ЮСИФОВ ТЕЮБ ЮСИФ ОГЛЫ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
реклама
УДК 622.276.76 На правах рукописи л / ЮСИФОВ ТЕЮБ ЮСИФ ОГЛЫ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОИЗВЛЕЧЕНИЯ ЗАПАСОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРОРАЗРЫВА НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук О 4 СЕН 20И 005552190 Уфа-2014 Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «РН-УфаНИПИнефть» (ООО «РН-УфаНИПИнефть») и Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»). Научный руководитель - Зейгман Юрий Вениаминович, доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Официальные оппоненты: - Валеев Марат Давлетович, доктор технических наук, профессор, ООО НЛП «ВМ-система», технический директор -Михайлов Александр Георгиевич, кандидат технических наук, ООО «БашНИГЦ-Хнефть», заместитель начальника управления скважинных технологий и добычи Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Институт «Нефтегазпроект» (г. Тюмень) Защита состоится 25 сентября 2014 г. в 14^° часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ra. Автореферат разослан 25 августа 2014 года. Учёный секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор Худякова Лариса Петровна 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. В настоящее время существенная часть месторождений нефти Западной Сибири находится на поздней стадии разработки, вследствие чего происходят снижение объёмов добычи нефти и рост обводнённости добываемой продукции скважин, ухудщение структуры извлекаемых запасов. Эксплуатация пластов осложняется разработкой низкопроницаемых коллекторов, коллекторов разных проницаемостей, высокой обводнённостью добываемой продукции. Разработка неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности коллекторов сопряжена с опережающим обводнением высокопроницаемых и водонасыщенных пластов и участков эксплуатационных объектов, исключением из разработки средне- и низкопроницаемых пропластков, снижением коэффициента продуктивности скважин (в основном фонтанирующих), эксплуатирующих один из основных пластов Харампурского региона нефти и газа - Ю|, что, в первую очередь, вызвано снижением фазовой проницаемости пластов по нефти. На месторождениях, разрабатывающих подобные объекты, требуется реализация мероприятий для повыщения эффективности нефтеотдачи добывающих скважин, эксплуатирующих низкопроницаемые отдалённые участки пластов, а также выравнивание профиля приёмистости и интенсификации приёмистости нагнетательных скважин. На рещение этих проблем и направлена диссертационная работа, что определяет её актуальность. Цель работы - разработка методического подхода к выбору системных технологий интенсификации добычи нефти на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений на основе исследования геолого-гидродинамических особенностей и характера обводнения нефтегазосодержащих коллекторов. Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи: 4 - изучение особенностей геологического строения и методов разработки юрских коллекторов, анализ динамики и характера обводнения добывающих скважин исследуемых пластов; - исследование влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность операций гидравлического разрыва пласта (ГРП); - оценка прироста извлекаемых запасов и коэффициента извлечения нефти (КИН) при проведении ГРП в обводнённых коллекторах; - разработка и обоснование новых технологических решений, направленных на увеличение КИН объектов юрских коллекторов. Методы решения поставленных задач Решение поставленных задач осуществлено на основании анализа данных экспериментальных и аналитических исследований с использованием апробированных методик. При обработке результатов диссертационных исследований использованы современные математические методы. Научная новизна результатов работы 1. Классифицирована эффективность операций ГРП в зависимости от типа коллекторов и особенностей систем разработки месторождений. Выявлено влияние технологий ГРП на их эффективность. Показано, что максимальная эффективность операций ГРП по интенсификации добычи нефти достигается на объектах с остаточными запасами нефти не менее 40 %. 2. Обоснованы новый подход к проведению ГРП на консервационном и бездействующем фондах скважин, новые технологические решения, понижающие риски прорыва вод при ГРП, и необходимость остановки скважин системы поддержания пластового давления (ППД) до проведения операций ГРП. 3. На основании исследования геологических особенностей строения залежей пласта Ю] Южно-Харампурского и Фестивального месторождений установлена необходимость проведения операций ГРП не только на высокообводнённых, консервационных и бездействующих скважинах, но и на скважинах с 5 заколонной циркуляцией жидкости, что позволяет снизить обводнённость добываемой продукции скважин, предотвратить необходимость проведения ремонтно-изоляционных работ. На защиту выносятся: - классификация применяемых технологии ГРП с учётом геологогидродинамических особенностей строения пород призабойных зон пластов (ПЗП), условий эксплуатации скважин, позволяющая обеспечить требуемую технологическую эффективность; - методический подход к оценке остаточных извлекаемых запасов и прироста КИН в результате проведения ГРП в консервационных скважинах. Практическая значимость результатов работы 1. Показано, что ГРП является одним из наиболее эффективных методов разработки месторождений Харампурского региона ООО «РН-Пурнефтегаз», обеспечивающим увеличение текущей и конечной нефтеотдачи. Потенциальный прирост запасов, вовлекаемых в разработку за счёт увеличения коэффициента охвата при проведении операций ГРП, составляет 33 т/сут на одну скважину. Установлено, что наиболее успешно операции ГРП на обводнённых скважинах осуществляются на пластах фуппы Ю^ Технологический эффект от внедрения предложенных операций ГРП на месторождениях Харампурского региона составил 180 тыс. т нефти. 2. Установлена необходимость статического учёта неподвижного фронта нагнетаемых вод при проведении операций ГРП, что обеспечивает более высокую эффективность проведения операций ГРП на залежах с меньшей выработкой запасов. 3. Выявлена технологическая эффективность применения усовершенствованных технологий ГРП на скважинах консервационного фонда, в том числе осложнённых заколонными перетоками. Апробация результатов работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на XI и XII научно-практических конференциях «Геология и разработка 6 месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г. Геленджик, 2012 г. и г. Анапа, 2013 г.), технических совещаниях в ООО «РН-Пурнефтегаз» (г. Губкинский, 2009 - 2014 гг.). Публикации Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 7 научных трудах, в том числе 5 статей в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Структура и объём диссертационной работы Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 99 наименований, и 1 приложения. Работа изложена на ПО страницах мащинописного текста, содержит 27 рисунков, 10 таблиц. КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая значимость результатов работы. Первая глава посвящена литературному обзору по тематике диссертации. Вопросы интенсификации добычи нефти из неоднородных нефтяных пластов рассмотрены в трудах Алмаева Р.Х., Алтуниной Л.К., Бриллианта П.С., Гузеева В.В., Жданова С.А., Зейгмана Ю.В., Ибрагимова Л.Х., Каневской Р.Д., Катеева М.В., Курамшина P.M., Леви Б.И., Лисовского H.H., Лозина Е.В., Мача Д., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Г., Пономарёва А.И., Сургучёва М.Л., Телина А.Г., Токарева М.А., Уолкотта Д., Усачёва П.М., Халимова Э.М., Хисамутдинова Н.И., Экономидеса М. и других исследователей. В связи с неуклонным ростом трудноизвлекаемых запасов, расположенных в низкопроницаемых расчленённых коллекторах месторождений нефти Западной Сибири, возрастает роль геолого-технических мероприятий (ГТМ), по- 7 зволяющих существенно повысить коэффициент нефтеизвлечения. Одним из наиболее эффективных и динамично развивающихся способов разработки нефтяных месторождений является ГРП. В настоящее время на месторождениях нефти и газа Западной Сибири ежегодно проводится более тысячи операций ГРП практически на всех типах продуктивных коллекторов. Эффективным методом интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи является метод большеобъёмных ГРП, причем отмечается, что наиболее целесообразно его применение на заключительной стадии разработки нефтяных месторождений. Нередко встречается ситуация, когда скважина переводится в бездействующий (нерентабельный) фонд по причине существенного снижения дебита жидкости и высокого обводнения. При этом остаточные запасы в зоне дренирования скважины остаются значительными. Наиболее остро проблема проявляется на месторождениях с неоднородными пластами, находящимися на поздней стадии разработки. Нами представлен успещно реализованный подход к выводу высокообводнённых скважин из бездействия при помощи операций ГРП на основе результатов исследования геологических характеристик пластов, динамики и характера обводнения скважин, анализа влияния технологии ГРП на коэффициент извлечения нефти. Выявлены причины обводнения скважин, проведён расчёт остаточных извлекаемых запасов нефти разрабатываемых объектов, на основании чего принято решение о целесообразности проведения на них операций ГРП для охвата трещиной отдалённых, ранее неразрабатываемых зон пластов, в частности на скважинах № 336 и № 807 Южно-Харампурского и скважине № 223 Фестивального месторождений. Скважины ранее находились в консервации по причине высокой обводнённости. В результате проведения операций ГРП дополнительная добыча нефти по этим скважинам составила 196 т в сутки. Во второй главе приведены результаты анализа эффективности и совершенствования технологий применения ГРП на месторождениях нефти и газа Харампурского региона. В 2007 г. на месторождениях нефти, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», было проведено 127 операций ГРП, из них 28 (22 %) - на скважинах бездействующего фонда. Основной причиной перевода скважин в бездействующий фонд являлось высокое обводнение добываемой продукции (более 90 %) (таблица 1). Таблица 1 - Причины и длительность нахождения скважин в бездействующем фонде Количество лет в консервации менее 2 2...4 4...6 более 6 Всего обводнение 5 8 5 3 21 (75%) Причина консе рвации скважин прорыв отсутствие газов притока - 1 1 1 3 (11 %) - 1 _ - 1 (3 %) другие причины Всего _ 5 11 7 5 28 1 1 1 3 (11 %) В таблице 2 представлены применяемые методы вывода скважин обводнённого фонда месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», из бездействия. Установлено, что среднее время эксплуатации скважин, выведенных из бездействующего фонда проведением операций гидроразрыва пласта, составляет 4,5 года. Таблица 2 - Методы вывода из бездействия скважин месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз» Месторождение ГРП Барсуковское Ново-Пурпенское Северный купол 3 Харампурского месторождения Тарасовское Фестивальное 2 Южный купол Харампурского ме10 сторождения Всего 15 Примечания: ПВЛГ - перевод на вышележащий горизонт; ЗБС - зарезка бокового ствола. ПВЛГ + ГРП 1 1 ЗБС + ГРП _ _ - - 2 2 - _ Всего 1 1 3 4 2 - - 10 4 2 21 Анализ проведённых операций ГРП на пластах Южно-Харампурского и Фестивального месторождений, характеризующихся низким пластовым давлением, равно как и на скважинах, выведенных из эксплуатации по причине мак- симального обводнения пластовой и частично нагнетаемой водой, показал возможность вывода из бездействия ранее нерентабельных скважин путём проведения операций ГРП. С целью вывода скважин из консервационного фонда при проведении операций ГРП проводились исследования по увеличению объёма закачки проппанта. Скважины, выведенные из эксплуатации вследствие достижения максимальной обводнённости, выводились из бездействия с помощью боль- шеобъёмного ГРП - с закачкой в пласт более 8 т проппанта на 1 м толщины пласта. Учитывая слоистое строение пластов и создав единую высокопроницаемую трещину ГРП, объединяющую пропластки в единый «проточный канал», было получено возрастание эффективного радиуса скважины, позволившего эффективно эксплуатировать практически всю нефтегазонасыщепную толщину пласта. На примере скважины № 807 Южно-Харампурского месторождения показана динамика снижения обводнённости добываемой продукции после проведения операций ГРП (рисунки 1,2). • До ГРП а После П П Ож, мЗ'^сут Он. т обвоц.. % Рисунок 1 - Динамика параметров дебита по жидкости, нефти и обводнённости скважины № 807 Южно-Харампурского месторождения до и после проведения операций ГРП 10 300 Т 25000 250 200 15118 г 15000 - 10000 ¿•100 о & а 97 Эе 99 99 5000 45 у ал 10 14 13 12 д Область пocтpтен^йдиaгp».t^ы | О ^ <г а-- ср О" -а"'" л'''^?' ^ ^, • дйитл,г»а| Рисунок 2 - Эксплуатационная динамика дебита по жидкости, нефти и обводнённости в зависимости от содержания попутного газа в скважине № 807 Южно-Харампурского месторождения до и после проведения операций ГРП Важным параметром, влияющим на эффективность процесса разработки и коэффициент извлечения нефти, является вязкость добываемой продукции, значительное влияние на которую оказывает газосодержание (попутный газ снижает вязкость нефти). Соотношение вязкостей нефти и воды характеризует темп обводнения скважин. Вязкость нефти юрских отложений (1Ю|, 2Ю1, 3-4Ю|) в пластовых условиях Южно-Харампурского и Фестивального месторождений при средней глубине залегания 2956 м составляет 0,36 сПз, вязкость воды в пластовых условиях - 0,5 сПз. Из приведённых на рисунке 2 данных видно, что при уменьшении содержания попутного газа в составе добываемых флюидов обводнённость продукции увеличивается, очевидно, в связи с прорывом подошвенной воды. После ГРП увеличивается радиус дренирования пласта за счёт трещин ГРП, 11 вследствие чего газосодержание вновь начинает оказывать влияние на вязкость нефти. На основании данных анализа геологических характеристик пластов, подверженных операциям ГРП, и режимов их эксплуатации классифицирована эффективность по группам пластов. Наиболее успешно ГРП был осуществлён на пластах группы Ю| (имеющих наименьщую проницаемость) - доля удачно проведённых операций составила 92,0 %. На пластах группы БП успещность составила 82,5 %, наименее же результативными оказались операции ГРП на пластах группы ВС и ПК - 72,5 %. В общем по рассмотренным пластам успещность проведения операций ГРП составила 88 %. Полученные результаты свидетельствуют о том, что значительное увеличение коэффициента продуктивности скважин после проведения ГРП происходит именно в низкопроницаемых коллекторах. Операции ГРП, как правило, проводились в малодебитных скважинах, отличных по геологическому строению пластов, эксплуатирующих объекты с низкими фильтрационно-ёмкостными параметрами. Предложенный нами подход к проведению гидроразрыва на скважинах с высокой обводнённостью и низким пластовым давлением открыл новые перспективы. В результате проведения операций ГРП дебит скважин по нефти увеличился в среднем в 14 раз, вследствие чего стало возможным эффективно эксплуатировать малодебитный, простаивающий и ранее нерентабельный фонд скважин. Установлено, что гидравлический разрыв пласта является наиболее эффективным методом разработки Хара.мпурского месторождения, обеспечивающим до 30 % всей добычи нефти региона. Отмечено, что ранее на Харампурском месторождении основная масса операций ГРП проводилась на высокодебитном фонде скважин пласта Ю,. Для более равномерной выработки запасов необходимо проведение операций ГРП на консервационных и бездействующих скважинах. По нащему мнению, основными механизмами увеличения КИН при ГРП являются: 12 - вовлечение трещиной ГРП гидродинамически изолированных нефтенасыщенных пронластков и линз. Вклад этого механизма существенен на расчленённых и неоднородных пластах при больших длинах трещин ГРП. В то же время в однородных пластах, как и на объектах с небольшими длинами трещин, увеличения КИН согласно данному механизму при проведении ГРП не наблюдается; - увеличение КИН в низкопроницаемых коллекторах в основном за счёт двух составляющих. Во-первых, за счет подключения низкопродуктивных площадей, разработка которых без применения ГРП нерентабельна. Так, разработка юрских пластов обводнённых скважин Южно-Харампурского и Фестивального месторождений ведётся практически лишь за счёт проведения операций ГРП, что приводит к достижению коэффициента извлечения нефти » 70 %. Увеличение КИН при разработке низкопродуктивных коллекторов достигается и при проведении ГРП в пластах, эксплуатируемых малодебитными скважинами. Следует отметить, что широкомасштабное внедрение операций ГРП позволило почти в 5 раз (с 44 % до 8 %) уменьшить количество низкодебитных скважин. Влияние ГРП позитивно сказывается как на КИН, так и на темпах отбора нефти, в первую очередь, на низкопроницаемых, а также сильнорасчленённых и неоднородных по проницаемости коллекторах чистонефтяных залежей. В настоящее время рентабельная эксплуатация таких месторождений, как Южно-Харампурское (пласт Ю|), Фестивальное (Ю(), Харампурское (Ю)), являющихся на сегодняшний день основными объектами разработки Харампурского региона, без широкомасштабного применения ГРП не представляется возможной. В третьей главе представлены результаты исследования пластовых давлений и влияния ГРП на нефтеотдачу месторождений Харампурского региона. Были исследованы скважины до и после проведения операций ГРП. Расчёты проводились по отдельным скважинам согласно методике расчёта дополнительно добытой нефти. Базовые показатели вычисляли в соответствии с вы- 13 бранной математической моделью, учитывающей взаимосвязь накопленных отборов нефти и жидкости. В процессе эксплуатации скважин снижается пластовое давление в призабойной зоне пласта, в удалённой же части пласта давление остаётся первоначальным. Снижение пластового и забойного давлений влечёт за собой рост геостатического давления, вследствие чего может происходить деформация пород-коллекторов, особенно в ПЗП. Процесс разрушения пород активизируется с ростом обводнения скважин, так как вода провоцирует разбухание и деформацию цемента. Целью гидроразрыва пласта является создание высокопроницаемого канала в зоне его нарушенной проницаемости. Нарушение проницаемости пласта важно, поскольку тип и масштаб процесса гидроразрыва проектируются именно с целью устранения этого нарушения. На примере скважины № 203 Фестивального месторождения проанализирована динамика пластового давления до и после проведения операций ГРП (рисунки 3 и 4). Графжвд» Результаты бьмггроя ПСЯДГОИК!^, Рддиальмым ГОИОГ4ННЫИ ПЛАСТ Неограниченная сжимаемость Постоянная сжимаемость С» -0 0341 м>(«кдА:1п') СрЫ --20.1вв2 к9№т> ТЮ! • 3 6553 ч К «2.1812 шс! 3 » -1.4Л44 Р1 - 171.1887 кв/сго' 28 « прошедшее время, ч Рисунок 3 - Динамика пластового давления на скважине № 203 Фестивального месторождения до проведения операций ГРП 250 , после ГРП 220 атм - д о ГРП -после ГРП 5 ^ ' ' ' п ^ е ГРП; ^ — • 150 • Рзаб.ПОшгр-''^ доГР1Тч. 1 50 ГРП; Рзаб. 75 атм Рпп. 171 атм после ГРП; дебит нефти 72 т до ГРП; дебит нефти 4 т Рзаб. Рпп. Дебит нефти Рисунок 4 - Динамика пластового и забойного давлений, дебита по нефти скважины № 203 Фестивального месторождения до и после проведения операций ГРП Следует отметить, что обводнённые скважины длительный период времени эксплуатируются в условиях низкого пластового давления, нарастающей обводнённости добываемой продукции и выводятся из эксплуатации при достижении содержания воды в добываемой продукции 95.. .99 %. Установлено, что на скважинах с низкими пластовыми давлениями юрских групп пластов, с точки зрения успешности проведения операций ГРП (приведших к приросту вовлекаемых запасов), наиболее предпочтительны методы интенсификации добычи нефти, приводящие к увеличению дебита жидкости в 3... 7 раз; наиболее эффективно применение ГРП, причём на участках, где ранее ГРП не проводился. Таким образом, метод интенсификации добычи нефти на скважинах с низкими пластовыми давлениями проведением операций ГРП оказывает положительное влияние на темпы отбора нефти, в частности, для месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, с максимальной обводнённостью добываемой продукции и высокой неоднородностью пластов по проницаемости. В четвёртой главе приведены результаты комплексного воздействия на пласт с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения. Суть его заключается в том, что важно учитывать степень глинистости коллектора и проводить 15 операции ГРП по технологиям, соответствующим специфике пластов перед проведением операций ГРП. При выборе базовой жидкости важна её совместимость с пластовой жидкостью, особенно на заглинизированных пластах, с целью предотвращения набухания глин. При планировании работ по проведению ГРП с использованием жидкостей ГРП на нефтяной основе следует использовать нефть с конкретного участка месторождения, использовать гели ГРП на основе дизельного топлива, товарной нефти. Интенсивная закачка воды в условиях неоднородного продуктивного пласта, как правило, приводит к повышенному обводнению добываемой жидкости после ГРП, преимущественно для объектов с активной подошвенной водой. Совместное применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи и временная остановка скважин системы ППД позволяют снизить отрицательное влияние закачки воды и улучшить показатели разработки месторождений после ГРП. Реализация метода включала в себя следующие этапы: - расчёт и оценка фронта нагнетаемых вод, накопленной закачки вод; - определение времени остановки скважин системы ППД, влияющего на плановую скважину; - определение потенциала добычи нефти по скважинам, их ранжирование по приросту дебита нефти; - оценка распространения и направления трещины ГРП. При вскрытии перфорацией пластов с подошвенной водой обводнение продукции практически сразу при вводе скважины в эксплуатацию обычно связано с подтягиванием конуса подошвенной воды или с заколонной циркуляцией. Па залежах, где нефтенасыщенная толщина больше, чем водонасыщенная, проведение большеобъёмного ГРП не вызывает существенных, проблем, что позволяет создать достаточно длинную трещину для эксплуатации незакольматированных зон с более подвижной нефтью и устойчивую гидродинамическую связь с удалёнными зонами. 16 Определён подход к выбору скважин-кандидатов для проведения операций гидроразрыва пласта на месторождениях нефти, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз». Так, на трёх скважинах месторождения «Южный купол Харампурское», выведенных из эксплуатации вследствие обводнения, по результатам анализа проб воды было выявлено, что вода перед переводом скважин в бездействие была нагнетаемой. На таких скважинах операции ГРП проводить нельзя из-за вероятности прорыва трещины во фронт нагнетаемых вод. В то же время учитывалось, что за период пребывания эксплуатационных скважин в бездействии соседние нагнетательные скважины также были остановлены. По причине неподвижности закачиваемых вод их рассматривали как статический фронт нагнетаемых вод (СФНВ). Именно наличие СФНВ послужило основанием для принятия решения о проведении операций ГРП на 3 скважинах с ФНВ (рисунок 5). 170 •Дебит нефти • Масса проппанта аСкин • Дебит жщкостн • Обводненность •Дебит нефти с с». кН аДебнт )|«дк>сти с ед. кН Рисунок 5 - Средние значения технологических параметров работы трёх скважин месторождения «Южный купол Харампурское», выведенных из эксплуатации вследствие обводнения водами системы ППД (второй месяц после операции ГРП; к и Н - проницаемость и эффективная мощность пласта с ГРП) 17 На рисунке 6 представлены результаты вывода из бездействия обводнённых скважин при помощи операций гидроразрыва пласта. В отдельную группу вынесены скважины южного купола Харампурского месторождения, где не удалось достигнуть требуемую полудлину трещин после проведения операций ГРП по причине технического отказа оборудования при проведении гидроразрыва - в одну скважину было закачано лишь 30 % массы проппанта от планового объёма, а также роста трещины гидроразрыва в высоту на двух скважинах из-за неверного планирования интервала инициации трещины. 120 1 100 120 108 Э5 ми Г- ВО 53, I" 80 70 к« 60 ПМ г1 1ЦЬюЬздг т 1 ^ I .0 5 20 СХ Ф Л^ ЮХ Мссторовдеше ^ Дебит нефти Обводненность Е Я Дебит жидкости - • - Кол-во с к в а и н 100 |42 60 ^ 40 20 ЮХ (малая полудлина) Масса пропланта Рисунок 6 - Средние значения технологических параметров работы скважин по состоянию на второй месяц после проведения операций ГРП на месторождениях «Фестивальное» (Ф), «Южный купол Харампурское» (ЮХ), «Северный купол Харампурское» (СХ) Из данных, приведённых на рисунке 6, следует, что гидроразрыв пласта привёл к росту добычи нефти и стабилизации обводнённости добываемой продукции. Повторная интенсификация скважин привела к снижению обводненности добываемой продукции. Это свидетельствует о том, что большеобъёмные операции ГРП на обводнённых скважинах обеспечивают интенсификацию добычи нефти и способствуют увеличению КИП. 18 На северном куполе Харампурского месторождения дебиты нефти при проведении операций ГРП ниже несмотря на их технологическую эффективность (рисунок 7). Это связано с тем, что, несмотря на высокий газовый фактор и низкую вязкость нефти - 0,39 сПз., источником газа является газовая шапка, а не растворённый в нефти газ, вследствие чего подвижности нефти недостаточно. В результате расчёта эффективности проведённых комплексных мероприятий по интенсификации добычи нефти установлено, что для пласта Ю| дополнительная добыча нефти составила в среднем 8 тыс. т на скважину, продолжительность эффекта - 20 месяцев, дополнительная добыча нефти по отдельным скважинам составила 120 тыс. т. Средний коэффициент прироста добычи нефти к базовой - 0,78 д.ед. Средний прирост дебита нефти по объекту составил 33 т/сут, дебита жидкости - 97 м^/сут, обводнённость добываемой продукции составила в среднем 53 %. Таким образом, проведение операций ГРП на обводнённых скважинах бездействующего фонда высокоэффективно. Ф Мее|ириждение юх ЮХ (палая попудпччз! | Д е б т кефтис ед.кН [ПДебнтхидкастмсед кН 3 Дебит жидкости/М асса проппанта - « - С к т Рисунок 7 - Средние значения технологических параметров работы скважин месторождений «Фестивальное» (Ф), «Южный купол Харампурское» (ЮХ), «Северный купол Харампурское» (СХ) по состоянию на второй месяц после проведения операций ГРП (к и Н - проницаемость и эффективная мощность пластов) 19 Внедрение операций большеобъёмного ГРП на обводнённых скважинах юрских пластов Южно-Харампурского и Фестивального месторождений, осуществлённое по представленным в диссертационной работе рекомендациям, позволило дополнительно добыть около 180 тыс. т нефти. Обосновано применение большеобъёмных ГРП на обводнённых до 100 % скважинах, находящихся в консервации. Большеобъёмный гидроразрыв приводит к охвату отдалённых нефтенасыщенных, ранее неохваченных зон. В результате по высокопроницаемым трещинам нефть, насыщенная газом, движется к добывающей скважине. В околоскважинной зоне происходит перераспределение фаз, вязкость нефти уменьшается, вязкость же воды остаётся неизменной. В итоге высокообводнённая нерентабельная скважина после проведения операции ГРП способна добывать нефть. После нескольких успешных операций, подтвердивших правильность предложенного нами подхода, было принято решение подвергнуть ГРП все аналогичные скважины. В частности, было проведено 10 операций ГРП на ряде других скважин ООО «РН-Пурнефтегаз», что обеспечило на них прирост добычи нефти 330 т/сут. Показано, что операции ГРП более эффективны на залежах с меньшей выработкой запасов. В частности, при помощи ГРП была выведена из консервации скважина № 306 Южно-Харампурского месторождения, ранее нахо- дившаяся в консервации вследствие высокой обводнённости. В результате проведения операции ГРП производительность скважины составила 26 м^/сут при 7 % обводнённости. На СКВ. № 223 Фестивального месторождения после проведения операций ГРП добыча продукции составила 81 м^/сут при обводнённости 43 %; на СКВ. № 49 - 51 м^/сут при обводнённости добываемой продукции 17 %; на скв. № 116 - 172 м^сут при обводнённости добываемой продукции 77 %. Анализ применения ГРП на месторождениях нефти, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», показал, что применение операций ГРП наиболее эффективно при разработке горизонтов Ю|, при этом прирост конечного КИН может достигать 7 %. Остановка нагнетательных скважин при проведении one- 20 раций ГРП на добывающих скважинах позволила существенно снизить темп обводнения скважинной продукции в процессе интенсификации добычи нефти. Комплексное воздействие наиболее эффективно на залежах с меньшей выработкой запасов и высокой обводнённостью и менее эффективно в водонефтяных зонах, что связано с высокой активностью подошвенных или нагнетаемых вод. В данном случае необходимо одновременно производить селективную изоляцию водопритока в добывающих скважинах. Таким образом, комплексное воздействие может быть рекомендовано для реализации на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, с высокой обводнённостью продукции, эксплуатируемые пласты которых характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностями по проницаемости. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. Классифицирована эффективность мероприятий ГРП по юрским пластам месторождений нефти Харампурского региона. Показано, что для низкопроницаемых и неоднородных по проницаемости пластов проведение операций ГРП приводит к увеличению КИН и темпов отбора нефти. Для пластов с невысокой проницаемостью (пласты группы Ю|) доля удачно проведённых ГРП составляет 91 %, для пластов группы БП (Тарасовского региона) - 76 %. 2. Выявлено влияние фазовой проницаемости пластов по группам пластов, особенностей систем разработки месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», а также технологий проведения операций ГРП на их эффективность в зависимости от характеристики и свойств. 3. Показано, что проведение большеобъёмных операций ГРП на обводнённых скважинах (бездействующем фонде) позволяет сократить количество бездействующих скважин, что при проведении ГРП, в частности, на объектах Харампурского региона может обеспечить прирост добычи нефти до 500 т/сут. 21 4. Установлено, что интенсификация отбора жидкости из скважин Харампурского региона нефти и газа экономически целесообразна при условии увеличения дебита скважин по жвдкости не менее чем в 3 раза. 5. Разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи нефти применением операций ГРП на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, в частности на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз», в зависимости от характеристик и свойств пластов - на высокообводнённых скважинах, скважинах с низким пластовым давлением, где ранее аналогичные операции ГРП не проводились. Основные результаты диссертационной в следующих научных трудах: работы опубликованы Ведугцие рецензируемые научные журналы 1. Джабраилов, А. В. Вывод скважины из бездействия при помощи гидравлического разрыва пласта на Хара.мпурском направлении ООО «РоснефтьПурнефтегаз» [Текст] / А. В. Джабраилов, Т. Ю. Юсифов, И. Д. Латыпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 8. - С. 58-59. 2. Паняк, С. Г. Гидроразрыв пласта - эффективный метод доизвлечения запасов нефти и газа [Текст] / С. Г. Паняк, А. А. Аскеров, Т. Ю. Юсифов // Нефть и газ. - 2011. - № 5. - С. 56-59. 3. Юсифов, Т. Ю. Комплексный подход к проектированию гидроразрыва глинистых пластов нефтяных месторождений (на примере Б П ^ Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз») [Текст] / Т. Ю. Юсифов, Р. М. Зизаев, А. В. Колода, А. А. Аскеров // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 2. - С. 182-188. 4. Юсифов, Т. Ю. Гидроразрыв нефтяных пластов с низким давлением (на примере месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз») [Текст] / Т. Ю. Юсифов // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 3. - С. 179-184. 22 5. Юсифов, Т. Ю. Программное обеспечение для подбора ремонтноизоляционных работ [Текст] / Т. Ю. Юсифов, И. Г. Фатгахов, Р. Р. Кадыров // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2013. - № 5 . - С . 49-52. Прочие печатные издания 6. Юсифов, Т. Ю. Влияние гидроразрыва на нефтяные пласты с низким давлением [Текст] / Т. Ю. Юсифов // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: тез. матер. XII научн.-практ. конф. 18 - 21. 09. 2012. - Геленджик, 2012. - С. 63. 7. Юсифов, Т. Ю. Поэтапный контроль проведения геолого-технических мероприятий на поздней стадии разработки [Текст] / Т. Ю. Юсифов // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: тез. матер. XIII научн.-практ. конф. 24 - 26. 09. 2013. - Анапа, 2013. - С. 69. Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 2014 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 0,8. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № . Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
