Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение продуктивности скважин на основе идентификации механизмов изменения фильтрационных свойств гранитоидного коллектора месторождения белый тигр

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение продуктивности скважин на основе идентификации механизмов изменения фильтрационных свойств гранитоидного коллектора месторождения белый тигр"

РОССИЙСКИМ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им ИМ ГУБКИНА.

на правах рукописи УДК 622 276 5 001 5

ХА МИНЬ ДЫК

ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ИДЕНТИФИКАЦИИ МЕХАНИЗМОВ ИЗМЕНЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ГРАНИТОИДНОГО КОЛЛЕКТОРА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ

ТИГР.

25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой ст« кандидата технических наук

ооз1сад^

Москва-2007

003174639

Работа выполнена на кафедре Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа имени И М. Губкина

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Н Н Михайлов (РГУ нефти и газа им И М Губкина)

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

В В Стрельченко (РГУ нефти и газа им И М. Губкина) - кандидат технических наук В В Пльпшн (ОАО Зарубежнефть)

Ведущая огранизация Институт проблем нефти и газа РАН.

Защита состоится « ОС » -/^Я^лЪ 2007г в //5 часов, ауд */ на заседании диссертационного Совета Д 212 200 08 по защите диссертаций на соискание ученой степеш! кандидата технических наук при Российском государственном университете нефти и газа имени И М Губкина по адресу Москва, В-296, ГСП-1,119991, Ленинский проспект, д 65

С диссертацией можно ознкомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И М Губкина

Автореферат разослан «Об >>^У^/£/£2007г Ученый секретарь

диссертационного Совета /7 Б Е Сомов

дтп, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Месторождение Белый Тигр расположено аа шельфе Южного Вьетнама Основным объектом разработки являются гранитоидные коллекторы кристаллического фундамента Эти коллекторы образовались из первоначально плотных и непроницаемых пород фундамента под действием выветривания, тектонических и гидротермальных процессов В результате сформировался особый тип коллектора, проницаемость которого определяется системой трещин, измененных гидротермальными явлениями

Первоначально высокие дебитьг скважин имеют тенденцию к снижению в процессе эксплуатации и для подержания запланированного уровня добычи нефти реализуется широкий набор различных технологий повышения производительности скважин Эффективность применяемых технологий зависит от степени их адекватности состоянию околоскважинных зон гранитоидного коллектора Аналогов разрабатываемых месторождений с таким типом коллекторов нет Поэтому нет и обоснованных технологий повышения производительности скважин, адекватных строению гранитоидных коллекторов и характеру их поражения в околоскважинных зонах Имеющийся опыт повышешы производительности скважин на месторождении Белый Тигр не проанализирован с позиций специфики изменения фильтрационных свойств в уникальных гранитоидных коллекторах

Решение задачи повышения производительности скважин на месторождении Белый Тигр позволит сохранить высокие темпы добычи нефти в течении всего периода разработки месторождения, определяемого сроком эксплуатации морских платформ Соответственно задача обоснования эффективных технологий повышения производительности скважин является актуальной для рассматриваемого месторождения

Цель работы

Обоснование технологий повышения продуктивности скважин, адекватных строению и механизмам изменения фильтрационных свойств гранитоидного коллектора месторождения Белый Тигр

Основные задачи исследования

1 Выявление особенностей строения гранитоидных коллекторов месторождения Белый Тигр, влияющих на проницаемость трещинной системы и производительность скважин.

2 Обоснование механизмов изменения фильтрационных свойств гранитоидного коллектора в околоскважинных зонах

3 Обоснование специфических особенностей влияния деформирования гранитоидных коллекторов на производительность скважин

4. Разработка методики идентификации механизмов изменения фильтрационных свойств в гранитоидном коллекторе месторождения Белый

Тигр и анализ их влияния на эффективность технологий повышения производительности скважин месторождения Белый Тигр

5 Обоснование эффективных технологий повышения производительности скважин на месторождении Белый Тигр, адекватных строению и механизмам изменения фильтрационных свойств гранитоидных коллекторов месторождения Белый Тигр

Научная новизна диссертационной работы

1 Детализация типа трещинных систем гранитоидого коллектора на Центральном и Северном сводах месторождения Белый Тигр позволившая обосновать различия в значениях продуктивности скважин и степени поражения коллектора в околоскважинных зонах

2 Экспериментально и теоретически изучена зависимость трещинной проницаемости от перепада давления для гранитоидного коллектора

3 Разработана методика идентификации механизмов поражения пласта на основе использования разновременных индикаторных диаграмм

4 Изучены особенности механизмов поражения гранитоидного коллектора на месторождении Белый Тшр и определены механизмы улучшения фильтрационных свойств при реализации технологий повышения продуктивности скважин

5 Показаны возможности выявления эффективных технологий повышения продуктивности скважин на основе идентификации механизмов изменения фильтрационных свойств гранитоидных коллекторов

Защищаемые положения

1 Уточнение структуры и характеристик трещинной проницаемости гранитоидного коллектора месторождения Белый Тигр

2. Анализ и детализация влияния характеристик трещинной проницаемости и механизмов поражения гранитоидного коллектора на производительность скважин месторождения Белый Тигр

3 Возможности обоснования технологий повышения

производительности скважин на основе идентификации механизмов поражения и улучшения фильтрационных свойств гранитоидного коллектора месторождения Белый Тигр

Методы решения поставленных задач

Геолого-промысловый анализ продуктивности скважин и показателей разработки месторождения Белый Тигр Анализ результатов стационарных гидродинамических исследований при реализации различных технологий повышения продуктивности скважин Лабораторный и теоретический анализ изменения проницаемости трещинных систем при изменении пластового давления Гидродинамический анализ влияния околоскважиных зон на производительность скважин Результаты промысловых экспериментов по реализации различных технологий повышения продуктивности скважин Практическая ценность и реализация результатов работы Установленные особенности проявления трещинной проницаемости гранитоидных. коллекторов на Центральном и Северном сводах позволят

дифференциированно подходить к выбору оптимальных технологий повышения продуктивности скважин

Выявленные факторы влияния деформации на продуктивность скважин позволят наиболее эффективным образом выбирать режимы эксплуатации скважин при интенсификации добычи

Разработанная методика идентификации механизмов поражения пласта может быть использована для обоснования эффективных технологий повышения продуктивности скважин на других месторождениях, обладающих трещинной проницаемостью Апробация работы

Основные положешм и результаты, полученные в диссертационной работе, докладывались на следующих конференциях «Молодежная наука -нефтегазовому комплексу», РГУ им ИМ Губкина, 30-31 марта 2004г, Москва, Научная конференция МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук», часть VI, 26 - 26 ноября 2005г , Москва - Долгопрудный -Жуковский

Основные положения диссертации обсуждались на семинарах кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа им И М Губкина и на секции НТС Центральной Геофизической Экспедиции Объем работы

Работа содержит введение, 4 главы, заключение, приложение и список используемой литературы

Общий объем работы составляет 167 страниц, в том числе 18 таблиц, 85 рисунков и список используемой литературы из 71 наименования

Работа выполена на кафедре Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа им ИМ Губкина

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителью д т н, акад. РАЕН проф Михайлову Н Н за постоянное влияние и неоценимую помощь при выполнении работы, зав кафедрой РиЭНМ проф Мищенко И Т и всему коллективу кафедры за помощь и поддержку

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и основные задачи исследаваний

Глава 1. Геолого-физические особенности месторождения Белый Тигр.

В данной главе содержится анализ геолого-физических особенностей, тектонического строения, нефтеносности, и состояния разработки месторождения Белый Тигр

На месторождении Белый Тигр выделяются Северный, Центральный и Южный своды, а также погруженный Восточный свод и Западное крыло Границы между сводами не выражены Гипсометрически самым высоким

является Центральный свод (абсолютная глубина -3050м) Оценка запасов нефти в залежи фундамента проводилась объемным методом раздельно по сводам Выделение сводов устанавливалось на основе гидродинамической связи скважин, определяемой по результатам анализа изменения пластового давления по скважинам По большинству сводов контур залежи принимается на абс отметке -4450м (от -3250 до -4450) По Центральному своду наиболее низкие отметки интервалов, в которых наблюдались прямые признаки коллектора -4848 т -4888м В скважине 905 отметка подошвы интервала с вторичной пустотностью составляет -5009м

Ни в одной из опробованных скважин, включая самые глубокие скважины 905 и 484 (абс. отметка -5000м), пластовой воды получено не было Это свидетельствует о том, что залежь нефти фундамента до отметки -5000м (самой нижней предполагаемой глубины залегания пород-коллекторов) подошвенной воды не имеет

По минеральному составу коллектор фундамента представлен магматическими породами гранитами, гранодиоритами, кварцевыми диоритами, мондодиоритами, амфиболовыми лейкодиоритами и др В различной степени породы фундамента изменены вторичными процессами (тектоническая, гидротермальная деятельность, процессы выветривания), которые и сформировали пустотное пространство Среди вторичных минералов, заполяющих трещины, широко распространены кальцит и цеолит

Сводовая часть структуры осложнена большим количеством более мелких дизъюнктивных нарушений преимущественно северо-восточного простирания протяженностью от сотни метров до нескольких километров Их простирание параллельно простиранию основных разломов либо расположено к ним диагонально Эти разломы являются проводящими, а не являются границами сводов

Наряду с крупными продольными разломами северо-восточного простирания протяженностью несколько десятков километров и амплитудой 1500-1600м, внутри массива условно трассируются многочисленные мелкие нарушения Выявлено от 3 до 5 генераций трещинности с углами падения от 85° до 15°

Полученная информация с помощью каротажных сканеров о трещинности разреза плохо коррелируется с данными ГИС, и, что самое главное, с данными о приточности В то же время по данным сканирования отмечается, что интенсивность развития трещинности по стволу пробуренных скважин имеет четко выраженную зональность Зоны повышенной трещинности чередуются с зонами плотных пород С глубиной от кровли фундамента объем плотных пород возрастает В зонах плотных пород отмечаются также «семейства» трещин, которые создают в залежи фундамента единую по всей толще гидродинамическую систему Анализ трещиных систем показал, что для Центрального свода характерно наличие от 3 до 5 генераций трещин с углами падения от 15 до 85°, причем преобладающими являются трещины с углами падения 50-80° Для Северного свода выделяются две основные генерации трещин с углами падения 30-47° и 50-75°

В керне всех скважин, вскрывших фундамент, так же наблюдаются трещины Их ширина колеблется от 0,1-0,2мм до 3-4мм, иногда до 2-Зсм, как правило, они частично или полностью залечены вторичными минералами, в основном, кальцитом и цеолитом

Пустотное пространство пород, под микроскопом представлено кавернами, порами и трещинами выщелачивания, тонкими извилистыми трещинами на контактах ксеноморфных зерен с более крупными трещинами дробления Преобладающие размеры трещин в шлифах колеблются в пределах 0,1-2,25мм по длине и 0,01-0,1мм по ширине, иногда их размеры достигают 715мм по длине и 0,6мм по ширине Преобладающие размеры пор в шлифах составляют 0,01-0,07мм, каверн 0,5- 1,5мм Изучение пустотности показало, что с глубиной степень пустотности уменьшается Проведенный анализ показал, что пустотное пространство имеет иерархическое строение и может быть охарактеризовано двумя основными масштабами элементов отличающихся друг от друга по пустотности и проницаемости

- макротрещнно-каверновая пустотность, являющаяся основными путями для фильтрации флюидов

- микротрещиная пустотность в части прилегающей к макротрещинам Трещинные коллекторы в породах кристаллического фундамента

являются новым типом коллектора, значительно отличающимся от трещинных коллекторов в терригенных и карбонатных отложениях В результате проведенных геологоразведочных работ не получена достоверная оценка запасов месторождения, поэтому запасы постоянно корректируются по мере их выработки

На месторождении Белый Тигр систематически проводятся промысловые и гидродинамические исследования Поднятый керн характеризует матрицу коллектора сложного типа, имеющего в основном микроструктуру Макропустоты, более крупные трещины и каверны, в керне не представлены Они имеют размеры не соизмеримо больше по сравнению со стандартными образцами, используемыми при петрофизических исследованиях Коэффициент пустотности по керну изменяется от 0,4% до 18%, при среднем значении 2-2,2% Газопроницаемость изменяется от 0,01 до 1000 мД и выше, что связано с попаданием отдельных трещин в образцы По большим шлифам средневзвешенные значения диаметров пор 47мкм, каверн 414 мкм

Трещинный коллектор характеризуется крайне неоднородным строением, как по площади, так и по толщине продуктивных пород По площади структуры имеются поля относительно низкой, высокой и маловероятной продуктивности В скважинах наблюдается чередование на разных глубинах проницаемых и плотных интервалов, как правило, не коррелируемых между скважинами В то же время, гидропрослушивание скважин и замеры пластовых давлений в разных частях структуры и разреза Центрального свода показывают, что происходит эффективное перераспределение пластового давления в объеме залежи Это дает основание предположить, что основная часть продуктивной толщи

Центрального свода хорошо контролируется развитой системой трещин Северный свод разбит на блоки, гидродинамическая связь между которыми затруднена

Гидродинамические исследования методом гидропрослушивания, так же показали эффективную гидродинамическую связь в гранитоидном массиве Белого Тигра в вертикальном и горизонтальном направлениях Об этом свидетельствуют замеры пластовых давлений в разных частях структуры и разреза, которые дают, как правило, величины одного порядка, не зависимо от положения в массиве интервала замера и времени ввода скважины в эксплуатацию

Обобщение данных по динамике изменения пластового давления в процессе разработки проведенное в СП «Вьетсовпетро» выявило следующие закономерности

1. Текущее пластовое давление по различным скважинам, расположенным на участке Центрального свода фундамента в разных пластах на разных глубинах с очень малым разбросом укладываются в общую динамику приведенного давления по залежи независимо от времени ввода скважины в эксплуатацию

2. В Северном своде единой динамики падения пластового давления не наблюдается

Таким образом, общие тенденции падения пластового давления на Центральном своде месторождения Белый Тигр соответствуют аналогичным тенденциям наблюдения на месторождении с классическим типом трещинных коллекторов и проявляется в формировании единого поля давлений по объему крупных сводов залежи

Глава 2. Анализ факторов, влияющих на продуктивность скважин месторождения Белый Тигр.

При вскрытии гранитоидного коллектора на месторождении Белый Тигр отмечались катастрофические поглощения промывочной жидкости, составляющие десяти кубических метров Это обусловило значительную загрязненность околоскважинных зон

Наибольший объем добытой нефти приходится на скважины, расположенные в Центральной части свода залежи фундамента, в зоне максимальных нефтенасышенных толщин Максимальные значения текущих дебитов нефти отмечаются в скважинах, расположенных в Центральной и Юго-западной частях свода залежи фундамента

Анализ результатов исследований профилей притока в скважинах методами термометрии и дебитометрии позволил выявить следующие особенности распределения зон с наличием интервалов притока или приемистости по продуктивному разрезу фундамента

- самый верхний интервал (абсолютная отметка минус 3050-3100м) характеризуется максимальной долей нефтеносных коллекторов - 85% (по данным ГИС) и 68% работающих мощностей (по данным профилей притока),

— вся остальная толща кристаллических гранитоидов, ниже абсолютной

отметки минус 3100м, характеризуется существенно меньшей долей нефтеносных коллекторов Эта 1400-метровая толша содержит основные запасы нефти, хотя по данным ГИС пористость коллекторов, сравнительно, невелика и составляет 2-3%,

- Выделяется два интервала с повышенными значениями продуктивности по разрезу Более продуктивной частью разреза является интервал от кровли фундамента до абсолютной отметки минус 3500м. Менее продуктивным является интервал в абсолютных отметках от минус 4200 до 4500м

Определение коэффициентов продуктивности скважин показало следующие закономерности

Для скважин Северного свода продуктивность значительно ниже, чем для скважин Центрального свода Характерен широкий диапазон значений продуктивности, что, связано, с одной стороны с качеством вскрытия и степенью загрязнения околоскважшшых зон, а с другой с особенностями геологического строения разреза вскрытой толши продуктивных отложений.

Рост коэффициента продуктивности после освоения скважин во времени наиболее наглядно иллюстрирует скважина 422 Здесь имеет место рост коэффициента продуктивности при снижении депрессии на пласт Это явление очевидно связано с очисткой засоренной при вскрытии околоскважинной зоны По остальным исследуемым скважинам имеет место тенденции к снижению коэффициента продуктивности во времени По скважинам Северного свода эта тенденция выражена более ярко

Установлена зависимость коэффициента продуктивности от депрессии Зависимость единообразная для Центрального и для Северного сводов Однако диапазоны изменения продуктивности для Северного и Центрального сводов различны Для Централього свода коэффициент продуктивности падает от величины порядка 650т/(сут атм) при депрессии порядка 1атм, до величины порядка 50г/(сут атм) при депрессии около 13атм Диапазон падения продуктивности около 600г/(сут.атм) Обращает на себя внимание факт почти 10 кратного снижения продуктивности при изменении депрессии всего на 12 атмосфер Такое аномальное поведение продуктивности ранее не отмечалось ни для каких известных пластов с трещинным типом пористости Очевидно, что это явление связано с аномальной чуствительностыо проницаемости трещинной системы изучаемого месторождения к увеличению депрессии

Для Северного свода характерны высокие депрессии при освоении скважин При малых депрессиях скважины вообще не осваиваются. После 1990г депрессии на пласт равномерно снижились, а коэффицент продуктивности либо стабилен либо имеет тенденцию к снижению.

Для характеристики поражения пласта использовались значения параметра ОП (отношение продуктивности с изменением фильтрционных свойств пласта в околоскважинных зонах к продуктивности того же пласта с природным фильтрционным свойствам) и скин фактора (в), определенные по результатам гидродинамических исследовании скважин

Анализ значений параметра ОП показал, что в среднем около 60% скважин имеют значения ОП = 0-0,2 - это указывает на более чем пятикратное снижение фактической продуктивности по сравнению с потенциальной По сводам ситуация отлична от средней

На Центральном своде большая часть скважин имеет фактическую производительность лишь в 2 раза и менее снижению по сравнению с потенциальной А на Северном своде 60% скважин имеют фактическую производительность в 5 и более раз меньше потенциальной

Анализ значений скин-фактора указывает на значительные положительные величины этого параметра Так в целом более половины скважин, вскрывших фундамент, имеет значение этого параметра от 0 до 60, а на Центральном своде более 10% скважин имеют значения скин-фактора в диапозоне 0 - 60. На Северном своде почти половина скважин имеет значения скин-фактора 0-60

Сопоставление значений параметра ОП по обсаженным и необсаженным скважинам показывает, что в необсаженных скважинах наиболее вероятные значения ОП существенно меньше, чем в обсаженных

Следующая часть работы посвящена обоснованию характеристик трещинной проницаемости гранитоидных пластов Известно, что типы трещинности пласта могут быть охарактеризованы параметрами отдельных трещин и характеристиками трещинной системы в целом Соответственно трещинная проницаемость может быть оценена, исходя из параметров отдельной трещины, системы трещин и объема, пронизанного системой трещин

Как отмечалось в главе 1 в гранитоидном коллекторе выявлнена определенная генерация трещин

В работе дается анализ трещинной проницаемости исходя из ее представлений в виде отдельных трещин и трещинных систем Расматриваются формулы проницаемости для отдельных гладких и шероховатых трещин Показано, что такое предстваление адекватно проницаемости генерации трещин лишь в определенном направлении В других направлениях проницаемость равна нулю, так как трещины гидродинамически не взаимодействуют друг с другом Аналогично проявляют себя трещинные системы, состоящие из серии параллельных трещин, направление простирания которых совпадает с направлением градиента потока

Всесторонних исследований параметров трещинных систем на Белом Тигре не проводилось. Однако имеются близкие по геологическим условиям характеристики трещинных систем в гранитах В частности есть данные, полученные в шахте в Марняк и в Бассиес (Франция)

Эти исследования показали, что в 1ранитах могут образовываться трещины различных размеров от мелких трещин типа диаклаз до крупных разломов, которые пересекают гранитные массивы и продолжаются в окружающих породах Анализ этих исследований показал

— крупные разломы обычно проходят через зоны с самой большой трещиностью и стремятся соединять те зоны, которые находятся почти на

одной линии по ходу их направления,

- иногда разломы проходят через зоны со средней и слабой трещиностью,

- и наконец, лишь в отдельных редких случаях, зоны с очень большой трещиностью могут распологагься за пределами линии крупных разломов

Следовательно, для гранитов очевидно существует взаимосвязь между линией крупных разломов и зонами высокой и средней плотности трещин

Из проведенного анализа можно заключить, что для гранитных массивов характерны иерархические системы трещин - крупные трещины оперяющиеся средними, средние более менкими и т д Общая плотность трещин уменьшается по мере удаления от самых крупных трещин

Трещинные системы могут быть образованы трещинами различной протяженности и связанности При анализе проницаемости трещиииых систем обычно принимается допущение о бесконечной протяженности каждой отдельной трещины относительно рассматриваемого элемента пласта Эти допущения во многих случаях не соответствуют реальной ситуации

Для системы трещин бесконечной протяженности существует порог, определяемый плотностью и фильтрационной протяженностью трещин, ниже которого система трещин в масштабах пласта непроницаема

Наличие порога перколяции в трещинных системах позволяет идентифицировать трещинные системы относительно значений этого порога При этом можно выделить следующие состояния трещинных систем

1 Плотность трещин в системе меньше порога перколяции В этом случае система является непроницаемой (те не имеет внутренней связности)

2 Плотность трещин близка к порогу перколяции В этом случае система может стать проводящей при незначительном увеличении концентрации трещин

3 При плотности трещин, выше порога перколяции, долей непроводящих трещин в такой системе можно пренебречь.

Проведенный анализ показал, что трещинные системы Центрального свода характеризуются высокой степенью региональной гидродинамической связности. Трещинные же системы Северного свода очевидно характеризуются лишь локальной связанностью

Из проведенного анализа ясно, что общепринятые представления проницаемости через параметры проводимости отдельных трещин или систем, изолированных трещин, не соответствуют трещинным системам месторождения Белый Тигр Трещины на месторождении частично заполнены кальцитом и цеолитом и очевидно существуют природные и технологические условия, которые могут трансформировать проводящую трещинную систему в непроводящее состояние.

Для описания трещинных систем гранитоидного коллектора месторождения Белый Тигр предложено использовать фрактальное представление Оно основано на том, что пространственная неоднородность распределения трещин по размерам, ориентации и сообщаемости друг с другом

зависит от масштаба рассматриваемого элемента залежи В гомогенном коллекторе, содержащем большое количество трещин с различными характеристиками, радиус корреляции вариации проницаемости мал и характеризуется масштабами керна или масштабами геофизических исследований скважин Такая проницаемость характеризуется величиной, не зависящей от объема пласта В этом случае значения трещинной проницаемости по керну, геофизике или по обнажениям пород окажутся близкими. Однако на месторождении Белый Тигр это условие не выполняется

Если предположить, что единичный элемент трещинного фрактала содержится в поровом объеме Vs (г—>rs, где. rs - радиус скважин), то в единице объема трещинного пласта, окружающего скважину, будет т](г) элементов трещинного фрактала При условии постоянства толщины пласта (h) Трещинная проницаемость фрактальной трещинной системы (Kf) будет (Gefen, 1983, Chany J and Yortosos Y С, 1990)

Kf{r)=~

J \ / /-j

v-z

2 як

f ^d,-2-9

r

Vrs У

(1)

где 11- толщина пласта, а, % - постоянные коэффициенты, в - коэффициент, характеризующий структуру трещинной системы, с1г - фрактальная размерность пласта, г - расстояние от оси скважины

В соотношении (1) проницаемость пропорциональна отношению радиуса, отсчитанного от оси скважины к радиусу г8 в степени (а) (а = с^ - 2 -в), при этом а > О С ростом радиуса проницаемость рассматриваемого объема расчет

Соотношение (1) соответствует очень большому (бесконечному) радиусу корреляции Реальные вариограммы характеристик трещинной системы очевидно имеют нижний и верхний пределы изменения Нижний соответствует размерам керна (ЬО, на котором определяется проницаемость Верхний соответствует расстоянию между двумя точками, за пределами которого значения характеристик трещинной системы уже не являются взаимосвязанными в статистическом смысле (Ь2)

С учетом сказанного получим выражение для нормированной фрактальной проницаемости К/(г) /

Kf{r)=Kr

,r<L2 (2)

где Кг - значение проницаемости по керну (проницаемость, нормированная относительно опорной длины Ь, = Ц), сЦ - фрактальная размерность

Фрактальное представление проницаемости позволяет охарактеризовать проницаемость трещинных систем, возникающую на различных масштабных уровнях В частности трещинная проницаемость оказыавется пропорциональной расстоянию, отсчитанному от скважин или от крупных трещин

Опираясь на фрактальное представление проницаемости (1) получим выражение для дебита скважины (<3) в пласте с трещинной проницаемостью

Л К'г(г)„ йР

0. =—-(3)

М ^г г * г5

где Б - площадь притока в скважину

Из уравнения видно, что дебит скважины О прямо пропорционален объемому, занятому трещинами, значит, чем ближе находятся скважины относительно крупных разломов, которые обычно проходят через зоны с самой большой трещиносгью и стремятся соединять эти зоны, тем больше должны получиться дебиты в этих скважинах

Проведенный в работе анализ однако показал, что для гранитоидного коллектора положение скважины относительно крупных трещин не влияет на производительность скважин. Это звязано с поражением гранитоидного коллектора Установлено, что степень поражения (значения параметров ОП, Б) зависит от расстояния до крупных трещин Из проведенного анализа следует, что влияние трещинной системы и поражение коллектора необходимо учитывать в комплексе

Глава 3. Влияние деформации гранитопдных коллекторов на проницаемость и производительность скважин.

Известно, что на производительность скважин помимо чисто геологических факторов - таких как трещинная прошщаемость, мощность пласта, природные свойства нефти, существенное влияние оказывают и технологические факторы Наиболее сильно влияние технологических факторов проявляется в непосредственной близости от ствола скважины

(}я м'/сут

Рис 1 Индикаторные диаграммы по скважинам фундамента Центрального свода

Влиянием деформации в околоекважинных зонах на производительность скважин обычно пренебрегают Однако для гранитоидных коллекторов Белого Тигра индикаторные кривые имеют характерный криволинейный вид с загибом к оси ДР. Это связано с сильным влиянием деформации на производительность скважин при забойных давлениях намного выше давления насыщения нефти газом (рис 1)

В случае однофазной фильтрации для одновременного учета влияния деформации и засорения в околоскважинной зоне на дебит нефтедобывающих скважин Н Н Михайловым и М В Зайцевым предложено введение специальных функций давления и радиуса Пусть Ар) и А(г) функции, описывающие относительное изменение проницаемости в результате деформации/^,) и загрязения Л(г) Тогда проницаемость представляется в виде

к{г,р) = к0/{р)А{г), где к0 - природная проницаемость пласта по нефти,

к0 кй

Тогда дебит нефтедобывающей скважины с учетом влияния загрязнения и сжимаемости может быть найден из следующей формулы

где

р<

гА{г) ц

Ро Рк — давление на забое скважин и на контуре питания; га гк — радиус скважин и контура питания соответственно

Как следует из приведенных соотношений дебит скважин зависит от функции Цр), которая характеризует уменьшение проницаемости при изменении пластового давления

В работе для определения вида зависимости к(р) были проведены экспериментальные и теоретические исследования Проницаемость по керну на месторождении Белый Тигр изменяется в большом диапазоне, от единиц до нескольких тысяч мД Было проведено исследование взаимосвязи пористости и проницаемости испытуемых образцов при различных значениях эффективных напряжений Показано, что для гранитоидов Белого Тигра такая связь отсутствует и известные зависимости к(р), для карбонатных и терригенных трещинно-поровых коллекторов на месторождении Белый Тигр не приемлены

На основании теоретического анализа и на основании анализа экспериментальных исследований керна было показано, что для гранитоидов имеется два типа зависимостей к(р) Первый - экспоненциальная зависимость, которая типична для карбонатных пластов со сложным типом пористости Второй тип соответствует зависимости корня кубического из отношения проницаемостей от логарифма отношения напряжений Этот тип зависимости

характерен для чисто трещинных пластов с шереховатыми берегами трещин Для удобства это соотношение было представлено в виде (К/Ко)ш =1+3 1пр!ро (ро, р - исходное и текущее давление) По данным лабораторных исследований значение параметра |3 менялось от 0,047 до 0,22.

Следующим этапом исследования был анализ промысловых данных Проанализированы индикаторные диаграммы (кривые) (ИК) по скважинам фундамента Белый Тигр и выделено 4 типа ИК Как видно из рис 1, все ИК скважин имеют искривленный вид, следовательно индикаторные кривые не подчиняется линейному закону Дюпюи Анализ ИК показал, что деформация оказывает влияение на производительность скважин даже при небольших перепадах давления

Глава 4. Повышение продуктивности скважин на основе идентификации механизмов поражения в гранитоидном коллекторе.

Как следует из предыдущего раздела на месторождении Белый Тигр снижение продуктивности скважин определяется засорением коллектора при его вскрытии и эффектами деформации при эксплуатации скважин

Сильное влияние на продуктивность гранитоидных коллекторов оказывает технология их вскрытия бурением Снижение продуктивности скважин происходит и в процессе их эксплуатации Анализ динамики продуктивности скважин указывает на явную тенденцию к ее снижению в процессе эксплуатации Эта тенденция наиболее сильно выражена на Северном своде, где наблюдается крутой тип падения дебитов во времени На Центральном своде происходят более пологое падение дебитов

По результатам исследований на месторождении Белый Тигр были получены ИК в различное время, которые изменяют свой вид, а так же значения дебитов при фиксированных значениях депрессии Интерпретация ИК на основе стандартных методик невозможна Для анализа причин снижения продуктивности необходима идентификация механизмов поражения и дифференциированный анализ потерь производительности как за счет загрязнения так и за счет деформации коллектора

Из (4) следует, что зависимость дебита Q от перепада давления ДР проявляется через зависимость дебита от функции Ф(Ар) Индикаторные диаграммы можно представить в виде

Q = А * Ф (Ар) , где А = у J f ) (5)

Считая A const, получаем однозначную зависимость дебита от функции сжимаемости пласта Для нелинейной зависимости (5) использование индивидуальных индикаторных диаграмм для оценки А невозможно Поэтому в работе для идентификации механизмов поражения пласта предложен специальный подход, основанный на введении нормированных индикаторных диаграмм Рассмотрены типичные случаи

1) Изменение значений функции засорения во времени и постоянство значений функции сжимаемости

Ф (Ap,t) ^ Ф (Ар) , A(rc,r,,t) = -— (9

~ \ГС , rK ,1 )

2) Измене1ше функции сжимаемости при не изменной функции загрязнения.

А(г,Г) s Л(г) , Ф (t. Ар) = Ф (f, Ар) (7)

Нормированные индикаторные диаграммы

Рассмотрим индикаторные диаграммы в координатах g(Ap) = Ар G(Ap

шах ) Ар

шах

В отличии от линейного случая соотношение дебитов при различных депрессиях, полученные в различное время несет в себе информацию о сжимаемости пласта

При Л(гс,г.,0 = —-—, а ф (Др.г) = Ф (ДР)

* V Гс > ' ' )

нормированные индикаторные диаграммы определяются

6 = _ г Ф(Ар) (8)

б™ iK'i.r.,*)*®^,«) Ф(Арга»)

ГДе Г = V{r,r,t) = ' > = conii

6

Из последнего соотношения следует величиа —- является

Ар

однозначной функцией от —-. Это обстоятельство было использовано в

ДР m»

работе для оценки вида зависимости /(р) по индикаторным диаграммам, полученным в различное время С использованием метода нормированных индикаторных диаграмм была проведена идентификация механизмов поражения на Центральном и Северном своде фундамента месторождения Белый Тигр

Центральный свод Для идентификации использовались ИК по скважинам 411, 403, 431, 422, 419, 430, 412 Эти скважины расположены в различных участках свода Orra характеризуются отличающимися друг от друга ИК Нормированные ИК оказались близкими и с небольшими погрешностями, они группируются вокруг «усредненной» ИК. Совпадение нормированных диаграмм для различных скважин Центрального свода указывают на идентичность функций деформации в различных участках Центрального свода.

На Северном своде нормированные ИК в отличии от диаграмм Центрального свода дают большой разброс от усредненной ИК Это позволяет сделать вывод о сильной изменчивости деформационных характеристик гранитоидов на Северном своде

Рис 2 Нормированные индикаторные диаграммы в скважинах

фундамента Центрального Свода -------усредненная диаграмма

0/2, »1

Рис 3 Нормированные индикаторные диаграммы в скважинах

фундамента Северного Свода ------усредненная диаграмма

Определения Лункиии сжимаемости по данным анализа индикаторных диаграмм

Из (8) следует, что

Ф(Др) = —^—— С (9)

б™ Г

где У = ■с = consf Ч^.г.,*)

С = Ф(Ариах ) = const

Поскольку Ф (Д р) - J f (Р) dp то задаваясь видом зависимости ftp) р.

можно определить параметры сжимаемости пласта

Для описания деформации используется установленная в работе зависимость проницаемости от перепада давления

/(Р)=( 1-у01п(-^))3, /3=const (Ю)

Ро

Построив индикаторные кривые с использованием (10), можно подобрать коэффициент р и значение КЛ?(г) таким образом, чтобы соответствующие кривые совпадали с экспериментальными

Определив таким образом вид функции ftp) получаем значения коэффициента /? для Центрального свода- скв. №419 ft = 0,25, скв №412. р = 0,21, скв №431. Р = 0,19 Значения коэффициента Д полученные на основе ИК и по данным лабораторных исследований, оказались близкими Это подверждает иерархическое подобие фрактальных структур в масштабах пласта и керш, несмотря на кратное отличие численных значений проницаемости на разных масштабах

Как следует из рис 3, для Северного свода функции сжимаемости по отдельным скважинам различаются В табл 1 приведены значения коэффициента Р по скважинам Северного свода. Как видно из табл 1 значения коэффициента р изменяются в диапозоне от 0,023 до 0,16

Таблица 1

Скв Значение /?

замер 1 замер 2 замер 3 замер 4

102 0,11 0,15 0,2

811 0,1 0,13

910 0,12 0,16

810 0,023 0,12 0,15

Для оценки степени поражения пласта за счет загрязения воспользуемся соотношением (4) В случае постоянства функции сжимаемости во времени Ф (Др,0 е ф (Др) получаем соотношение для изменения загрязения во времени в виде (6)

Обозначим А(0 = ^ ДО = ——;-г.

(гс, гк, I)

Определив функцию сжимаемости в соответствии с соотношением (5) определяем значение параметра К1, характеризующего загрязение околоскважинной зоны (табл 2) Как видно из таблицы во времени значение К1 увеличивается Если коэффициент К постоянный, то значение ЧЧ^,^) уменьшается, что означает или относительное изменение проницаемости на скважине А(гс), или изменение размеров зоны загрязнения или вида самой функции загрязнения А(г)

Таблица 2

Скв Значение К]

замер 1 замер 2 замер 3 замер 4

102 58 92 160

811 25 39

910 32 426

810 2,15 18 26,3 28

В соответствии с исследованиями Н Н Михайлова (1996г) будем искать функцию А(г) в виде

А(Гс,гк) = (1-А(ГсЖ-^-У +А(Гс) (П)

где А(гс) - относительное изменение проницаемости в окретности скважины (г —* гс), га - радиус зоны загрязения (гет < rK), г - текущий радиус (гс ^ г < r„), п - показатель, характеризующий вид зависимости проницаемости от радиуса

Если вид функции загрязнения (значение п) и радиус этой зоны не изменялись в процессе обработки, то изменилось значение проницаемости на скважине А( гс)

Т к К постоянно, значение А(гс) на моменты измерений можно найти из формулы

К^тек)1К£нач) = Y(r,A„(re))/4'(r,A(rt)) (12)

где Ki(hciu) и ¡(¡(тек) значение коэффициента К/ при первом и последующих измерениях соответственно (находятся из таблицы 2), Ад(гс) значение коэффициента А(гс) при первом замере (A(rc,t=t0)=Ao(rc))

Далее представлены графики изменения значения А(гс) со временем для скважин 102 (рис 4-5) и 810 (рис 6-7), при различных значениях коэффициента п и коэффициента Ar(гг)

Цифры обозначают значение Ад(гс) для данной кривой Из рис 6-7 видно, что процесс востановления околоскважинной зоны для скважины 810 завершен и в течении последнего периода измерений значение А(гс) практически не менялось

Как следует из проведенных зависимости максимальные поражения коллектора (А(гс)) составляет от 0,01 до 0,2 Эти величины и определяют возможный эффект от воздействия на околоскважинную зону за счет очистки

майзо ноя.90 и юн 51 дек .91 июл.92 ян».93 май.90 ноя.90 июн.91 дек.91 июл.92 янв.93

Рис.6 (скв. 810, п=1) Рис. 7 (скв. 810, п=0,5

Обоснование возможности повышения производительности скважин за счёт регулирования трещинной проницаемости.

За время эксплуатации 1988-2002 гг. на месторождении Белый Тигр выполнено 137 операций по обработке околоскважинных зон пласта по объекту фундамента. В качестве базовых испытаны и внедрены в промышленных масштабах: кислотные обработки, пороховые генераторы давления (ПГД), гидравлический разрыв пласта (ГРП) и другие технологии. Анализ эффективности используемых технологий но критериям поражения пласта не проводился. Поскольку в гранитоидном коллекторе поражение носит комплексный характер, то для обоснования применения технологий необходимо знать механизм восстановления фильтрационных свойств коллектора при воздействии на околоскважинные зоны.

Кислотная обработка (КО).

На месторождении Белый Типр имеется опыт проведения многих вариантов КО: соляно-кислотные обработки (СКО), глино-кислотные обработки (ГКО), комплексные соляно-кислотные и глино-кислотные обработки (СКО+ГКО), обработки нефтекислотной эмульсией (на основе соляно-кислотного раствора или глино-кислотного раствора) и т.д...

В скважине №810 выполнено ОГО с помощью НКЭ (ГКР), после ОПЗ изменился характер индикаторной кривой и продуктивность скважины увеличилась более в чем 2 раза (рис. 8), на рис. 9 изображены нормированные индикаторные диаграммы, полученные в скв. 810.

QH/QK.max 04 Об OS

Рис 8 Пример влияния нефтекислотной обработки околоскважинной зоны на продуктивность скважины (№810) Индикаторные кривые 1— до обработка, 24 — после проведения ОПЗ

Рис 9 Нормированные индикаторные диаграммы, полученные в скв 810 до и

после проведения ОПЗ Кривые 1- до обработка, 2-4 - после проведения ОПЗ

Как следует из рис 9 в результате кислотной обработки сжимаемость пласта изменилась незначительно, а основной эффект от обработки достигнут за счет очистки околоскважинной зоны от засорения

Методы термогазохимического воздействия (ТГХВ) На объектах СП "Вьетсовпетро" применяются пороховые генераторы давления (ПГД), горюче окислительные составы (ГОС) шнуровые торпеды, дострел пластов Наибольшие объемы ТГХВ, как метода интенсификации приходятся на пороховые генераторы давления (ПГД) Применяются модификации ПГД-42Т, испытаны ПГД БК-150М

В скважине №91 в 07 1992 проводили 2 операции ПГД, затем 3 цикла ОПЗ. После проведения воздействия на околоскважинную зону дебит на порядок увеличился с 4,Зт/сут на 130т/сут На рис 10 показаны ИК по скважине 91 до и после воздействия ПГД Как видно из рис. 10 меняются и вид зависимостей (2(ДР) и конкретные значения (^(Л?!)

QH, м'/суТ 60

QH/Qujrax Об

•1>г90 ■ сен.92

t 2

Рис 10 Пример измения продуктивности

скважины (№91) от применения ПГД Индикаторные кривые 1- до применения ПГД, 2-послеПГД

Рис 11 Нормированные индикаторные диаграммы, полученные в скв 91 до и после применения ПГД

Нормированные диаграммы (рис 11) показывают, что в результате воздействия на околоскважинную зону ПГД произошло качественное и количественное изменение функции деформации f(P) Изменение функции деформации можно интерпретировать как возникновение дополнительной системы трещин в околоскважинной зоне Глубинность воздействия ПГД порядка 50-100см , поэтому пятнадцатикратный рост дебита можно объяснить очисткой и одновременным разрушением околоскважинной зоны

Эффективное применение ПГД + ГКР наблюдается так же в скважине №73, где увеличение дебита скважины произошло с Збт/сут на 195т/сут после проводения воздействия

Гидроразрыв пласта (ГРП)

ГРП был проведен в скважине № 811 в августе 1995г. Наблюдалось небольшое увеличение дебита скважины после ГРП (с 94т/сут на 125т/сут) Однако поведение ИК, снятых до (рис 12, кривая 1) и после гидроразрыва (рис 12, кривая 2) показывает, что в гранитоидных коллекторах при существующих технологиях вместо ГРП происходит просто промывка околоскважинной зоны под высоким давлением, приводящая ее к очистке

ГРП как глубинный метод создает трещины в области удаленной от скважины (или крупной трещины) Однако в этой области эффекты поражения малы Таким образом, создание единичной крупной трещины на зоне с уже имеющейся системой трещин не приводит к существенному росту дебитов Об этом свидетельствуют нормированные индикаторные диаграммы (рис 13), которые иллюстрирую практическое постоянство функции деформации

Оя,иЗ/сут QB/Qhjihx

О 50 100 15а 200 250 00 0J 04 06 0,8 10 1Д

Рис.12 Индикаторные кривые до (1) и Рис 13 Нормированные индикаторные после (2) проведения ГРП в скважине №811 диаграммы, полученные в скв 811 дои

после применения ГРП

Другие методы

Кроме вышеуказанных основных методов, для восстановления и увеличения продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетателышх скважин на м/р Белый Тигр были разработаны и применены различные методы воздействия на призабойную зону (акустическое воздействие, магнимная обработка, водоизоляция ) Но эти методы не дали

дополнительного эффекта в гранитоидных коллекторах залежи фундамента и специальных исследований по оценке их эффективности не проводилось

Основные выводы.

Результаты исследований, проведенных в диссертационной работе, позволяют сделать следующие выводы

1 Проведенный анализ фильтрационной способности гранитоидного коллектора показал

- фильтрационная способность гранитоидного коллектора месторождения Белый Тигр определяется системами трещин, которые отличаются количеством генераций на Центральном (пять генераций) и Северном (три генерации) сводах,

- трещинная система гранитоидных коллекторов имеет масштабную инвариантность и указывает на подобие трещинных структур и в масштабе крупного свода и в масштабе керна,

- характер трещинных систем на месторождении по аналогии с трещинными системами в гранитах может быть представлен в виде иерархических структур — крупные трещины оперяются трещинами со средними размерами, последние оперяются более мелкими и тд Максимальная частота трещин имеет место в окретности самых крупных трещин,

2 Анализ продуктивности скважин, вскрывших гранитоидный коллектор, и условий их эксплуатации, показывает, что

- продуктивность скважин Центрального и Северного свода существенно различается, скважины Центрального свода имеют высокую продуктивность и эксплуатируются при малых депрессиях, скважины Северного свода имеют меньшую продуктивность и эксплуатируются при повышенных депрессиях, а при малых депрессиях вообще не осваиваются,

- значения коэффициентов продуктивности гранитоидного коллектора падают с ростом депрессии на пласт, степень падения коэффициента продуктивности на Центральном и Северном сводах существенно различается,

- отсутствует корреляция между продуктивностью скважин и их расположением относительно крупных трещни

3 Проведенный анализ причин снижения продуктивности скважин показывает, что поражение пласта носит комплексный характер

- при сооружении скважин происходит сильное засорение пласта,

- на Центральном своде имеет место аномальное снижение продуктивности (в -10 раз) при не значительном (- 1МПа) увеличении депрессии на пласт,

- значения параметра относительной продуктивности и величины скин-фактора указывают на кратное уменьшение продуктивности по сравнению с потенциальными возможностями скважин,

4 Исследованы возможности представления проницаемости трещинных систем гранитоидного коллектора месторождения Белый Тигр Показано, что

— проницаемость фундамента не может быть описана через проницаемость простых систем параллельных не взаимодействующих между собой трещин,

— пережимы (сужения) в трещинах влияют на значения проницаемости трещинной системы,

— наиболее адекватным вероятно является фрактальное представление проницаемости трещинной системы

5 Теоретические и экспериментальные исследования изменения проницаемости при изменении пластового давления выявили, что относительное изменение проницаемости описывается зависимостью кубического корня от логорифма отношения давления

6 Предложена методика идентификации механизмов изменения проницаемости в околоскважинных зонах, которая заключается в интерпретации разновременных ИК с использованием нормированных ИК для определения типа поражения пласта и с последующим определением параметров поражения за счет загрязнения и деформации гранитоидных коллекторов

7 Показана возможность обоснования эффективных технологий повышения продуктивности скважин на основе выявления превалирующих механизмов поражения пласта, показано, что максимальной эффективностью обладают методы одновременно очищающие околоскважинную зону и снижающие степень изменения проницаемости при росте депрессии

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1. Ха Минь Дык Методы повышения продуктивности скважин в гранитоидных коллекторах фундамента месторождения «Белый Тигр» (СРВ) //М, «Бурение и нефть» -2007, № 1, с 36-38 2 Ха Минь Дык Особенности разработки нефти трещинно-гранитного фундамента месторождения Белый Тигр Сборник докладов научной конференции «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», 30-31 марта 2004г, Москва 3. Ха Минь Дык. Физико-геологические особенности эксплуатации иефти гранитоидного фундамента месторождения Белый Тигр Труды ХТЛГШ научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук», часть VI, 26 - 26 ноября 2005г, Москва - Долгопрудный - Жуковский

Соискатель

Ха Минь Дык.

Подписано в печать 27 09 2007 г Исполнено 28 09 2007 г Печать трафаретная

Заказ № 785 Тираж 100 экз

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш, 36 (495) 975-78-56 www autoreferat ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ха Минь Дык

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. Месторождение Белый Тигр как не традиционный тип месторождения.

1.1 Общее сведение о месторождении Белый Тигр.

1.2 Особенности геологического строения месторождения и характеристики нетрадиционного гранитоидного коллектора.

1.3 Характеристики режима разработки.

Выводы к главе.

Глава 2. Анализ факторов, влияющих на продуктивность скважин месторождения Белый Тигр.

2.1 Факторы, влияющие на продуктивность скважин.

2.2 Условия эксплуатации скважин на месторождении Белый Тигр.

2.2.1 Особенности распределения зон с наличием интервалов притока или приемистости по продуктивноту разрезу фундамента.

2.2.2 Характеристики продуктивности и депрессии на пласт.

2.2.3 Поражение гранитоидного коллектора в околоскважинных зонах.

2.2.4 Влияние конструкции скважин на производительность.

2.3 Анализ влияния структуры трещинных систем на проницаемость и производительность скважин.

2.3.1 Характеристики проницаемости трещинной структуры.

2.3.2 Фрактальное представление трещинной проницаемости.

2.3.3 Исследование характеристик трещинных систем гранитоидных пород.

2.3.4 Влияние положения скважин относительно крупных трещин на производительность скважин.

Выводы к главе.

Глава 3. Влияние деформации граннтоидных массивов на проницаемость и производительность скважин.

3.1 Лабораторный анализ изменение проницаемости гранитоидов при изменении пластового давления.

3.1.1 Теоретический анализ изменения проницаемости при падения пластового давления.

3.1.2 Экспериментальные исследования изменения проницаемости при падения пластового давления на месторождении Белый Тигр.

3.2 Анализ индикаторных диаграмм. ЮЗ

Выводы к главе. Ю

Глава 4. Повышение продуктивности скважин на основе идентификации механизмов поражения пласта в гранитоидном коллекторе.

4.1 Методика идентификации и оценки влияния деформации околоскважинной зоны на продуктивность скважины.

4.2 Методика оценки поражения пласта за счет загрязнения околоскважинных зон.

4.3 Обоснование возможности повышения производительности скважин за счёт регулирования трещинной проницаемости.

4.3.1 Кислотная обработка (КО).

4.3.2 Методы термогазохимического воздействия (ТГХВ).

4.3.3 Гидроразрыв пласта (ГРП).

4.3.4 Другие методы.

Выводы к главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение продуктивности скважин на основе идентификации механизмов изменения фильтрационных свойств гранитоидного коллектора месторождения белый тигр"

Месторождение Белый Тигр расположено на шельфе Южного Вьетнама. Основным объектом разработки являются гранитоидные коллекторы кристаллического фундамента. Эти коллекторы образовались из первоначально плотных и непроницаемых пород фундамента под действием выветривания, тектонических и гидротермальных процессов. В результате сформировался особый тип коллектора, проницаемость которого определяется системой трещин, измененных гидротермальными явлениями.

Первоначально высокие дебиты скважин имеют тенденцию к снижению в процессе эксплуатации и для подержания запланированного уровня добычи нефти реализуется широкий набор различных технологий повышения производительности скважин. Эффективность применяемых технологий зависит от степени их адекватности состоянию околоскважинных зон гранитоидного коллектора. Аналогов разрабатываемых месторождений с таким типом коллекторов нет. Поэтому нет и обоснованных технологий повышения производительности скважин, адекватных строению гранитоидных коллекторов и характеру их поражения в околоскважинных зонах. Имеющийся опыт повышения производительности скважин на месторождении Белый Тигр не проанализирован с позиций специфики изменения фильтрационных свойств в уникальных гранитоидных коллекторах.

Решение задачи повышения производительности скважин на месторождении Белый Тигр позволит сохранить высокие темпы добычи нефти в течении всего периода разработки месторождения, определяемого сроком эксплуатации морских платформ. Соответственно задача обоснования эффективных технологий повышения производительности скважин является актуальной для рассматриваемого месторождения.

Целью представляемой диссертации является обоснование технологий повышения продуктивности скважин, адекватных строению и механизмам изменения фильтрационных свойств гранитоидного коллектора.

Данная цель работы определяет задачи исследований:

1. Выявление особенностей строения гранитоидных коллекторов месторождения Белый Тигр, влияющих на проницаемость трещинной системы и производительность скважин.

2. Обоснование механизмов поражения гранитоидного коллектора в околоскважинных зонах.

3. Обоснование специфических особенностей влияния деформирования гранитоидных коллекторов на производительность скважин.

4. Разработана методики идентификации механизмов поражения коллектора на месторождении Белый Тигр и анализ их влияния на эффективность различных технологий повышения производительности скважин на месторождении Белый Тигр.

5. Обоснование эффективных технологий повышения производительности скважин, адекватных строению и механизмам изменения фильтрационных свойств гранитоидных коллекторов месторождения Белый Тигр.

Методы решения поставленных задач. Геолого-промысловый анализ продуктивности скважин и показателей разработки месторождения Белый Тигр. Анализ результатов стационарных гидродинамических исследований при реализации различных технологий повышения продуктивности скважин. Лабораторный и теоретический анализ изменения проницаемости трещинных систем при изменении перепада давлений. Гидродинамический анализ влияния околоскважиных зон на производительность скважин. Результаты промысловых экспериментов по реализации различных технологий повышения продуктивности скважин.

Научная новизна диссертационной работы

1. Детализация типа трещинных систем гранитоидого коллектора на Центральном и Северном сводах месторождения Белый Тигр позволившая обосновать различия в значениях продуктивности скважин и степени поражения коллектора в околоскважинных зонах.

2. Экспериментально и теоретически изучена зависимость трещинной проницаемости от перепада давления для гранитоидного коллектора.

3. Разработка методика идентификации механизмов поражения пласта на основе использования разновременных индикаторных диаграмм.

4. Изучены особенности механизмов поражения гранитоидного коллектора на месторождении Белый Тигр и определены механизмы улучшения фильтрационных свойств при реализации технологий повышения продуктивности скважин.

5. Показаны возможности выявления эффективных технологий повышения продуктивности скважин на основе идентификации механизмов изменения фильтрационных свойств гранитоидных коллекторов.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ха Минь Дык

Выводы к главе.

1. Проанализированы механизмы изменения производительности скважин в гранитоидных коллекторах месторождения Белый Тигр.

2. Разработка методика идентификации механизмов снижения продуктивности на основе использования индикаторных диаграмм, полученных в различное время.

3. Установлено, что на Центральном блоке не происходит деформационных изменений продуктивности во времени.

4. Установлено, что на Северном блоке во времени меняются деформационные эффекты и эффекты снижения производительности за счет засорения околоскважинных зон.

5. Проведена количественная оценка снижения производительности скважин за счет деформации и за счет загрязнения.

6. Установлено, что кислотная обработки и обработки с ПАВ, а также обработки с использованием других химических активных веществ уменьшают степень загрязения пласта и не изменяют функцию сжимаемости.

7. Установлено, что использование ПГД приводит к изменению вида функции сжимаемости, что может быть объянено изменением трещинной системы в околоскважинной зоне.

8. Показано, что использование ГРП не меняет функцию сжимаемости, а увеличение продуктивности связано с улучшением связи удаленной части пласта со скважиной.

9. Комплексный анализ эффективности различных технологий повышения продуктивности скважин на месторождении Белый Тигр показал, что наиболее эффективными являются технологии использующие ПГД+ГКО+x/p''DMC" и технологии ПГД+НКЭ (глинокислотный разрыв).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

Результаты исследований, проведенных в диссертационной работе, позволяют сделать следующие выводы.

1. Проведенный анализ фильтрационной способности гранитоидного коллектора показал:

- фильтрационная способность гранитоидного коллектора месторождения Белый Тигр определяется системами трещин, которые отличаются количеством генераций на Центральном (пять генераций) и Северном (три генерации) сводах;

- трещинная система гранитоидных коллекторов имеет масштабную инвариантность и указывает на подобие трещинных структур в масштабе крупного свода и в масштабе керна;

- характер трещинных систем на месторождении по аналогии с трещинными системами в гранитах может быть представлен в виде иерархических структур - крупные трещины оперяются трещинами со средними размерами, последние оперяются более мелкими и т.д. Максимальная частота трещин имеет место в окретности самых крупных трещин;

2. Анализ продуктивности скважин, вскрывших гранитоидный коллектор, и условий их эксплуатации, показывает, что:

- продуктивность скважин Центрального и Северного свода существенно различается; скважины Центрального свода имеют высокую продуктивность и эксплуатируются при малых депрессиях, скважины Северного свода имеют меньшую продуктивность и эксплуатируются при повышенных депрессиях, а при малых депрессиях вообще не осваиваются;

- значения коэффициентов продуктивности гранитоидного коллектора падают с ростом депрессии на пласт; степень падения коэффициента продуктивности на Центральном и Северном сводах существенно различается;

- отсутствует корреляция между продуктивностью скважин и их расположением относительно крупных трещни.

3. Проведенный анализ причин снижения продуктивности скважин показывает, что поражение пласта носит комплексный характер:

- при сооружении скважин происходит сильные засорение пласта;

- на Центральном блоке имеет место аномальное снижение продуктивности (~10 раз) при не значительном 1МПа) увеличении депрессии на пласт;

- значения параметра относительной продуктивности и величины скин-фактора указывают на кратное уменьшение продуктивности по сравнению с потенциальными возможностями скважин;

4. Исследованы возможности представления проницаемости трещинных систем гранитоидного коллектора месторождения Белый Тигр. Показано, что:

- проницаемость фундамента не может быть описана через проницаемость простых систем параллельных не взаимодействующых между собой трещин;

- пережимы (сужения) в трещинах влияют на значения проницаемости трещинной системы;

- наиболее адекватным вероятно является фрактальное представление проницаемости трещинной системы.

5. Теоретические и экспериментальные исследования изменения проницаемости при изменении пластового давления выявили, что относительное изменение проницаемости описывается зависимостью кубического корня от логарифма отношения давления.

6. Предложена методика идентификации механизмов изменения проницаемости в околоскважинных зонах, которая заключается в интерпретации разновременных ИК с использованием нормированных ИК для определения типа поражения пласта и с последующим определением параметров поражения за счет загрязнения и деформации гранитоидных коллекторов.

7. Показана возможность обоснования эффективных технологий повышения продуктивности скважин на основе выявления превалирующих механизмов поражения пласта; показано, что максимальной эффективностью обладают методы одновременно очищающие околоскважинную зону и снижающие степень изменения проницаемости при росте депрессии.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ха Минь Дык, Москва

1. Технологическая схема разработки месторождения Белый Тигр. 2004г.

2. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. Уфа: Тау, 2002г.

3. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., ЧелоянцД.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000г.

4. Поспелов В.В. Кристаллический фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности. -Москва-Ижевск: Институт компьтерных исследований; НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005г.

5. Лебединец И.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997г.

6. Михайлов Н.Н. Информационно- технологическая геодинамика околоскважинных зон. М.: Недра, 1996г.

7. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещинноватых коллекторов. М.: Недра, 1986г.

8. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донг 4.JI. и др. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа. . М.: Нефть и газ, 1997г.

9. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1961. 359с.

10. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. 75с.

11. Подгорнов В.М. Формирование призабойной зоны с целью повышения продуктивности нефтегазодобывающих скважин: Дис. д-ра техн. наук. М., 1995. 192с.

12. В.А. Черных, В.В. Черных. Физические основы неклассической теории фильтрации нефти и газа: Учебное пособие. СПб. Санкт-Петербургский государственный горный институт. 2005. 58с.

13. Chany J. and Yortosos Y.C. Pressure-transient analysis of fractal reservoir // SPE Formation Evaluation. 1990.

14. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1978.

15. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970, 239с.

16. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973.

17. Бан А., Басниев К.С., Николаевский В.Н. Об основных уравнениях фильтрации в сжимаемых пористых средах. П.М.Т.Ф №3,1961, с.52-56.

18. Кузьмичев Д.Н. Управнение притока жидкости в скважину из трещиноватого коллектора. Труды НИИ вып. 10, 1961, с.68-77.

19. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1966, 250с.

20. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975

21. Желтов Ю.П. О движении однофазовой жидкости в деформируемых трещиноватых породах с чисто трещинной поверхности. Прикладная математика и теоретическая физика, 1996, №6.

22. Баренблатт Г.Н., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211с.

23. Garslaw H.S. and Jager J.C. Conduction of Heat in Solids. Oxford Univ. Press, London, 1959. 51 Op.

24. Jones F.O. A Caboratory stady of the effects of confining pressure on fracture flow and storage capacity in carbonate rock J. Petrol. Technol. PO. January, 1975. P.21-27.

25. Walsh J.B. The effect of cracks on the compressibility of rocks. J. Geophys. Res. 70, 1965,381-389.

26. Greenwood J.A. and Williamson J.B. Contact of nominally flat surfaces. Proc. RJ SOC. London, 1966.p. 295-300.

27. Whitehouse D.J. and Archard J.F. the properties of random surface of significance in their contact. Proc. R. SOC. London. A.316,1970. 97p.

28. Kranz R.L., Frankel S.D., Engeider Т., Scholz C.H. The permeability of whole and jointed Barre granite Jnt. J. Rock. Mech.Min.Sci. and Geomecn. A bstr. 16, 1979. P.225-234.

29. Jones F.O. A Caboratory stady of the effects of confining pressure on fracture flow and storage capacity in carbonate rock J. Petrol. Technol. PO. January, 1975. P.21-27.

30. Зайцев M.B., Михайлов H.H. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины. Нефтяное хозяйство 2004,№1.

31. Сборник докладов научной конференции «Повышение продуктивности на месторождении Белый Тигр», Ханой, -2003г.

32. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Поспелов В.В, и др. Характер пустотности и состав пород нефтесодержащего фундамента шельфа южного Вьетнама. // Нефтяное хозяйство. 1996. - №8.

33. Арешев Е.Г., Гриценко А.Н., Попов O.K., Донг 4.JL, Исайчев В.В. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр. // Нефтяное хозяйство. 1999. - №9.

34. Арешев Е.Г, Попов O.K., Гаврилов В.П., Поспелов В.В, и др. Проблемы поисков и разведки залежи углеводородов в породах фундамента (на пример шельфа Южного Вьетнама). труды ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996г., с. 120-131.

35. Арешев Е.Г, О.А. Шнип, Гаврилов В.П., Поспелов В.В. Гранитный слой земной коры как новый нефтегазоносный этаж литосферы. Нефтяное хозяйство. 1997. - №1.

36. Добрынин В.М. Определение сжимаемости пор сложного коллектора по изменению продуктивности скважин. М: Геология нефти и газа, 1985г.

37. Кошляк В.А., Куи Х.В. Распределение коллекторов месторождения Белый Тигр и оценка их фильтрационно-емкостных свойств. // Нефтяное хозяйство. 1996. - №8.

38. Лебединец Н.П. Особенноси разработки нефтяной залежи фундамента месторождения Белый Тигр. // Геология нефти и газа. 2002. - №5.

39. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недр, 1980. -288с.

40. Майдебор В.Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недр, 1971.

41. Пересчет запасов нефти и растворенного газа месторождения Белый Тигр (по состоянию 01.01.2002г.). Byнгтау, 2002.

42. Чан Jle Донг, Демушкин Ю.И., Х.В. Куи., Ф.Д. Хай. Промыслово-геологические особенности строения резервуара и залежи фундамента месторождения Белый Тигр. // Нефтяное хозяйство. 1996. - №8.

43. Лой К.М. Разработка оптимального комплекса термодинамических исследований скважин для месторождения шельфа Вьетнама. Автореф. канд. диссертации. М.: 1996.

44. Лебединец Н.П., Э.В. Соколовский, и др. Методы контроля и регулирования разработка нефтяных залежей в мощных трещиноватых коллекторах. М.: ВНИИбЭНГ. 1973.

45. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А., Шан Н.Т. Модель геодинамического развития континентального шельфа юга СРВ. Геология и геолого-разведочные работы. 1996.

46. Николаевский В.Н. К построению нелинейной теории упругого режима фильтрации жидкости и газа. Прикладная математика и техническая физика, №4, 1961.

47. Николаевский В.Н. Механика пористостых и трещиноватых сред. М.: Недра, 1984.

48. Николаевский В.Н., Шаров В.И. Разломы и реологическая расслоенность земной коры. Изв. АН СССР, Физика земли. №1,1985.

49. Новожилов В.В. О пластическом разрыхлении. Прикладная математика и геофизика, т. 29, вып.4, 1965.

50. Алишаев М.Г., Бедянин Г.Н., Грищенко А.Н., Тай Ч.Т. О рациональных темпах заводнения фундамента месторождения Белый Тигр. Нефтяное хозяйство, №5,1999.

51. Арешев Е.Г., Бедянин Г.Н., Демущкин Ю.Л., Тай Ч.Т. Основные проектные решения и совершенствование разработки залежи нефти месторождения Белый Тигр. Нефтяное хозяйство, №1, 1996.

52. Павлова Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. -М.: Недра, 1975,239 стр.

53. Чубанов О.В., Бадиков Ф.И., Горшенев B.C., Моркицев Э.П., Каримов М.Ф., Фьет Ч.Ш., Туан Л.Б., Кань Н.В. Перпективные развития техники и технологии добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» -Сборник «Техника и технология добычи нефти»

54. Поспелов В.В. Диссертация на соискание уч.ст. д.г.-м.н. « Коллекторы нефти и газа в магматических породах и методы их измерения»/ М., РГУ нефти и газа, 1998,304с.

55. Поспелов В.В., Шнип О.А. Цеолиты нефтесодержащих пород шельфа Южного Вьетнама. Геология нефти и газа, № 7, 1995.

56. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых пород. М.: Недра, 1966.

57. Смехов Е.М. (ред.). Методика изучения трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1969 (Труды ВНИГРИ, вып. 276), 129с.

58. Смехов Е.М. (ред.). Проблема трещинных коллекторов нефти и газа и методы их изучения. Л.: Недра, 1968 (Труды ВНИГРИ, вып. 264), 179с.

59. Смехов Е.М. Трещиноватости горных пород и трещинные коллекторы. -Сборник трудов ВНИГРИ, вып. 193, 1962.

60. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород. -«Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», 1997.

61. Донг Ч.Л., Урманчеев В.И., Тханг Н.Т., Куи Х.В., Северинов Э.В. СП «Вьетсовпетро»: история развития, настоящее и будущее. Нефтяное хозяйство, № 6, 2006.

62. Донг Ч.Л., Куи Х.В., Хой Ч.В., Хай Ф.Д., Северинов Э.В., Иванов А.Н. Особенности геологии и разработки залежи фундамента месторождения Белый Тигр. Нефтяное хозяйство, № 6, 2006.

63. Хой Ч.В., Вершовский В.Г., Дык Н.В. Результаты и перспективы дальнейших геолого-разведочных работ на шельфе Вьетнама. -Нефтяное хозяйство, № 6, 2006.

64. Филлипов В.П. Методика изучения трещиноватых карбонатых коллекторов. Нефтяное хозяйство, № 8, 1994.

65. Хавкин А.Я., Кашавцев В.Е. Особенности освоения низкопроницаемых глинистых коллекторов нефти в условиях шельфе Вьетнама. Нефтяное хозяйство, № 9, 1998.

66. Шнип О.А. Образование коллекторов в фундаменте нефтегазоносных территорий. Геология нефти и газо, № 6,1995.

67. Шнип О.А., Поспелов В.В. Время образования пород фундамента шельфа Южного Вьетнама. Изв. Вузов. Геология и разведка, № 5, 1996.

68. Шнейнер Л.А., Байдюк Б.В., Павлова Н.Н. Деформационные свойства горных пород при высоких давлениях и температурах. М.: Недра, 1968, 358с.

69. Шустер В.Л. Кристаллические породы фундамента «Перпективный объект для прирост запасов нефти и газа России». - Геология нефти и газа, № 9,1994г.

70. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. -М.: Гостоптехиздат, 1959.