и затраты на применение технологии изменяются по разньм законам, то в зависимости НЧДД от I имеется максимум, положение которого для данного случая соответствует I, - 200 м, а оптимальная зона колеблется от 160 до 220 м.

длина трещины, и длина трещины, м

а) б)

Рисунок б - Зависимость накопленной добычи нефти (а) и НЧДЦ (б) за расчетный период от длины трещины

В третьей главе приведен анализ эффективности применения ГРП в пласте АВ(12 («рябчик»).

Геолого-физические параметры данного участка (сектор 40) представлены 263 скважинами (пробуренный фонд), 51 нагнетательной и 186 добывающими скважинами. Всего за весь период разработки на этом участке были проведены 148 ГРП, 42 из которых имели отрицательный эффект.

Гидравлический разрыв пласта рассматривается как метод интенсификации добычи продукции, а также как способ вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти. Поэтому при определении эффективности проведенного ГРП можно использовать характеристики вытеснения, широко применяемые в промысловой практике и обработке статистической информации об отборах нефти и жидкости из пласта.

При исследовании эффективности применяемых технологий ГРП на основе метода характеристик вытеснения необходимо предварительно согласовать концепцию и термины предстоящего исследования.

Основная концепция исследования эффективности применения технологий ГРП - это сопоставление динамик накопленных показателей разработки скважин до и после применения технологии. В качестве методов исследования используются методы характеристик вытеснения, основанные на анализе динамических зависимостей накопленных показателей. После первичного анализа и адаптации известных 20 характеристик вытеснения в виде аналитических зависимостей к пласту АВЛ2 за основную взята характеристика вытеснения Г.С. Камбарова. Все используемые характеристики вытеснения оперируют

накопленными показателями разработки «скважина - пласт». Для определения «базовой» кривой характеристики вытеснения (до проведения мероприятия) брались точки не менее чем за шесть месяцев до начала применения технологии. Для исключения влияния «человеческого фактора» базовая кривая проводилась на основе метода наименьших квадратов.

При обсуждении результатов исследования в дальнейшем были приняты следующие термины. Принято, что применение технологии ГРП является успешным в качестве метода повышения нефтеотдачи, если кривая характеристики вытеснения после начала применения технологии отклоняется от базовой прямой вверх, что соответствует увеличению добычи нефти на тот же объем добываемой жидкости (снижению обводненности, повышению качества нефтевытеснения). Для повышения сопоставимости показателей отдельных скважин с ГРП введен параметр удельной дополнительной добычи нефти на 1 метр перфорированной мощности, который совместно с зависимостью изменения содержания глин показывает изменение эффективности ГРП.

Применение ГРП будем считать успешным в качестве метода интенсификации выработки запасов нефти, если после проведения мероприятия характеристика вытеснения практически не меняется в течение достаточного промежутка времени, при этом дебиты нефти значимо возрастают (увеличивается шаг по оси «накопленная добыча нефти»). Это означает, что при увеличении темпов отбора нефти доля нефти в потоке жидкости практически не меняется.

Применение технологии считается неуспешным, если после проведения ГРП кривая характеристики вытеснения отклоняется от базовой кривой вниз (рисунок 7), что соответствует уменьшению добычи нефти на тот же объем добываемой жидкости (значительному возрастанию обводненности, снижению качества нефтевытеснения).

Анализ результатов применения ГРП на скважинах, которые эксплуатируются с момента проведения ГРП, заключался в сравнении характеристики вытеснения Г.С. Камбарова рассматриваемой скважины и усредненной характеристики вытеснения близко расположенных скважин, работающих на тот же пласт.

Анализ и обобщение данных ГРП показал, что наличие глин значительно влияет на эффективность ГРП, зависимость которой приведена на рисунке 8. График зависимости удельной эффективности ГРП от содержания глин обработан по методу наименьших квадратов и может быть разделен на 4 квадранта (I, 11, Ш, IV). В Ш и IV квадрантах показаны скважины после ГРП с отрицательным знаком по удельной дополнительной

20 19 18 IT 16 15 14 13 12

(ШО 0.035 0.040 0.045 O.OSO 0JJ5S 0,060 0.C6S

Рисунок 7 - Характеристика вытеснения Г.С. Камбарова скважины № 8184, пласт ABi '"2, Самотлорское месторождение (дата ГРП 26.09.2009 г.) (по оси х отложена величина, равная обратному значению накопленной добычи жидкости; по оси у - накопленная добыча нефти; вертикальной прямой отмечен момент проведения ГРП в координатах QH (Q~2 ); потери начальных извлекаемых запасов составляют 4,4 тыс. т нефти)

добыче, когда ГРП осуществляется по механизму образования трещин в соответствии с вариантом высокого содержания глин (группы 4, 5, 6), когда образование трещин идет при определенном распределении глинистых прослоев с основной породой по напластованию, а в квадрантах I, II (рисунок 8) идет образование трещин по модели, когда глины распределены в объеме пород равномерно при их малом содержании. По данным рисунка 8 достаточно хорошо видно, что с ростом содержания глин свыше 15 % эффективность ГРП уменьшается, а при содержании глин более 35...40% полностью прекращается. Поэтому в технологиях ГРП с глинизированными коллекторами при их содержании 15% и более рекомендуется до ГРП провести разглинизацию коллекторов, например, закачкой раствора хлористого аммония, в соотношении объема 0,8...1,1 м3 на 1 м перфорированной мощности.

СКВАЖИНА 8184

(•> I X ч базов )я пряная с ь i

ш 5 С X 1 о ш

О. С fe

жара* еристика s о 3

вьп ¡снения

базовь перио й 1

900.0 800.0 700.0 600.0 500.0 400.0 300.0 200.0 100.0 0.0 -100.0 -200.0 -300.0 -400.0 -500.0 0.

080 0.100 0.120 0.140 0.160

коэффициент глинистости, дед.

Рисунок 8 - Зависимость удельной дополнительной добычи нефти от коэффициента глинистости коллектора в интервале перфорации для выбранных ГРП

В четвертой главе разработаны научно-методические основы выбора точек ГРП в горизонтальных скважинах и реализации рекомендаций в промысловых условиях. Представлена методика уточнения геологического строения пласта АВ)1-2 тина «рябчик» для создания геологической модели и корректировки объемов извлекаемых запасов. Особенность данной методики состоит в том, что в ранних работах для типизации строения продуктивных пластов было достаточно корреляции с учетом выделения реперных поверхностей, что позволяло проследил, разделы между продуктивными пластами п пропластками внутри продуктивных пластов. Корреляция осуществлялась автоматически путем использования укрупненных показателей, поэтому недостатком ее явилась невозможность учета и анализа особенностей геологического строения сяожнопосгроенных пластов при их детальном рассмотрении. Основным недостатком автоматической корреляции явилось то, что она проводилась на основе принципа триангуляционных сетей для создания пар сопоставляемых скважин. Осуществление парных корреляций в проверка полученных результатов путем подсчета ошибок только парных корреляций с возможностью автоматического исправления и перерасчета ошибок не повышают достоверность геологической модели, так как не учитывают особенности внутреннего строения пласта.

Для разукрупнения пласта АВ11'2 и уточнения геологических границ одноименных ирослоев автоматизированным способом была произведена, в отличие от ранее известных,

на первом этапе детальная корреляция коллекторов пласта методами субширотных, субмеридиональных профилей и профилей, построенных методом крайних скважин.

Корреляция скважин на рассматриваемом участке блоков 08-03, 08-04, 08-05, 08-06 проводилась автоматизированным способом, состоящим из четырех этапов, где использовались основные методы геофизических исследований (ГИС): СП (или ПС), НКТ, ИК.

Кровля и подошва продуктивного пласта проводятся по литолого-фацнальной границе - смене непроницаемого глинистого прослоя - коллектором, который, в основном, по характеристике керна представлен песчаниками и алевролитами. После определения нижнего и верхнего реперов пласта все скважины, участвовавшие в детальной корреляции, были посажены на линию, проведенную по подошве репера - «кошайские глины» с характерной формой кривых ГИС.

На втором этапе для определения границ литолого-фациального замещения по вертикали по всем рассматриваемым скважинам был построен геолого-статистический разрез (TCP) изучаемого пласта.

На третьем этапе, на основании ГСР и имеющихся геофизических данных (кривых ГИС), выделены основные реперные поверхности внутри самого пласта ABi1"2. ГСР показывает, что относительно граничного значения пористости (Кл гр) уверенно выделяются четыре стратиграфических интервала - с I по IV. Первый и третий интервалы относятся к коллекторам, а второй и четвертый - к непроницаемым разделам.

На четвертом этапе проведена более детальная корреляция выделенных на втором этапе I и III интервалов, представленных коллекторами.

В первом интервале были выделены два прослоя коллекторов и один непроницаемый прослой между ними. Толщины первого проницаемого прослоя изменяются в пределах от 1,4 до 8,5 м, второго - от 2,0 до 8,1 м, толщина непроницаемого прослоя изменяется от 0,3 до 3,5 м до полного исчезновения в зоне слияния прослоев.

Таким образом, укрупненная детальная перекорреляция неоднородного пласта ABi1"2 по данным ГИС и ГСР позволила выделить 10 зональных интервалов, позволяющих пять песчано-алевролитовых прослоев считать самостоятельными локальными объектами разработки с учетом зон опесчанивания непроницаемых разделов и низкой проницаемости. Фрагмент укрупненной модели пласта АВ/'2 представлен на рисунке 9.

161307-номер скважины ---кровля и подошва пласта АВ|12

1639.6 -абс. отметка кровли пласта АВ|1-2 —--— - подошва I, II и III интервалов пласта АВ,'"2

---- границы 1-ого и 2-ого пропластков I интервала пласта АВ|12

- границы 1- 4 пропластков III интервала пласта АВ/"2

Рисунок 9

- Пример корреляции разреза пласта АВ/'2 алымской свита Самотлорского месторождения с юго-востока на северо-запад по линии скважин №№ 61307-61306

В результате выполненных исследований получены следующие выводы.

1. Для более точного определения реперных поверхностей, особенно при обработке большого количества скважин, возможна упрощенная автоматическая корреляция пласта на первом этапе корреляции, но не более.

2. Для детального изучения геологического строения продуктивного объекта (прослеживания проницаемых и непроницаемых прослоев внутри пласта) необходима детальная корреляция, проводимая автоматизированным способом и методом ГСР путем разукрупнения разреза по литологии, что позволяет подойти более точно (уверенно) к построению детальной геологической модели с учетом индивидуальных литолого-фациальных характеристик пласта.

3. В результате перекорреляции пласта АВ)1'2 по большинству скважин выделены пять обособленных объектов разработки, имеющих в единичных скважинах по площади распространения слияние, что может обеспечить гидродинамическую связь между проницаемыми прослоями.

4. Пласт АВ]1"2, характеризующийся существенной неоднородностью коллекторов, может разрабатываться более равномерно и эффективно, если учесть вышеопределенные границы прослоев и их уточненные запасы, полученные по результатам разукрупненной перекорреляции.

5. Основываясь на предложенной методике, были уточнены геологические границы пласта АВ/"2, что дало возможность внести существенные коррективы в геологическую и гидродинамическую модели и в технологию разработки пласта АВ)1"2, определить ранее недренируемые запасы в зоне размещения горизонтальных скважин и проведения многократных ГРП.

Далее на основе данных новой перекорреляции коллекторов построены геолого-технологическая и гидродинамическая модели.

Новая уточненная модель была использована для анализа текущего состояния и выработки запасов, а также дня распределения извлекаемых запасов по длине горизонтального ствола с целью определения точек ГРП путем размещения фиктивных скважин на расстоянии 50 м друг от друга, численно и по длине совпадающих с размерностью граней куба в ячейке. Численными исследованиями на модели вычислен приток жидкости по фиктивным скважинам, который изображен на рисунке 10.

Как показано на рисунке 10, распределение добычи жидкости в каждой ячейке по модели, вскрытой скважиной, крайне неравномерно. Основной приток жидкости, как и следовало ожидать, наблюдается в граничных точках ствола. В соответствии с

неоднородностью коллектора по проницаемости как послойной, так и зональной, приток жидкости (нефти) по стволу скважины будет колебаться относительно максимума и минимума притока, которые на рисунке 10 занимают крайние положения. Выравнивание профиля притока к горизонтальному стволу скважины и интенсификацию отборов нефти рекомендуется проводить с помощью сравнения базы без ГРП и с проведением ГРП в точках 4, 6 и 9 (вариант 2), в которых приток жидкости к скважине наиболее низкий. Динамика накопленных отборов нефти при различных вариантах разработки приведена на рисунке 10 (вариант 3 - ГРП в ячейках 5 и 7). Практически варианты 2, 3 очень близки друг к другу, поэтому принимаем вариант 2, в котором с тремя ГРП накопленная добыча будет превышать базовый на 26 %.

1 23456789 10 11

Рисунок 10 - Распределение ячеек, вскрытых добывающей скважиной № 8813-2, по накопленной добыче жидкости и проницаемости.

Данная технология реализована с двумя ГРП на скважинах № 19895 и № 19858, по которым только за период с 15.06.2010 г. по 30.08.2010 г. дополнительно добыто 1750 т нефти с экономическим эффектом 3,120 млн руб.

Основные выводы и рекомендации

1. Уточнена и усовершенствована методика разукрупнения пласта АВ/'2 и определены геологические границы одноименных прослоев автоматизированным способом с использованием субпшротных, субмеридиональных профилей и профилей, построенных методом крайних скважин путем разделения разреза по литологии и литолого-фациальной характеристикам пласта. В результате перекорреляции пласта АВ11"2 выделены обособленные объекты разработки, имеющие в единичных скважинах по площади распространения слияния коллекторов, что позволяет установить гидродинамическую связь между проницаемыми прослоями.

2. В соответствии с предложенной методикой уточнены геологические границы пласта АВ|'"2, что дало возможность внести существенные коррективы в геологическую и гидродинамическую модели, определить остаточные извлекаемые и недренируемые запасы по модели в зоне размещения горизонтальных скважин, провести многократные ГРП и точки для создания трещин.

3. Численными исследованиями на модели, представленной неоднородными по проницаемости пластами, исследована динамика изменения показателей разработки горизонтальными скважинами без ГРП, с ГРП в двух участках и с двумя ГРП с горизонтальными трещинами. и установлено, что при последовательном многоступенчатом гидроразрыве пласта с образованием трещин приток жидкости увеличивается для одного ГРП с вертикальными трещинами на 12... 18%, для двух - на 38.. .40 %, а для двух горизонтальных трещин с ГРП - на 42.. .48 %.

4. Путем статистической обработки данных ГРП по пластам АВ/"2 установлено, что для коллекторов с глинистостью более 15,5 % до проведения ГРП необходимо провести разглинизацию коллектора с учетом межслойного распределения глин раствором хлористого аммония с расходом в объеме не менее 0,8... 1,1 м3 на 1 м перфорированной мощности.

5. Предложена методика определения эффективности ГРП по глубине трещины и приросту накопленной добычи нефти с учетом экономического показателя (накопленного чистого дисконтированного дохода предприятия), который является функцией от объема закачиваемого проппанта и затрат на проведение ГРП. Установлено, что порог оптимальной трещины с положительным экономическим показателем обеспечивается при глубине трещин от 160 до 220 м.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Методика расчета зависимости «пористость-проницаемость» по данным керна / Р.Г. Сарваретдинов, С.П. Папухин, Б.И. Вафин, ЕЛ. Горобец, С.Х. Абдульмянов. - Уфа: ООО «Выбор». - 2007. - 28 с.

2. Горобец ЕА, Талонов М.А., Титов А.П., Абдульмянов СХ Результаты применения физико-химических технологий обработай призабойных зон на Самотлорском месторождении // НТЖ «Нефтяное хозяйство». -М.: ВНИИОЭНГ, 2007. -№ 3. -С. 27-30.

3. Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Сагитов Д.К., Абдульмянов С.Х. Моделирование процессов нефтеизвлечения из анизотропного пласта при различных режимах разработки залежи И НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторовдений». -М.: ВНИИОЭНГ, 2010. -№ 1. -С. 5-7.

4. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Михеев Ю.В., Абдульмянов С.Х. Влияние анизотропии латеральной проницаемости на выработку запасов нефти II НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. — № 1.-С. 8-20.

5. Хисамутдинов Н.И., Мустаева Э.Р., Гильманова Р.Х., Литвин В.В., Абдульмянов СХ Уточнение геологического строения пласта АВ11"2 типа «рябчик» способом разукрупненной корреляции с целью эффективного применения ГТМ // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. -№1.-С. 39-45.

6. Сагитов Д.К., Шаисламов В.Ш., Кан А.Г., Абдульмянов С.Х. Новый подход в области оценки эффективности применения горизонтальных скважин // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. -№ 1.-С. 58-59.

7. Абдульмянов С.Х. Интенсификация выработки запасов нефти из пласта АВ)1-2 («рябчик») Самотлорского месторождения с применением комбинированных технологий // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010.-№ 8. - С. 52-54.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 01.10.2010 г. Бумага писчая. Заказ № 368. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Абдульмянов, Сергей Хамзянович

ВВЕДЕНИЕ. (

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ИССЛЕДОВАННОСТИ ПРОБЛЕМЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ АВТОРА.

1.1. Общие положения.

1.2. Обзор и обобщение теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных работ по разработке группы пластов АВ Самотлорского месторождения.

ГЛАВА 2. ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА МНОГОКРАТНОГО ГИДРОРАЗРЫВА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕОРИИ КОМБИНИРОВАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ С ГИДРОРАЗРЫВОМ.

2.1. Обобщение опыта многократного гидроразрыва пласта.

2.2. Исследование условий эффективного применения технологий ГРП на горизонтальных стволах скважин для многопластовых систем коллекторов.

2.3. Изучение эффективности применения комбинированных технологий при отборе нефти из пласта АВ]1"2.

2.4. Обоснование методики создания оптимальных размеров трещин.

ГЛАВА 3. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП В ПЛАСТЕ АВД2 (РЯБЧИК) САМОТЛОРСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ ВЫБОРА ТОЧЕК ГРП В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ И РЕАЛИЗАЦИЯ РЕКОМЕНДАЦИЙ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ.

4.1. Уточнение геологического строения пласта АВ]1"2 типа «рябчик» для создания геологической модели и корректировки объемов извлекаемых запасов.

4.2. Уточнение геологического строения пласта АВ/"2 типа «рябчик» для создания геологической модели и корректировки объемов извлекаемых запасов.

4.2.1. Построение цифровой геологической модели.

4.2.2. Обоснование объемных сеток и параметров модели.

4.3. Построение структурной модели залежи.

4.4. Построение литологических моделей залежей и распределения.

4.5. Построение моделей насыщения пластов флюидами.

4.6. Подсчет геологических запасов УВС.

4.7. Ремасштабирование геологической модели.

4.8. Цифровая фильтрационная модель месторождения.

4.9. Создание фильтрационной модели.

4.10. Уточнение параметров (адаптации) фильтрационной модели на основе анализа истории разработки.

4.11. Определение оптимальных точек для многократного гидроразрыва по стволу горизонтальной скважины.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности притока нефти к горизонтальной скважине комбинированной технологией многоступенчатого гидроразрыва пласта"

Актуальность работы

Огромные запасы нефти, сосредоточенные в пластах АВ]1"2, в коллекторах алымской свиты Самотлорского месторождения, вырабатываются крайне медленными темпами и объемами, что обусловлено сложнейшим строением коллекторов, представленных в основном глинистыми и тонкозернистыми породами с очень высокой неоднородностью-по толщине и латерали. Это тонкослоистые породы с волнисто-линзовидными пестроцветными переслаивающимися песчаниками, глинами и алевролитами, с крайне неравномерным распределением глинистого цемента, которые вырабатываются с помощью существующих технологий с очень низкими коэффициентом нефтеотдачи. Поэтому в данной работе рассматриваются обоснование и повышение эффективности выработки запасов нефти из 1 2 пласта АВ] " путем проведения обширных теоретических исследований, создания и внедрения комплексных технологий воздействия на пласт, включающих бурение боковых стволов из ранее пробуренных вертикальных скважин и проводку горизонтальных стволов (ГС) с одновременной разглинизацией и многоступенчатым гидроразрывом пласта.

Цель работы - повышение эффективности нефтевытеснения из пласта АВ11"2 Самотлорского месторождения за счет применения комбинированной технологии, включающей проводку горизонтальных скважин и интенсификацию притока с одновременным многоступенчатым гидроразрывом пласта (ГРП).

Основные задачи:

1 2

1. Уточнение и детализация геологического строения пласта АВ1 " , оценка остаточных недренируемых подвижных запасов нефти;

2. Анализ существующих технологий выработки запасов нефти;

3. Разработка на основе математического моделирования процессов вытеснения

1 О нефти из пласта АВ] " типа «рябчик»;

1 2

4. Выявление путей повышения нефтеотдачи пласта АВ] " ;

5. Создание комбинированной технологии, сочетающей проводку боковых стволов горизонтальных скважин в многослойный нефтенасыщенный коллектор и вызов притока путем многоступенчатого гидроразрыва пласта.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатах и анализе промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации об объекте, на результатах математического моделирования неизотермической фильтрации жидкости с учетом разработанных технологий гидроразрыва трещиши обобщения результатов»промышленных испытаний.

Научная новизна результатов работы

1. Исследован механизм повышения1 притока нефти в многослойном нефтенасыщенном коллекторе с включением глинистых фракций в горизонтальном стволе путем деления ствола на отдельные нефтенасыщенные участки по значениям притока жидкости из кубов в ячейке с расположением на гранях фиктивных скважин; определены точки (интервалы) для многоступенчатого гидроразрыва пласта по участкам наименьшего притока, разделенных слабопроницаемыми пропластками; установлено, что при последовательном многоступенчатом гидроразрыве пласта с образованием трещин приток жидкости увеличивается для одного ГРП с вертикальными трещинами на 12. 18%, для двух - на 38. .40%, а для двух горизонтальных трещин с ГРП - на 42. .48%.

3. Определены качественные и количественные показатели влияния глинизированных коллекторов на эффективность ГРП, регулирование которых проводится путем разглинизации коллекторов перед ГРП и использования реагентов при содержании глин в объеме коллектора более 15%, с учетом межслойного распределения раствора хлористого аммония в объеме не менее 0,8. 1,1 м3 на 1 м перфорированной мощности.

На защиту выносятся:

1. Метод разукрупнения и уточнения геологических границ одноименных прослоев коллектора автоматизированным способом;

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы применяются при разработке и

1 2 дальнейшем внедрении комплексной технологии повышения нефтеотдачи пластов АВ] " на Самотлорском месторождении.

Публикации и личный вклад автора

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 111 наименований. Работа изложена на 133 страницах машинописного текста и содержит 57 рисунков, 12 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Абдульмянов, Сергей Хамзянович

Основные выводы и> рекомендации

1. Уточнена и усовершенствована методика разукрупнения пласта АВ]1"2 и определены геологические границы, одноименных прослоев автоматизированным способом с использованием субширотных, субмеридиональных профилей и профилей, построенных методом крайних скважин путем разделения разреза по литологии и литолого-фациальной характеристикам пласта. В результате перекорреляции пласта

I 2

АВ] " выделены обособленные объекты, разработки, имеющие в единичных скважинах по площади распространения слияния коллекторов, что позволяет установить гидродинамическую связь между проницаемыми прослоями.

2. В соответствии с предложенной методикой уточнены геологические границы пласта

I 2

АВ] ", чтО' дало возможность внести-существенные коррективы в геологическую и* гидродинамическую модели, определить остаточные извлекаемые и недренируемые запасы по модели в зоне размещения горизонтальных скважин, провести многократные ГРП и точки для создания трещин.

3. Численными исследованиями на модели, представленной- неоднородными по проницаемости пластами, исследована динамика изменения показателей разработки горизонтальными скважинами без ГРП, с ГРП в двух участках и с двумя ГРП с горизонтальными трещинами и установлено, что при< последовательном многоступенчатом гидроразрыве- пласта1, с образованием трещин приток жидкости-увеличивается для одного ГРП с вертикальными трещинами на 12. 18%, для двух на 38. .40%, а для двух горизонтальных трещин с ГРП - на 42. .48%.

1 2

4. Путем статистической обработки данных ГРП по пластам АВ] " установлено, что для коллекторов с глинистостью более 15,5% до проведения ГРП необходимо провести разглинизацию коллектора с учетом межслойного распределения глин раствором хлористого аммония с расходом в объеме не менее 0,8. 1,1 м на 1 м перфорированной мощности:

5. Предложена методика определения эффективности ГРП по глубине трещины и приросту накопленной добыче нефти с учетом экономического показателя (накопленного чистого дисконтированного дохода предприятия), который является функцией от объема закачиваемого проппанта и затрат на проведение ГРП. Установлено, что порог оптимальной трещины с положительным экономическим показателем обеспечивается при глубине трещин от 160 до 220 м.

124

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Абдульмянов, Сергей Хамзянович, Уфа

1. A.C. № 1403700 от 01.04.1986 г. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи. / Закиров И.С., Пантелеев Г.В., Закиров С.Н.

2. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, (пер. с англ.), 1982. - 408 с.

3. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. Изд.: Техника, 2001. 191с.

4. Афанасьев В.А. Эксплуатация горизонтальных скважин газонефтяной залежи АС4-8 Федоровского месторождения / В.А. Афанасьев, В.Г. Денисов, А.Т. Юсупов //Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 103-105.

5. Балуев A.A. Перспективы бурения многоствольных скважин на месторождениях Сургутского свода // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 8. — С. 33-34.

6. Басарыгин Ю.Н. и другие. Исследование факторов и реализация мер долговременной эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Обработка призабойной зоны пласта химическими и физическими методами. Краснодар: Просвещение-Юг, 2004, кн. 1. -173 с.1 2

7. Бриллиант JI.C. Построение литологической модели горизонта ABi " Самотлорского месторождения / Л.С. Бриллиант, Ф.А. Шарифуллин, В.А. Баракин, В.М. Александров // Нефтяное хозяйство. 2000. - №9. - С. 10-16.

8. Батурин Ю.Е. Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопроницаемых коллекторов / Ю.Е. Батурин,* Н.Я. Медведев, В.'И. Сонич, А.Н. Юрьев//Нефтяное хозяйство. -2002. -№6.-2002. -С. 104-109.

9. Богданов В.Л. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении /В.Л. Богданов, Н.Я. Медведев // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 8. - С. 30-42.

10. Борисов Ю.П., Пилатовский В.И., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. -154 с.

11. Бриллиант Л.С. Основные результаты применения технологий по извлечению запасовнефти пласта'ABi1-2 «рябчик» / Л.С. Бриллиант, A.A. Клочков // Нефтепромысловое дело. 1997. - № 10. -23-26.

12. Владимиров И.В. Моделирование работы скважины в установившейся фильтрации в пространственно-неоднородном пласте / И.В. Владимиров, А.И. Фролов //s

13. Нефтепромысловое дело. 2003. — № 7. - С. 15-19.

14. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2004. - 216 с.

15. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2007 .- 360 с.

16. Гильманова Р.Х. Методы уточнения базы данных для формирования ГТМ. М: ВНИИОЭНГ, 2002. - 168 с.

17. Гиматутдинов» Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное пособие по проектированию * разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра, 1983. - 463 с.

18. Горбунов А.П. Возможность разработки низкопродуктивных коллекторов системой горизонтальных скважин / А.П. Горбунов, Д.П. Забродин, Т.А. Султанов, В.П.Табаков, Р.Н. Мухаметзянов // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 3. — С. 8-11.

19. Горобец Е.А. Результаты применения физико-химических технологий обработки призабойных зон на Самотлорском месторождении / Е.А. Горобец, М.А. Гапонов, А.П. Титов, С.Х. Абдульмянов // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3. - С.27-30.

20. Григорян А.Н. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. -М.: Недра, 1969.- 190 с.

21. Гриценко А.И., Зотов Г.А., Степанов Н.Г., Черных В.А.: Теоретические основы, применения горизонтальных скважин / Юбилейный сборник трудов, т. 2. М.: 1996. С. 71-82.

22. Громов В.Г. Опыт применения методики исследования трещинных коллекторов. /Тр. ВНИГРИ. 1963: - Вып. 214. - С. 44-48.

23. Джафаров И.С., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Применение метода-, ЯМР для описания обстановок осадконакопления терригенных пород. Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. 2003. — № 10.

24. Евченко B.C., Захарченко Н.П., Каган Я.М., Максимов В.П., Маринин Н.С, Сафиуллин М.Н. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. М.: Недра; 1986. - 278'с. 1

25. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. М: Регулярная и хаотическая физика, 2006. - 357 с.

26. Закиров И.С. Коррекция структуры формулы для КИН / И.С. Закиров, В.И. Корпусов // Нефтяное хозяйство, № 1,2006. — С. 62-63*

27. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами. Канд. диссертация, ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина, 1996.

28. Закиров С.Н.' Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М: Изд. Струна, 1998. 626 с.

29. Закиров С.Н:, Закиров И.С. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей. -М.: Изд: ИРЦ Газпром, 1996. 51 с.

30. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. ВИНИТИ, 2004. -520 с.

31. Закиров С.Н., Шандрыгин А.И., Нгуен Хыу Чунг: Процессы вытеснения в наклонных слоисто-неоднородных коллекторах. / Препринт № 9 ИПНГ РАН, Москва, 1991.

32. Иктисанов В.А. Определение оптимальной длины горизонтальных стволов скважин на двух залежах Ромашкинского месторождения / В.А. Иктисанов, Д.Г. Яраханова // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3. — С. 65-67.

33. Иктисанов В.А., Мусабирова Н.Х., Фокеева JI.X. Современные подходы к интерпретации КВД // Юбилейный сборник трудов ТатНИПИнефть, Москва, 2006. -С.108-115.■■. ' ' • ' . 127'.

34. Иктисанов-В.А., Фокеева Л.Х. Моделирование притока жидкости! к многоствольным скважинам Материалы науч.-практ конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти; газа и природных битумов. Проблемы^ их освоения». Изд-во КГУ. 2005: - С. 121-123.

35. Киселев Г1.В. Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин:/ Г1.В. Киселев, В.А. Махоров // Нефтяное хозяйство. 1998. -№2:-С. 22-24.

36. Ковшов; Г.Н:, Коловертнов Г.Ю. Приборы контроля пространственной ориентации скважин при бурении.- Уфа: Изд. УГНТУ, 2001. 228 с.

37. Кудинов В.И:, Богомольный?Е.И:, Дацик М.И., Малюгин В.М:, Сучков Б.М., Савельев

38. Курамшин P.M. Обобщение опыта разработки горизонтальными скважинами залежей нефти месторождений Западной Сибири / P.M. Курамшин, Я.В. Роженас, В.А. Величкова//Нефтепромысловое дело. 2002. - №21-С. 19-27.

39. Леонов В.А. Разукрупнение объектов разработки как метод повышения нефтеотдачи. Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. 2007. - № 18.

40. Литвин В.В. Анализ эффективности, применения гидроразрыва пласта на пластах пачки АВ Самотлорского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2008. - № 121. С. 26-28.

41. Литвин В.В. Оптимальные условия применения технологии ГРП на горизонтальных стволах скважин / В.В. Литвин В.В., С.Х. Абдульмянов, И.В. Владимиров, Н.И. Хисамутдинов // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ - 2010 - № 11, С. >

42. Луценко В.В. Оценка успешности использования капитальных вложений при проводке горизонтальных скважин / В.В. Луценко, Г.Г. Вахитов // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 9. - С. 21-25.

43. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М'.: Недра, 2000. - 525 с.

44. Лысенко В.Д. Проблемы разработки, нефтяных месторождений горизонтальными скважинами / Нефтяное хозяйство. 1997. - № 7. - С. 19-24. t

45. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений вертикальными и горизонтальными скважинами / Нефтепромысловое дело. 1999. - № 5. - С. 2-17.

46. Медведев Н.Я. Анализ применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Н.Я. Медведев, А.Г. Малышев, В.П. Сонич // Нефтяное хозяйство. -2001.- №9.-С. 58-62.

47. Медведев Н.Я. Анализ применения боковых» стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Н.Я. Медведев, А.Г. Малышев, В.П. Сонич // Нефтяное хозяйство. -2001.- №9.-С. 58-62.

48. Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. /Проектирование и разработка нефтяных месторождений. — Мат. науч.-практ. конф. — ЦКР, 6-8 апреля 1999 г. — М.: ВНИИОЭНГ, 1999. -С.116-135.

49. Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. /Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Мат. науч.-практ. конф. - ЦКР, 6-8 апреля 1999 г. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1999. - С. 116-135.

50. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Бравичев К.А. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири с учетом протекающих физических процессов / Наука и техника в газовой промышленности. Газпром ЭКСПО, 2010. № 1.-С. 87-91.

51. Мукминов И.Р. Гидродинамические аспекты разработки месторождений горизонтальными скважинами и скважинами с трещинами ГРП: дис. на соиск. уч. степ. канд. тех. наук / Мукминов Ильдар Р. Уфа, 2004. - 146 с.

52. Мукминов И.Р. Моделирование разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами: дис. на соиск. уч. степ. канд. тех. наук / Мукминов Искандер Р. Уфа, 2004. - 231 с.

53. Муртазина Т.М. Анализ опыта применения горизонтальной технологии в ОАО

54. Татнефть» // Нефть и капитал. 2005. - №5. - С.2-6.

55. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие.- Казань: Изд-во Казанск,ун-та, 2002.-596 с. ISBN 5-7464-0823-9.

56. Муслимов Р.Х. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин / Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов, Р.Т. Фазлыев // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 10. - С. 32-37.

57. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др.: Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. М.: ИРЦ Газпром, 1997. -30с.

58. Нуряев A.C. Бурение боковых стволов с горизонтальным участком из бездействующих добывающих скважин / A.C. Нуряев, A.A. Балуев, К.Н. Харламов // Нефтяное хозяйство.-2001.- №9.-С. 106-107.

59. Оганов С.А., Оганов Г.С., Позднышев- С.В. / Многозабойное бурение скважин -развитие, проблемы шуспехи. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - 60 с.

60. Оганов С.А., Оганов Г.С., Позднышев С.В. Технологические аспекты строительства радиально-разветвленных горизонтальных скважин/Бурение, 2001. -№ 10. С.6-12.

61. Пакет TEMPEST-MORE. Техническая документация, (пер. с англ.)

62. Патент РФ № 2176021, Е21В43/26, Е21В43/17 Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта / Сохошко С.К.; Грачев С.И. № 98111388/03 заявки; заявл. 11.06.1998; опубликовано 20.11.2001.

63. Патент РФ № 2362010 CI, Е 21В43/267, С 09К8/90. Способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины / Шульев Ю.В., Косяк А.Ю., Билинчук А.В., Бекетов С.Б. № 2007148286/03 заявки; заявл. 26.12.2007; опубл. 20.07.2009.

64. Проселков Е.Ю. Использование геонавигации для оперативного управления траекторией ствола горизонтальной скважины / Е.Ю. Проселков, Ю.М. Проселков // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 2. - С. 32-35.

65. Сагитов Д.К. Новый подход в области оценки эффективности применения горизонтальных скважин / Д.К. Сагитов, В.Ш. Шаисламов, А.Г. Кан, С.Х. Абдульмянов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2010. -№ 1. С.58-59.

66. Сарваров А.Р. Влияние расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин / А.Р. Сарваров, И.В.

67. Владимиров, О.С. Тюфякова, Т.Г. Казакова, В.В. Литвин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2008. - № 12. — С. 61-63.

68. Саттаров М.М., Мусин М.Х., Полудень И.А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИцентр ГКНТ СССР, 1991.-140 с.

69. Саунин В.И. Определение эффективности ГРП по данным замеров забойного давления на скважинах Самотлорского месторождения (пласт AB.1"2 «рябчик») / В.И. Саунин, И.П. Пуртова, А.К. Ягафаров // Нефтепромысловое дело. 2007. - №10. — С.22-24.

70. Саунин В.И. Эффективность строительства и эксплуатации горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении (пласт ABi1"2 «рябчик») / В.И. Саунин, М.А.

71. Шаламов, А.К. Ягафаров // Нефтепромысловое дело. 2007. -№11. — С.59-62.1 2

72. Сохошко С.Х. Оптимизация траектории добывающих скважин в интервале продуктивного пласта с учетом его анизотропии / С.Х. Сохошко, С.И. Грачев // Нефть и газ. 2000. - № 2. - С. 59-62.

73. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983.-463 с.

74. Стокли И.О. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта / И.О. Стокли, Р.Т. Дженсен // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1992. — № 4. — С 20-25.

75. Тазиев М.З. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов До и Д) Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки / М.З. Тазиев, М.Ш. Каюмов, М.М. Салихов, И.В. Владимиров // Нефтепромысловое дело. -2003.-№ 12.-С.9-14.

76. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения (в 14 томах). ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр", компания "ПетроАльянс Сервисис Компани

77. Федоров В.Н. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин / В.Н. Федоров, А.И. Шемуков, В.М. Мешков//Нефтяное хозяйство-2002. № 8.-С.92-94.

78. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. MOMA НПО, 2000. 525 с.

79. Хисамов P.C. Опыт строительства и эксплуатации многозабойных скважин / P.C. Хисамов, P.P. Ибатуллин, И.Н. Хакимзянов, Р.Т. Фазлыев // Нефть и жизнь — 2005. -№3.-С. 42-43.

80. Хисамутдинов Н.И. Обоснование рациональной разработки многопластовогоместорождения системой горизонтальных скважин / Н.И. Хисамутдинов, О.И.

81. Буторин, М.З. Тазиев, P.C. Хисамов // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 8 — С. 60-62.1 2

82. Чирков В.М. Кинетика поражения коллекторских свойств пласта и учет ее влияния на показатели разработки нефтяных залежей. Автореферат дисс. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. М., 2009, 26 с.

83. Шаламов М.А. Интенсификация притока пластового флюида на стадии строительства скважин на Самотлорском месторождении (пласта ABj1"2 «рябчик»)/ М.А.Шаламов, В.И. Саунин, А.В. Карасев // Нефтепромысловое дело. 2003. - №10. — С. 18-22.

84. Hang В.Т., Ferguson W.I., Kudland T. "Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?" / Paper SPK 22929 presented at the ATCK. Dallas, 1991, Oct. 6-9.

85. Hang B.T., Ferguson W.I., Kudland T.: "Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?"/ Paper SPE 22929 presented at the ATCE. Dallas, 1991, Oct.6-9.

86. Joshi, S.D., Y.: "Horizontal well application: reservoir management"./ Paper SPE 37036 presented at the 2nd International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Nov.18-20, 1996.

87. Joshi, S.D.: "Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells". // JPT, № 6,1988,p.729-739.

88. Joshi, S.D.: "Horizontal wells: successes and failures". // Journ. Of Canad. Petrol. Technology, vol.33, №3, 1994, p.15-17.

89. Joshi, S.D.: "Methods calculate area drained by horizontal wells". // Oil and Gas Journal, Sept.17, 1990, p.77-82.

90. Joshi, S.D.: Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company, Tulsa, 1991. -533 pp.

91. Shirif E., Elkaddifi K., Hzomek J.J.: "Waterflood performance under bottom water conditing: experimental approach". // SPE Reservoir Eval. and Eng., vol. 6, № 1, 2003, p. 28-33.

92. Yeung K., Farong Ali S.M.: "How to waterflood reservoirs with a water leg".//JCPT, №1, 1994.

93. Yeung K., Farong Ali S.M.: "Waterflooding reservoirs with a water leg using the dynamic blocking process". // JCPT, №7, 1995, p. 50-57.

94. УТВЕРЖДАЮ Главный инженер ^-Нижневартовск» |>.и. СарваровЖР.1. Акто внедрении рекомендаций диссертационной работы Абдульмяпова Сергея Хамзяновича

95. Повышение эффективности притока нефти к горизонтальной скважине комбинированнойтехнологией.многоступенчатого гидроразрыва пласта»,„выдвинутой на соискание ученой степеникандидата технических наук. ;

96. Комиссия в составе Сарварова А.Р. главного инженера ОАО «ТНК-Нижневартовск»,f

97. Выбор объекта для внедрения рекомендаций;t !

98. Характеристика рекомендаций предложенных к внедрению

99. Таким образом, реализация рекомендаций диссертационной работы Лбдульмянова С.Х. дала значительный технологический и экономический эффект.

100. Главный геолог ОАО «ТНК-Нижневартовск», к.т.н. . с^л^-^к В В. Литвин

101. Началышк отдела разработкиместорождений ОАО «ТНК-Нижневартовск» —4 М.В. Самойлов

102. Директор департамента управления инвестициями ./и активами ОАО «ТНК-Нижневартовск» ¿V Черных/

Информация о работе

Абдульмянов, Сергей Хамзянович
кандидата технических наук
Уфа, 2010
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности притока нефти к горизонтальной скважине комбинированной технологией многоступенчатого гидроразрыва пласта - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы