Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологий многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах"

УДК 622.276.76

На правах рукописи

ПРОСКУРИН ВАЛЕРИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

2 О ФЕВ 2014

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2013

005545217

005545217

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

Научный руководитель — доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

Официальные оппоненты: — Гафаров Шамиль Анатольевич,

доктор технических наук, Уфимский государственный нефтяной технический университет, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений»

- Тагирова Клара Фоатовна,

доктор технических наук, Уфимский государственный авиационный технический университет, профессор кафедры «Техническая кибернетика»

Ведущая организация — Башкирский государственный университет

(БашГУ)

Защита диссертации состоится 27 февраля 2014 г. в часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 27 января 2014 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор ^/У^

"Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Широко распространенный в последнее время локальный гидроразрыв пласта (ГРП) в нефтяной промышленности рассматривается как эффективный метод воздействия на призабойную зону скважин и как технология, увеличивающая приток нефти. Технология основана на механизме возникновения и распространения трещин в горных породах как при однократном, так и многократном гидравлических разрывах пласта. Опубликованные работы по ГРП в большинстве случаев относятся к вертикальному типу скважин, а информация и опыт проведения ГРП в горизонтальных скважинах (ГС), особенно при многократном ГРП (МГРП), достаточно узки. Это связано с тем, что процессы и теоретические исследования эффективности применения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах в условиях анизотропного неоднородного коллектора, а также определение оптимального количества стадий гидроразрыва с оценкой расстояний между создаваемыми трещинами практически мало исследованы. В условиях широкого развития технологий применения многократного гидроразрыва пласта на практике необходимость теоретических исследований усиливается в связи с тем, что, по данным опытных работ, например на Самотлорском месторождении, при вторичном ГРП от первого (базового) эффективность снижается на 17 %, а на третьем - на 31...35 %. Поэтому возникла необходимость разработки новых критериев успешности применения многократного ГРП в технологиях комплексного воздействия на пласт для использования в промысловых условиях. Такая задача в настоящее время является востребованной и актуальной.

Цель работы — совершенствование технологий многостадийного гидроразрыва пласта в анизотропном неоднородном нефтенасыщенном коллекторе с целью повышения притока нефти.

Основные задачи исследований:

1. Статистический анализ существующих технологий применения гидроразрыва в России и за рубежом;

2. Оценка основных параметров технологий ГРП и выявление причин их низкой эффективности;

3. Теоретические исследования эффективности проведения операции многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине в глинизированных нефтенасыщенных коллекторах;

4. Определение оптимальной схемы проведения четырехстадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине;

5. Выработка критериев эффективности применения технологии бурения горизонтальных скважин с многоступенчатым ГРП;

6. Разработка первоочередных рекомендаций по повышению эффективности вытеснения нефти из глинизированных пластов на основе полученных результатов исследований автора.

Методы решения поставленных задач

Для поиска аналитических решений поставленных задач в представленной работе использовались численные методы решения отдельных промысловых задач. Моделирование разработки горизонтальными скважинами реального месторождения проведено при помощи двух- и трехфазного симуляторов «Tempest-More». Расчеты отдельных технологических показателей выработки запасов нефти залежи выполнены с привлечением современной вычислительной техники. Обобщение результатов использования технологий ГРП в горизонтальных скважинах проведено по промысловым данным.

Научная новизна результатов работы:

1. На основе анализа фактического материала и выполненных теоретических исследований предложена методика расчета комплексного параметра эффективности многостадийного ГРП, включающая разделение факторов успешности на геологические, конструкционные и технологические группы с выделением семи критериев успешности;

2. В результате численных исследований технологий многостадийного ГРП установлена пороговая эффективность числа воздействий на анизотропный неоднородный нефтенасыщенный коллектор с ГРП не более четырех с расстояниями расположения точек воздействия пропорционально по длине горизонтального ствола числу воздействий, а при внедрении последующих операций прирост оценивается на уровне 2 %, что указывает на низкую эффективность;

3. В условиях выработки глинизированных коллекторов типа «рябчик» применение многоступенчатого гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине при её проводке в наиболее продуктивной части пласта имеет преимущества над наклонной горизонтальной скважиной, охватывающей все пропластки.

На защиту выносятся:

• обоснование определения комплексного параметра успешности применения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах при отборе нефти из глинизированных коллекторов;

• методика изучения и определения числа воздействий с ГРП на анизотропный неоднородный коллектор по длине горизонтального ствола добывающей скважины;

• методика определения оптимальных расположения и ориентации стволов горизонтальной добывающей и нагнетательной скважин;

• результаты опытно-промышленных работ (ОПР) по рекомендациям автора.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Результаты диссертационной работы используются при разработке анизотропных неоднородных нефтенасыщенных коллекторов с ГРП на Ватинском, Мыхпайском, Мегионском, Ново-Покурском месторождениях.

Комплекс мероприятий, включающий работы по технологиям многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах,

реализован на 25 скважинах в период с 2010 по 2013 гг., что дало возможность дополнительно добыть 8540 т нефти с экономическим эффектом 16,9 млн рублей.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на производственно-технических советах ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Москва, г. Мегион, 2010 - 2013 гг.), на научно-технических советах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2012, 2013 гг.), на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2013 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 14 научных трудах, в том числе 7 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

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

Структура п объем работы

Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 108 наименований. Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 11 таблиц, 76 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность специалистам ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и сотрудникам

ООО НПО «Нефтегазтехнология» за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, приведены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе обобщен опыт применения гидравлического разрыва пласта на нефтяных месторождениях России и за рубежом, сформулирована постановка задачи исследования автора, описаны основные представления о механизме гидравлического разрыва пласта.

Отмечено, что гидроразрыв пласта происходит с образованием протяженных трещин и приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и к охвату пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения в целом. Оптимальная длина трещины от действия ГРП и закрепленная проппантом при проницаемости пласта 0,01...0,05 мкм2 обычно составляет 40...60 м, а объем закачки - от 10 до 100 м3 жидкости и от 1 до 10 т пропп анта.

Изучение автором механизма образования трещин в пласте в результате ГРП основано на законах теории упругости, физики пластов, теории фильтрации флюидов в пласте, а также термодинамики. Впервые теоретическую модель распространения трещины, которая получила общее признание, предложили Ю.П. Желтов, С.А. Христианович и Г.И. Баренблатт (модель I). Позже L.R. Kern, Т.К. Perkins была предложена другая модель (модель II). На базе указанных двух моделей развиваются теория и практика гидроразрыва пласта.

Определенный вклад в изучение теории и практики ГРП внесли Американский газовый исследовательский институт (GRI) и крупнейшие нефтяные и газовые компании США (Mobil Oil Со., Amoco Production Со., Schlumberger и др.), которыми разработан новый технологический комплекс, включающий в себя мобильное оборудование GRI для тестирования и контроля качества операции ГРП.

По результатам опубликованных работ нами сделаны следующие выводы и определены задачи исследования:

1. Опубликованные результаты научных исследований применения ГРП в большинстве своем относятся к вертикальному типу скважин, и в гораздо меньшей степени исследования посвящены изучению эффективности применения данного метода в скважинах горизонтального типа, особенно при многократном ГРП;

2. При этом выполненные работы в основном направлены на изучение технических возможностей проведения данной операции и в большинстве своем не затрагивают вопросов теоретического исследования эффективности применения многостадийного ГРП в ГС в общей системе разработки в условиях анизотропного неоднородного коллектора, а также оптимального количества стадий гидроразрыва и расстояния между создаваемыми трещинами;

3. В условиях широкого развития технологий многократного гидроразрыва пласта и их применения на практике объем научно-теоретических исследований оказался недостаточным, ввиду этого необходимо проведение анализа и обобщения результатов фактически проведенных мероприятий многократного ГРП с целью выявления критериев их оптимального применения.

Решению вышеприведенных проблем посвящена данная диссертационная работа.

Во второй главе приводится оценка ресурсной базы углеводородов и состояния выработки запасов по ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Показано, что большинство месторождений характеризуется низкими текущими коэффициентами извлечения нефти (КИН) и темпами извлечения запасов нефти. Отмечено, что, несмотря на высокий объем внедрения технологий ГРП, степень их эффективности по многим месторождениям остается низкой. Учитывая преобладающее распространение пластов ABi'"2 по Ватинскому, Мегионскому, Мыхпайскому месторождениям как продолжение и расширение площадей

Самотлорского месторождения, анализ причин низкой эффективности проводится по данным пласта АВ/"2 Самотлорского месторождения ввиду значительного количества выполненных ГРП. Так, по пласту АВ/"" на Самотлорском месторождении было проведено 1415 операций, а в рамках рассматриваемых отдельных блоков - 250 операций ГРП по 211 скважинам.

Для обоснования и выбора объекта под ГРП в промысловых условиях для каждой скважины подбирается соответствующая характеристика вытеснения, наиболее точно описывающая характер работы скважины до проведения ГРП. Берется базовый (аппроксимационный) участок, на основании которого рассчитываются показатели работы скважины без ГРП, которые ограничены либо резкими изменениями в дебитах скважины, либо изломом кривой вытеснения.

Показано, что ГРП следует считать успешными только в том случае, если обводненность после проведения гидроразрыва пласта стала ниже, чем обводненность, рассчитанная по окружающим добывающим скважинам (рисунок 1).

1Юж, доли единицы

Рисунок 1 - Характеристика КамбароваГ.С. скважины 26308, пласт АВ: 1-2 Самотлорского месторождения (дата ГРП 29.06.2008)

В свою очередь, быстрое обводнение продукции скважин влечет за собой потерю части извлекаемых запасов.

Результаты всех ГРП в рассматриваемых блоках были проанализированы и систематизированы. На рисунке 2 представлены кросс-плоты обводненности и дебитов по нефти скважин до и после проведенных ГРП.

а 80.00

О 70.00

о

с

3 60.00 €■

2 50.00 н

® 40.00

4

30.00

20.00

10.00

20.00

40.00 60.00 80.00 дебит нефти до ГРП

£100.0

£ 90.0 и

£ 80.0 ё 70.0

| 60.0 ф

I 50.0 ч

ш 40.0 ю

° 30.0 20.0 10.0 0.0

60.0 80.0 100.0 обводненность до ГРП

Рисунок 2 - Кросс-плоты обводненности (а) и дебита по нефти (б) скважин до и после ГРП (по 211 скважинам)

Отмечено, что по большей части скважин обводненность после проведения ГРП увеличилась.

В результате применения ГРП возрастают дебиты нефти и жидкости. По рассматриваемой выборке скважин средняя обводненность до ГРП составляет 33 %, после ГРП - 44 %. Несмотря на рост обводненности, рост

по дебитам превышает намного начальные значения. Толщина глинистой перемычки между пластом АВ/"2 и частично заводненным пластом АВ1 по рассматриваемым скважинам различна и лежит в интервале от 0,3 до 20,6 м. Среднее значение составляет 6,4 м. На рисунке 3 приведено распределение скважин в зависимости от толщины между пластами АВ( " и АВ(3, из которого видно, что продукция, добываемая из пласта АВ/"2, может обводняться и из пласта АВЛ Отрицательным фактором, приводящим к преждевременному обводнению скважин, является также низкое качество цементирования заколонного пространства, что при создании высоких депрессий может приводить к поступлению воды из пласта АВД

400

350

300 --

Шй Ч астота -•—Интегральный %

+

+

100% 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 %

8-10 10-12 >12

Интервалы толщш между пластами АВ,'"2 и АВ 13

Рисунок 3 - Распределение скважин по толщине перемычки между пластами АВ11-2 и АВ^

Анализ геологического строения пласта в скважинах с аномальным увеличением обводненности в результате ГРП показывает, что в этом случае между водонасыщенными и нефтенасыщенными интервалами пластов АВ11"2 и АВ13 непроницаемые разделы имеют малую толщину (менее 3 м). Поэтому из анализа фактических данных установлено, что толщина непроницаемого раздела должна быть не менее 3,5 м (рисунок 3).

Проведение гидравлического разрыва пласта приводит к образованию гидродинамической связи по трещинам с водонасыщенными интервалами коллектора. При этом непроницаемые слои толщиной 3...4 метра, разделяющие нефтенасыщенные и водонасыщенные интервалы пластов, не всегда являются надежным изолятором от поступления воды по образованным в результате ГРП трещинам.

Данный факт подтверждается в результате анализа карты непроницаемого раздела с оценкой изменения обводненности после ГРП. Установлено, что увеличение обводненности до двух и более раз наблюдается в основном по скважинам, где толщина непроницаемого раздела, по фактическим данным, не превышает 4 метров. Вероятно, в этих областях в результате гидроразрыва пласта по ряду скважин возникает сообщаемость между пластами АВ/"2 и АВ]3.

Основная масса проведенных ГРП (рисунок 2) характеризуется незначительным увеличением (либо даже снижением) обводненности при толщине перемычки 4... 12 м. Поэтому, в соответствии с рисунком 3, существование нижнего порога мощности непроницаемого раздела 3,5...4,0 м является в расчетах обоснования ГРП стартовым.

Статистический анализ данных эффективности применения гидроразрыва пласта на объекте АВ]1"2, проведенный с использованием регрессионного анализа, показал наличие функциональной зависимости, в которой в качестве массива входных данных были выбраны параметры, характеризующие индивидуально каждую скважину: начальные геологические запасы нефти, приходящиеся на единичную скважину; средневзвешенное значение проницаемости; общая толщина; нефтенасыщенная толщина; послойная и зональная неоднородности; коэффициент песчанистости; коэффициент расчлененности; коэффициент глинистости коллектора; коэффициент «альфа-ПС»; суммарная толщина непроницаемых пропластков внутри коллектора, а также объемы закачки проппанта (керамики и полимера). Используя эту базу, установлена функциональная связь между эффектом от ГРП и исследуемым параметром.

Согласно построенной зависимости, с увеличением «альфа-ПС» коэффициент глинистости снижается, поэтому имеем обратную зависимость. Сопоставляя зависимости коэффициента эффекта от толщины глинистого раздела, получаем, что эффективность ГРП должна возрастать с увеличением коэффициента глинистости.

Используя метод регрессионного анализа, была получена статистическая модель зависимости коэффициента эффективности ГРП от ряда входных параметров с коэффициентом корреляции Я2 = 0,86, позволяющая прогнозировать эффект от ГРП. Основными значащими параметрами, влияющими на результат моделирования, явились объем проппанта, коэффициент «альфа-ПС» и суммарная толщина глинистого раздела между выделенными пропластками. В итоге коэффициент эффективности имеет вид:

Кэфф. (стат. мод.) = а1*х1 + а2*х2 +...+ ап*хп. (1)

В результате численных исследований установлено наличие зависимости коэффициента эффективности ГРП от параметров, характеризующих индивидуальную скважину. В частности, получено, что эффективность ГРП возрастает с увеличением толщины непроницаемых разделов между пропластками «рябчика».

В третьей главе приведены результаты теоретических исследований и практики выделения критериев успешности проведения многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах, а также методика обоснования и расчета комплексного параметра эффективности для оценки успешности многостадийного ГРП.

Решение поставленной задачи было осуществлено путем проведения анализа фактически проведенных операций многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах на пластах «рябчикового» типа Самотлорского месторождения.

Для изучения и выделения критериев успешности многостадийного ГРП в скважинах с глинизированными коллекторами и выработки комплексного параметра успешности был проанализирован ряд параметров скважин. Данные параметры были разделены на три группы и семь критериев:

геологические параметры участка расположения скважины:

• эффективная толщина коллектора;

• расчлененность прослоев коллектора;

• геофизический параметр апс;

параметры технологии проводки скважины (параметры конструкции):

• протяженность горизонтального участка;

• форма профиля ствола горизонтальной скважины;

• пространственная ориентация ствола скважины относительно линии сноса осадочного материала;

технологические параметры:

• количество стадий ГРП.

Оценку успешности применения ГРП в горизонтальных скважинах в зависимости от геологических свойств участка пласта в районе точки бурения характеризовали следующие показатели:

1) эффективная толщина коллектора как параметр, характеризующий объемы сосредоточенной в пласте нефти на единицу площади;

2) расчлененность коллектора. Данный параметр описывает изолированность пропластков по глубине коллектора, что в случае горизонтальной скважины может означать недренируемость части запасов, и устраняется при проведении ГРП;

3) геофизический параметр апс. Данный параметр характеризует качество коллектора в пласте, в частности наличие коллекторского песчаного материала в породе пласта.

Для трех рассматриваемых параметров были выделены интервалы, в пределах которых рассматривались стартовые и текущие показатели работы скважин, - соответственно низкие значения, средние значения и высокие значения. На рисунке 4 приведены гистограммы распределения количества скважин в каждой из групп.

б)

в)

30 §25 ¿20 ft5

Sio

| 5 %

24,2

1Z9-

I De

Jb

-----22; 1—

I

егартовыидебит теф'щийде5ит

до 3 от 8 до 14 от 14

эффективная толщина коллектора, м

доз отЗдоб отб

расчлененность, ед.

25 &0

515 ---

■э 2ю

-^-

УТЛ"........,Ш.-2И 'Т^Ш

I □ стартовый дебит I ■ текущий дебит

до 0,45

от 0,45 до 0,50 Qhc, д.ед.

от 0,50

а - гистограмма распределения количества скважин в каждой из групп; б - гистограмма распределения средних стартовых и текущих дебитов скважин с многостадийным ГРП в зависимости от эффективной толщины коллектора; в - гистограмма распределения средних стартовых и текущих дебитов скважин с многостадийным ГРП в зависимости от расчлененности пласта; г - гистограмма распределения средних стартовых и текущих дебитов скважин с многостадийным ГРП в зависимости от геофизического параметра а„с

Рисунок 4 - Гистограммы распределения количества скважин по группам значений геологических параметров

Как видно из рисунка 4, б, при низких значениях эффективной толщины коллектора стартовые показатели скважины находятся на низком уровне, а при средних и высоких значениях - одинаково высоки. С течением времени данные показатели изменяются, и распределение текущих дебитов скважин уже соответствует параметру эффективной толщины.

Распределение как стартовых, так и текущих дебитов скважины соответствует росту параметра апс, а значит, росту качества коллектора пласта.

Проведена оценка успешности горизонтального бурения с ГРП с учетом влияния анизотропных свойств пласта, в частности анизотропии проницаемости коллектора.

Показано, что различия параметров работы горизонтальных добывающих скважин при различных направлениях горизонтального ствола удостоверяют существование анизотропных свойств по латерали коллекторов продуктивного пласта АВ/"2, которое наглядно демонстрируется изменениями дебитов и обводненности, выявленными по 66 скважинам с ГРП.

Важно отметить характер влияния латеральной анизотропии проницаемости на успешность бурения горизонтальных скважин (рисунок 5).

□ Дебит нефти, т/сут □ Обводненность, %

Рисунок 5 - Диаграммы распределения текущего дебита нефти и текущей обводненности

Диаграммы демонстрируют, что северо-западное и северо-восточное направления ориентирования горизонтального ствола являются наиболее продуктивными зонами, приуроченными перпендикулярно к линии сноса осадочного материала. Зоны характеризуются максимальными дебитами нефти и низкой обводненностью, а текущие показатели работы рассматриваемых скважин распределены подобно стартовым показателям работы (рисунок 5).

На основании проведенных исследований установлено, что латеральная анизотропия проницаемости коллектора АВ/"2 Самотлорского месторождения в значительной степени влияет на добывные характеристики горизонтальных скважин.

Учитывая геометрию и географию направления горизонтальных стволов в условиях сложнопостроенного объекта «рябчик», можно добиться значительного роста объемов добычи нефти.

Далее исследовано влияние типа профиля ствола горизонтальной скважины на технологические показатели ее работы.

Встречаемые в пласте ABi'"2 профили стволов в развитие работы [Задорожный, Е. В. Выработка критериев эффективной проводки горизонтальных добывающих скважин с ГРП на объекте типа «рябчик» [Текст] / Е. В. Задорожный, М. А. Виноходов, С. Д. Глебов, М. С. Антонов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 2. - С. 18-22] условно можно распределить на четыре типа: пологий, наклонный, синусоидальный и J-образный.

С целью поиска наиболее результативного типа проводки горизонтального ствола исследуемые скважины были сгруппированы по следующим параметрам: ориентированию ствола скважины по отношению к линии сноса осадочного материала, количеству многостадийных ГРП пласта, длине горизонтального участка скважины. Данный подход позволил сравнить скважины различных конструкций при стандартных принятых условиях.

По группе скважин, горизонтальные стволы которых направлены вдоль линии сноса осадочного материала, отметим, что по стартовьм показателям синусоидальный профиль уступает пологому типу профиля.

Учитывая влияние вышерассмотренных факторов на технологические показатели ГС в глинизированных коллекторах, выделим три основных направления для выработки критериев успешности ГС: геология (выбор точки бурения), особенности конструкции и направления горизонтального ствола, а также технологии, применяемые при разработке объекта с целью увеличения нефтеотдачи. В рамках данных направлений выделено семь основополагающих факторов, формирующих комплексный критерий успешности горизонтальной скважины с многостадийным ГРП. Данные факторы сведены в общую блок-схему, представленную на рисунке 6.

Суть использования представленной блок-схемы заключается в следующем: для каждой анализируемой горизонтальной скважины с многостадийным ГРП индивидуально оцениваются выбранные параметры по трем направлениям с присвоением весового значения каждому аргументу в соответствии с обозначенными зависимостями. Далее рассчитывается комплексный параметр успешности S (success), который является суммой слагаемых значений семи аргументов:

S = R + T + G + L + P + Q + H.

Результаты оценки фактических данных успешности горизонтальных скважин пласта АВ/"2 приведены на рисунке 7.

Рисунок 6 - Блок-схема факторов, влияющих на параметр успешности горизонтальной скважины

100

§ N5

7*1 ^ ^ *

Е Е

- о 2 о Е г

■& О)

ф ¥ * 6

Е ° 5 га

90 — 80

70 -

бо 4—-

50 40 30 20 10 О

А..

А

-А А

* «

л

: * • : г

0.0 0.5 10 1.5 20 25 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0

Параметр успешности ГС

• Де5ыт нефти, т/сут А Обводненность, %

Рисунок 7 - Графики зависимости текущих показателей работы горизонтальных скважин от параметра успешности

Анализ зависимости текущих показателей работы горизонтальных скважин от параметра успешности указывает на существенную степень корреляции, в частности зависимости дебита нефти от параметра успешности (рисунок 7). По скважинам, попавшим в группу с параметром Б = 5,5, действительно наблюдаются наилучшие показатели эксплуатации.

Анализ фактических результатов проведения многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах Самотлорского месторождения позволил обосновать и выделить три основных направления успешности проведения многостадийного ГРП на глинистых пластах типа «рябчик». Это выбор точки бурения (геологические параметры), ориентация ствола скважины в пространстве пласта и технология проведения многостадийного ГРП.

Стоит отметить, что данные критерии включают в себя и геологические параметры. Поэтому можно утверждать о том, что возможна оценка ожидаемого эффекта от ГРП и на коллекторах с иными фильтрационно-емкостными характеристиками, нежели анализируемый пласт АВ/"2 Самотлорского месторождения.

На основе выделенных семи параметров был рассчитан комплексный параметр эффективности ГРП, который рекомендуется использовать при оценке перспектив проведения многостадийного ГРП на пластах «рябчикового» типа Ватинского месторождения, а также на аналогичных объектах Мыхпайского и Мегионского месторождений.

В четвертой главе приведены результаты теоретических исследований эффективности проведения операций многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине на объекте типа «рябчик» ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», в частности обоснование выбора математической модели для оценки и распределения эффекта от проведения многостадийного ГРП в горизонтальной скважине.

За основу при описании используемой гидродинамической модели участка опытно-промышленных работ взята фильтрационная модель объектов разработки на базе геологической трехмерной модели.

При исследовании эффективности проведения операций многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине по пласту АВ!1"2 Ватинского месторождения рассмотрено 10 вариантов, один из которых - базовый - предполагает выработку запасов нефти без проведения ГРП, остальные варианты отличаются количеством проведенных стадий гидроразрыва пласта. Это связано с тем, что слоистое геологическое строение объекта диктует необходимость многовариантности, связанной с различием и многообразием создаваемых трещин в трехмерном поле и анизотропией коллектора.

Расчетные варианты ограничены временным отрезком в 16 лет, обусловленным снижением дебита добывающей скважины с ГРП до значения базового варианта.

Трещинная система создает косвенную сообщаемость пропластков, не вскрытых напрямую с горизонтальным участком ствола добывающей скважины, тем самым проведение ГРП позволяет дренировать дополнительные запасы нефти (рисунок 8).

Рисунок 8 - Схема проведения многоступенчатого ГРП и расчетных вариантов (срез по слоям) для исследуемой скважины № 1

Сводные технологические показатели по результатам численных исследований приведены на рисунке 9, из которого видно создание системы вертикальных трещин, позволяющей организовать сообщаемость ствола добывающей скважины с незадействованными пропластками, тем самым увеличивается область дренирования скважины и вовлекаются в активную разработку дополнительные запасы нефти. Низкое значение начальной нефтенасыщенности и наличие начальной подвижной воды в пласте приводят к высокому значению стартовой обводненности по вариантам, которая затем стабилизируется на уровне 85 %. Данное явление подтверждается динамикой обводненности ряда скважин соседнего Самотлорского месторождения.

При проведении повторных операций ГРП на других участках горизонтального ствола прирост добычи нефти между стадиями сокращается, при этом кратность увеличения дебита по нефти и жидкости по сравнению с базовым вариантом увеличивается.

Рисунок 9 — Динамика дебита жидкости и нефти по вариантам для исследуемой скважины № 1

Однако эффективность работы скважины с увеличением количества стадий гидроразрыва возрастает по нелинейной зависимости, в связи с чем аналогичные расчеты были выполнены еще для 4-х участков модельной залежи (горизонтальные скважины), характеризующихся различными фильтрационно-емкостными свойствами, которые показали, что увеличение ГРП более 4 уже неэффективно (рисунок 10).

-8-°.

1 Ё

-С.0474Х1 + 1.0097Х2 - ?.4778х

-+-20.946-------

" К2 - 0.9931------

0123456789 10 Число стадий ГРП

а,1

по каждой скважине; в, г - средние показатели

Рисунок 10 - Сводные результаты расчетов эффективности многостадийного ГРП

Далее рассмотрен случай замены горизонтальной скважины, ствол которой непосредственно вскрывает только часть продуктивного пласта, а вовлечение остальных пропластков в разработку осуществляется с применением метода ГРП, на альтернативную технологию - бурение наклонных горизонтальных скважин, вскрывающих весь продуктивный пласт. Тогда дренирование запасов нефти по толщине пласта будет осуществляться за счет контакта со стволом скважины, а не через системы вертикальных трещин.

Для оценки эффективности данной технологии, в том числе с применением метода многостадийного ГРП, рассмотрены следующие варианты разработки (рисунок 11):

вариант № 1 - базовый (скважина вскрывает только среднюю, наиболее продуктивную часть пласта);

вариант № 2 - базовый НГС (траектория скважины изменена на наклонную);

вариант № 3 - базовый с проведением четырехстадийного гидроразрыва пласта;

вариант № 4 - базовый НГС с проведением четырехстадийного гидроразрыва пласта.

Рисунок 11 - Схема расчетных вариантов при различных траекториях ствола ГС

Результаты численных исследований в виде динамики текущей и накопленной добычи нефти показали, что без применения метода стимуляции притока жидкости к забою добывающей скважины на объекте «рябчик» Ватинского месторождения предпочтительным является вариант

бурения наклонно направленных скважин, охватывающих воздействием всю продуктивную толщину. Однако при внедрении метода многостадийного гидроразрыва пласта отмечается факт значительного превышения текущей добычи нефти в вариантах с ГРП над аналогичным показателем в варианте НГС в начальный период разработки.

Исследованы и определены схемы проведения четырехстадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине при различных расположениях трещин по длине ствола (рисунок 12).

13= 100 м

Рисунок 12 - Расчетные варианты при определении

оптимальной схемы проведения четырехстадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине

Анализ полученных результатов показывает, что в двух скважинах наиболее эффективными из рассмотренных вариантов по накопленной и текущей добыче нефти оказались варианты с, <1, е, которые характеризуются максимальными расстояниями между создаваемыми трещинами. Наименьшую эффективность показал вариант Ь, расстояние между трещинами в котором 50 м, поскольку здесь большую роль играет интерференция трещин между собой.

За счет оптимального проектирования расположения трещин при многостадийном ГРП на горизонтальной добывающей скважине можно добиться увеличения эффективности по накопленной добыче нефти до 10,5 %, при этом кратность увеличения дебита нефти может составить 1,3 раза в начальный период.

В пятой главе приведены первоочередные рекомендации по повышению эффективности разработки пласта АВ1 " на основе

полученных результатов.

Проведена оценка эффективности бурения новых скважин на пласт АВ11'2 «рябчик» Ватинского, Мегионского и Мыхпайского месторождений на базе вероятностно-статистической модели, в частности изучена эффективность вариантов расположения добывающей скважины относительно нагнетательной с проведением ГРП.

Результаты моделирования показывают, что применение описанных технологий позволяет увеличить показатели работы скважин в 1,45...2,07 раза по сравнению с вертикально пробуренной скважиной. При этом необходимо отметить, что созданная модель пласта АВ11'2 Ватинского месторождения на основе вероятностно-статистического подхода может быть усовершенствована после проведения адаптации к фактической истории разработки, поскольку в настоящее время количество работающих скважин невелико, причем имеет место совместная выработка с нижележащими объектами разработки.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполненный анализ геологического строения залежей нефти и результатов промысловых испытаний технологий гидроразрыва пласта на объектах нефтяных месторождений Западной Сибири показал, что многоступенчатый гидроразрыв пласта является эффективным методом интенсификации добычи нефти и способен значительно (до 4 раз) увеличить текущий дебит горизонтальной скважины.

2. Анализ фактических результатов проведения многостадийного гидроразрыва пласта на примере горизонтальных скважин Самотлорского месторождения позволил определить и выделить три основных направления успешности проведения многостадийного ГРП на глинистых пластах типа «рябчик». Это выбор точки бурения (геологические параметры), ориентация ствола скважины в пространстве пласта и технология проведения многостадийного ГРП. Внутри данных направлений были выделены семь критериев успешности проведения многостадийного ГРП. Указанные критерии включают в себя и геологические параметры, что позволяет оценить ожидаемый эффект от ГРП, возможно, и на коллекторах с иными фильтрационно-емкостными характеристиками, нежели анализируемый пласт АВ11"2 Самотлорского месторождения.

3. На основе выделенных параметров был рассчитан комплексный параметр эффективности ГРП, который рекомендуется использовать при оценке перспектив проведения многостадийного ГРП на пластах «рябчикового» типа Ватинского месторождения, а также на аналогичных объектах Мыхпайского и Мегионского месторождений.

4. Прирост по накопленной добыче нефти по ГС наблюдается при увеличении количества стадий ГРП, причем эта зависимость между ними нелинейна. Установлено, что при увеличении количества стадий ГРП более четырех скорость прироста добычи нефти резко падает, а внедрение

последующих операций дает прирост на уровне 2 % с каждой последующей.

5. Применение многоступенчатого гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине при её проводке в наиболее продуктивной части пласта имеет преимущества над наклонной условно горизонтальной скважиной, охватывающей все пропластки.

6. В результате статистического анализа и обработки промыслового материала внедрения ГРП на Самотлорском, Ватинском, Мыхпайском и Мегионском месторождениях установлено наличие зависимости коэффициента эффективности ГРП от толщины непроницаемого раздела между нефтенасыщенными пропластками, которая ограничивается величиной 3,5...4,0 м.

7. При испытании технологий многоступенчатого ГРП на объектах пласта АВ/"2 Самотлорского и Ватинского месторождений на 25 скважинах с горизонтальным стволом в период с 2010 по 2013 гг. дополнительно добыто 8540 т нефти с экономическим эффектом 16,9 млн рублей.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Проскурин, В. А. Особенности освоения и перспективы разработки юрских отложений Ново-Покурского месторождения [Текст] / В. А. Проскурин, М. А. Виноходов, Н. И. Хисамутдинов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - 2013. -№6.-С. 41-44.

2. Проскурин, В. А. Повышение эффективности разработки нефтяного месторождения с развитой системой заводнения [Текст] / В. А. Проскурин, Д. К. Сагитов, М. Н. Тайчинов, Р. Р. Зиятдинов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 6. - С. 5-7.

3. Проскурин, В. А. К вопросу эффективности использования многоствольных скважин для выработки запасов нефти в условиях пластов клиноформенного типа [Текст] / В. А. Проскурин, С. Д. Глебов, М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 6. - С. 7-9.

4. Проскурин, В. А. Способы оценки эффективности формирования системы заводнения на объекте Западно-Усть-Балыкского месторождения [Текст] / В. А. Проскурин, Н. И. Хисамутдинов, М. С. Антонов, Д. К. Сагитов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - 2013. - № 6. - С. 36-38.

5. Проскурин, В. А. Об основных направлениях разработки нефтяных месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» [Текст] /

В. А. Проскурин, М. А. Кузнецов, С. Д. Глебов, Н. И. Хисамутдинов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 10. — С. 5-7.

6. Орехов, В. В. Оценка эффективности бурения новых скважин на пласт АВ11"2 «рябчик» Ватинского, Мегионского и Мыхпайского месторождений [Текст] / В. В. Орехов, А. Г. Галимсаров, В. А. Проскурин, М. Н. Шаймарданов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -2013.-№ 10.-С. 56-59.

7. Проскурин, В. А. Обоснование применимости и оценка эффективности технологии многостадийного ГРП на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» [Текст] / В. А. Проскурин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013.- № 10. - С. 87-89.

Прочие печатные издания

8. Проскурин, В. А. Об особенностях отбора нефти из низкопродуктивных пластов Ново-Покурского месторождения [Текст] / В. А. Проскурин, М. А. Виноходов, С. Д. Глебов, М. Н. Тайчинов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа, 2013. - С. 58-62.

9. Проскурин, В. А. Об опыте регулирования энергетических потерь в системе поддержания пластового давления [Текст] /

B. А. Проскурин, В. В. Фирсов, Р. Р. Зиятдинов, Д. К. Сагитов, М. Н. Тайчинов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа, 2013. - С. 63-67.

10. Проскурин, В. А. Оценка успешности применения многоствольных скважин для дренирования запасов нефти пласта БСю Западно-Усть-Балыкского месторождения [Текст] / В. А. Проскурин,

C. Д. Глебов, С. М. Ишкинов, М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов, И. А. Магзянов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа, 2013. - С. 68-70.

11. Проскурин, В. А. Сравнение известных аналитических способов оценки степени взаимодействия пар скважин «добывающая -нагнетательная» [Текст] / В. А. Проскурин, М. А. Виноходов, М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов, Д. К. Сагитов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии — 2013». -Уфа, 2013.-С. 71-73.

12. Проскурин, В. А. Мероприятия по вовлечению остаточных недренируемых запасов нефти по скважинам, работающим на пласт БСю [Текст] / В. А. Проскурин, С. Д. Глебов, С. М. Ишкинов, И. А. Магзянов, И. Ш. Щекатурова // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа, 2013. - С. 74-75.

13. Проскурин, В. А. Опыт формирования оптимальной сетки скважин в пластах клиноформенного типа [Текст] / В. А. Проскурин, М. А. Виноходов, М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». -Уфа, 2013.-С. 76-77.

14. Проскурин, В. А. Перспективы применения многостадийного ГРП на продуктивных пластах месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» [Текст] / В. А. Проскурин И Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. 23 октября 2013 г. в рамках XIII Российского энергетического форума. - Уфа, 2013. -С. 24-25.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 16.01.2014 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 1,02. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 18. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Проскурин, Валерий Александрович, Уфа

ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

(ГУП «ИПТЭР»)

УДК 622.276.76 На правах рукописи

04201456208

ПРОСКУРИН ВАЛЕРИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

Уфа 2013

Оглавление

введение........................................................................................... 4

ГЛАВА 1. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ АВТОРА............. 7

1.1. Ключевые понятия о механизме гидравлического разрыва пластов.................... 7

1.2. Зарубежный и отечественный опыт использования гидроразрыва................. 10

1.3. Обобщение опыта проведения повторного и многоступенчатого 21 гидроразрыва пласта...........................................................................

Выводы по главе 1................................................................................... 28

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП

ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ГЛИНИЗИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ................................... 30

2.1. Об основных направлениях разработки нефтяных месторождений

ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ»............................................ 30

2.2. Оценка эффективности проведения мероприятий ГРП с использованием характеристик вытеснения и методом сравнения с соседними скважинами

по пласту АВ]1-2 Самотлорского месторождения............................................... 33

2.3. Статистический анализ данных эффективности применения гидроразрыва

1 2

пласта на объекте АВ1 " Самотлорского месторождения............................ 43

Выводы по главе 2.................................................................................. 49

ГЛАВА 3. ВЫДЕЛЕНИЕ КРИТЕРИЕВ УСПЕШНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ И КОМПЛЕКСНОГО ПАРАМЕТРА ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЛЯ ОЦЕНКИ УСПЕШНОСТИ МНОГОСТАДИЙНОГО ГРП.................................... 51

3.1. Опыт применения технологии ГРП в горизонтальных скважинах Самотлорского месторождения................................................................................ 52

3.2. Выработка критериев применимости технологии многостадийного ГРП....... 56

3.2.1. Оценка успешности применения ГРП в горизонтальных скважинах

в зависимости от геологических свойств участка пласта в районе точки 57 бурения.....................................................................................................................

3.2.2. Оценка успешности горизонтального бурения с ГРП с учетом влияния анизотропных свойств пласта................................................................................ 61

3.2.3. Влияние синусоидального профиля ствола горизонтальной скважины

на технологические показатели ее работы............................................................ 64

3.3. Комплексный параметр успешности применения многостадийного ГРП

в условиях глинизированных пластов..................................................................... 67

Выводы по главе 3................................................................................... 69

ГЛАВА 4. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ

НА ОБЪЕКТЕ ТИПА «РЯБЧИК» ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ»................................................................................ 70

4.1. Обоснование выбора математической модели для оценки и распределения эффекта от проведения многостадийного ГРП в горизонтальной скважине...... 70

4.2. Описание используемой гидродинамической модели участка ОПР.................... 72

4.3. Существующие методы моделирования гидроразрыва пласта

в представленном симуляторе. Преимущества и недостатки........................ 78

4.4. Исследования эффективности проведения операций многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине...................................... 81

4.5. Поиск оптимальной схемы проведения 4 стадийного гидроразрыва пласта

в горизонтальной скважине....................................................................................... 93

Выводы по главе 4................................................................................... 96

ГЛАВА 5. ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ

ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА Л В,12 НА ОСНОВЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ............................................................ 97

5.1. Оценка эффективности бурения новых скважин на пласт ABi1"2 «рябчик» Ватинского, Мегионского и Мыхпайского месторождений

на базе вероятностно-статистической модели........................................................ 97

5.2. Обоснование применимости и оценка эффективности технологии многостадийного ГРП на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

на детализированной гидродинамической модели................................................ 103

5.3. Первоочередные рекомендации по повышению эффективности разработки пласта ABj1"2 на основе полученных результатов в условиях Самотлорского месторождения................................................................................. 106

Выводы по главе 5.................................................................................. 111

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ................................................................ 112

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ........ 114

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Широко распространенный в последнее время локальный гидроразрыв пласта (ГРП) в нефтяной промышленности рассматривается как эффективный метод воздействия на призабойную зону скважин и как технология, увеличивающая приток нефти. Технология основана на механизме возникновения и распространения трещин в горных породах как при однократном, так и многократном гидравлических разрывах пласта. Опубликованные работы по ГРП в большинстве случаев относятся к вертикальному типу скважин, а информация и опыт проведения ГРП в горизонтальных скважинах (ГС), особенно при многократном ГРП (МГРП), достаточно узки. Это связано с тем, что процессы и теоретические исследования эффективности применения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах в условиях анизотропного неоднородного коллектора, а также определение оптимального количества стадий гидроразрыва с оценкой расстояний между создаваемыми трещинами практически мало исследованы. В условиях широкого развития технологий применения многократного гидроразрыва пласта на практике необходимость теоретических исследований усиливается в связи с тем, что, по данным опытных работ, например на Самотлорском месторождении, при вторичном ГРП от первого (базового) эффективность снижается на 17 %, а на третьем - на 31...35 %. Поэтому возникла необходимость разработки новых критериев успешности применения многократного ГРП в технологиях комплексного воздействия на пласт для использования в промысловых условиях. Такая задача в настоящее время является востребованной и актуальной.

Цель работы - совершенствование технологий многостадийного гидроразрыва пласта в анизотропном неоднородном нефтенасыщенном коллекторе с целью повышения притока нефти.

Основные задачи исследований:

1. Статистический анализ существующих технологий применения гидроразрыва в России и за рубежом;

2. Оценка основных параметров технологий ГРП и выявление причин их низкой эффективности;

3. Теоретические исследования эффективности проведения операции многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине в глинизированных нефтенасыщенных коллекторах;

4. Определение оптимальной схемы проведения четырехстадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине;

5. Выработка критериев эффективности применения технологии бурения горизонтальных скважин с многоступенчатым ГРП;

6. Разработка первоочередных рекомендаций по повышению эффективности вытеснения нефти из глинизированных пластов на основе полученных результатов исследований автора.

Методы решения поставленных задач

Для поиска аналитических решений поставленных задач в представленной работе использовались численные методы решения отдельных промысловых задач. Моделирование разработки горизонтальными скважинами реального месторождения проведено при помощи двух- и трехфазного симуляторов «Tempest-More». Расчеты отдельных технологических показателей выработки запасов нефти залежи выполнены с привлечением современной вычислительной техники. Обобщение результатов использования технологий ГРП в горизонтальных скважинах проведено по промысловым данным.

Научная новизна результатов работы:

1. На основе анализа фактического материала и выполненных теоретических исследований предложена методика расчета комплексного параметра эффективности многостадийного ГРП, включающая разделение факторов успешности на геологические, конструкционные и технологические группы с выделением семи критериев успешности;

2. В результате численных исследований технологий многостадийного ГРП установлена пороговая эффективность числа воздействий на анизотропный неоднородный нефтенасыщенный коллектор с ГРП не более четырех с расстояниями расположения точек воздействия пропорционально по длине горизонтального ствола числу воздействий, а при внедрении последующих операций прирост оценивается на уровне 2 %, что указывает на низкую эффективность;

3. В условиях выработки глинизированных коллекторов типа «рябчик» применение многоступенчатого гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине при её проводке в наиболее продуктивной части пласта имеет преимущества над наклонной горизонтальной скважиной, охватывающей все пропластки.

На защиту выносятся:

• обоснование определения комплексного параметра успешности применения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах при отборе нефти из глинизированных коллекторов;

• методика изучения и определения числа воздействий с ГРП на анизотропный неоднородный коллектор по длине горизонтального ствола добывающей скважины;

• методика определения оптимальных расположения и ориентации стволов горизонтальной добывающей и нагнетательной скважин;

• результаты опытно-промышленных работ по рекомендациям автора.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Результаты диссертационной работы используются при разработке анизотропных неоднородных нефтенасыщенных коллекторов с ГРП на Ватинском, Мыхпайском, Мегионском, Ново-Покурском месторождениях.

Комплекс мероприятий, включающий работы по технологиям многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах, реализован на 25 скважинах в период с 2010 по 2013 гг., что дало возможность дополнительно добыть 8540 т нефти с экономическим эффектом 16,9 млн рублей.

Апробация результатов работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на производственно-технических советах ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Москва, г. Мегион, 2010 - 2013 гг.), на научно-технических советах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2012, 2013 гг.), на научно-технической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2013 г.).

ГЛАВА 1. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ АВТОРА

1.1. Ключевые понятия о механизме гидравлического разрыва пластов

Гидравлический разрыв пласта - способ механического воздействия на пласт-коллектор нефти и газа, при котором материал породы под действием высокого давления за счет закачки в скважину жидкости разрыва с расходом, превышающим потенциальную способность скважины к поглощению, разрывается по плоскостям минимальной прочности [19]. При этом жидкости, передающие энергию, необходимую для разрыва, с устья на забой скважины, именуются жидкостями разрыва. Под воздействием избыточного давления геометрические размеры трещины увеличиваются, возникает связь с системой естественных трещин пласта, не контактирующих со скважиной, и с высокопроницаемыми зонами, что приводит к расширению области дренирования скважины. В образованные жидкостями специального состава трещины закачивают зернистый материал (проппант), который удерживает трещины раскрытыми после снятия внешнего воздействия [19].

Метод ГРП может иметь множество технологических вариаций, обусловленных особенностями каждого объекта обработки и поставленной целью. Технологии гидравлического разрыва отличаются обычно объемами закачки технологических жидкостей и проппанта, что определяет разнообразие размеров создаваемых трещин [21].

Весьма широкое применение получил локальный ГРП как метод воздействия на призабойную зону скважин (ПЗС), обладающий высокой эффективностью. Бывают случаи, когда дебит добывающей скважины увеличивается в 2...3 раза при создании трещин длиной 10...25 м с закачкой нескольких десятков кубических метров жидкости и нескольких тонн проппанта. Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к улучшению не только фильтрационных свойств призабойной зоны, но и к увеличению охвата пласта воздействием по толщине, вовлечению в активную разработку дополнительных запасов нефти и повышению коэффициента нефтеизвлечения в целом. При этом отметим, что возможно как снижение текущей доли воды в добываемой продукции, так и ее увеличение. В работе [19] указывается, что оптимальная длина

"У

трещины при проницаемости пласта 0,01...0,05 мкм , как правило, составляет до 60 м, а объем закачки - от 10 до 100 м3 жидкости и от 1 до 10 т проппанта.

Технология гидравлического разрыва пласта основана, прежде всего, на понимании механизма формирования и распространения трещинной системы в породах, что

позволяет просчитывать геометрию трещины и, при необходимости, оптимизировать ее параметры. Математическое моделирование процесса образования трещин в пласте в результате ГРП основано на законах теории упругости, физики пластов, теории фильтрации флюидов в пласте, а также термодинамики. Впервые теоретическую модель распространения трещины, которая получила общее признание, предложили Ю.П. Желтов, С.А. Христианович и Г.И. Баренблатт [5, 13 - 15] (модель I). Позже L.R. Kern, Т.К. Perkins, [97] была предложена другая модель (модель II). Основное отличие этих моделей заключается в физической постановке задач (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Модели формирования вертикальной трещины [5, 13-15, 97]

Высота вертикальной трещины постоянна в обеих моделях, но в модели I поперечное сечение трещины по вертикали - прямоугольник, а в модели II -эллипсоидальной формы. Горизонтальное сечение трещины в модели I - это эллипс с имеющимися заострениями на концах трещины, а в модели II - эллипс. Описанные модели опираются на линейную теорию распространения трещин в упругом теле. Различием в моделях обусловлено различие поведения давления в трещине, а также и других параметров процесса ГРП. Области применения представленных моделей приведены в работе [92]: согласно модели I описывается распространение вертикальной трещины в горизонтальной плоскости, а в рамках модели II - ее рост в вертикальной плоскости. На стадии формирования трещины, когда ее длина намного меньше ее высоты, возможно применение модели I. Модель II применима на поздней стадии, когда длина трещины уже значительно превышает ее высоту. В настоящее время в практике нефтедобычи широкое распространение получили модели псевдотрехмерного типа,

которые представляют собой комбинацию двух известных двумерных моделей, описывающих процесс распространения трещинной системы и течение жидкости в ней в двух взаимно-перпендикулярных плоскостях [107]. Исследования механизма образования трещин при проведении гидравлического разрыва пласта и вопросы математического моделирования этого процесса освещены в работах [48,49, 74, 75, 107].

Основной фактор, влияющий на геометрию образования трещины, - это распределение тектонических напряжений в горной породе [34]. На небольших глубинах вертикальное напряжение может оказаться значительно меньше, чем горизонтальное, что способствует формированию трещины горизонтального типа. В нормальных условиях такие трещины образуются на глубинах до 200 м, а трещины вертикального типа - на глубинах более 400 м [49]. На промежуточных глубинах, характеризующихся примерным равенством главных напряжений, ориентация трещин зависит от других факторов. Поскольку в настоящее время практически все разрабатываемые нефтяные и газовые месторождения расположены на значительных глубинах, при проведении теоретических исследований рассматриваются модели образования именно вертикальных трещин.

Гидравлический разрыв проводится при высоких величинах избыточных давлений, достигающих порой 100 МПа, с большими расходами технологической жидкости, проппанта и при одновременном использовании многообразной и сложной техники (рисунок 1.2) [63], что требует особой подготовки технического персонала и соблюдения необходимой техники безопасности.

1 - насосные агрегаты 4АН-700; 2 - пескосмесительные агрегаты ЗПА; 3 - автоцистерны ЦР-20 с технологическими жидкостями; 4 - песковозы; 5 - блок манифольдов высокого давления; 6 - арматура устья 2АУ-700; 7 - станц�