4.2. Комплексный подход к проектированию гидроразрыва
реклама
Общество с ограниченной ответственностью «РН-УфаНИПИнефть» (ООО «РН-УфаНИПИнефть») Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») УДК 622.276.76 На правах рукописи 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 ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель доктор технических наук, профессор Зейгман Юрий Вениаминович Уфа 2014 2 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………… 1. ОБЗОР ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ…........................................................................................... 1.1. Гидравлический разрыв пласта……..……………………….……… 1.1.1. Применение ГРП на месторождениях нефти Западной Сибири… 1.1.2. Совершенствование технологий ГРП……………………………… 1.2. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов…. 1.2.1. Методы селективной изоляции воды пластов ………..………….. Выводы по главе 1………………………………………………………... 2. ВЛИЯНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТОВ НА НЕФТЕОТДАЧУ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ХАРАМПУРСКОГО РЕГИОНА………….. 2.1. Методики расчёта прироста коэффициента извлечения нефти в результате проведения операций ГРП……………………………… 2.1.1. Увеличение КИН при подключении трещиной ГРП отдалённых зон и гидродинамически изолированных линз месторождений нефти………………………………………………. 2.1.1.1. Методика расчёта коэффициента охвата сеткой скважин месторождений нефти с использованием трёхмерной геологической модели……………………………………………... 2.1.1.2. Методика расчёта коэффициента охвата сеткой скважин месторождений нефти с использованием геологостохастических моделей…………………………………………... 2.1.2. Увеличение КИН при проведении ГРП в низкопродуктивных коллекторах месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз»………….. 2.2. Основные закономерности проведения операций ГРП на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз»……………………….. 2.3. Анализ эффективности применения ГРП на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз»…………….................................................... 2.3.1. Эффективность применения ГРП на фонде скважин Харампурского региона месторождений нефти и газа…………… 2.3.1.1. Южно-Харампурское месторождение………………………….. 2.3.1.2. Северо-Харампурское месторождение………………………… 2.3.1.3. Фестивальное месторождение….. ………………………………. 2.3.1.4. Тарасовское месторождение…………………………………….. Выводы по главе 2……………………………………………………….. 3. АНАЛИЗ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ГРП НА ВЫСОКООБВОДНЁННОМ ФОНДЕ СКВАЖИН И СКВАЖИНАХ С НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»……………... 3.1. Анализ проведения операций ГРП на высокообводнённом фонде скважин…………… …………………………………………………… 4 9 9 10 13 15 15 24 25 26 26 27 29 31 38 39 39 41 46 49 51 57 59 59 3 3.2. Анализ влияния кольматации околоскважинных зон, погрешностей определения пластового давления на эффективность проведения операций ГРП………………………. 3.3. Основы подбора скважин для проведения операций ГРП с учётом выработки запасов пластов ………………………………… Выводы по главе 3………………………………………………..... 4. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ГИДРОРАЗРЫВА ГЛИНИСТЫХ ПЛАСТОВ ТАРАСОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»…………………………………………. 4.1. Анализ эффективности проведения операций ГРП на северной части Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»………………………………………………. 4.1.1. Влияние геометрии трещин на эффективность проведения операций ГРП……………………………………………………….. 4.1.2. Влияние несовместимости пластовой и закачиваемой вод на эффективность проведения операций ГРП………...………….. 4.1.3. Влияние засорения пластов жидкостями ГРП……………………. 4.1.4. Влияние дополнительного скин-фактора…………………………. 4.2. Комплексный подход к проектированию гидроразрыва глинистых пластов………………………………………………………………… 4.2.1. Анализ эффективности операций ГРП методом акустического каротажа на кабеле DSI …..………………………………………… Выводы по главе 4……………………………………………………….. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ…………………..……………………………… СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ………………………………………………. Библиографический список использованной литературы………… ПРИЛОЖЕНИЕ Справка о технологической эффективности проведения операций гидроразрыва пластов на обводнённых скважинах и на скважинах с низким пластовым давлением ООО «РН-Пурнефтегаз»……... 65 67 70 71 71 72 75 77 85 88 90 93 94 95 97 109 4 ВВЕДЕНИЕ 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, ухудшение структуры извлекаемых запасов. Эксплуатация пластов осложняется разработкой низкопроницаемых коллекторов, коллекторов разных проницаемостей, высокой обводнённостью добываемой продукции [51]. 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 Ю1, что, в первую очередь, вызвано снижением фазовой проницаемости пластов по нефти [2, 41]. На залежах с такими продуктивными горизонтами необходимо применять методы воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) с целью интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых прослоев, а также выравнивания профиля приёмистости и интенсификации приёмистости нагнетательных скважин. На выбор метода воздействия большое влияние оказывают свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и толщина нефтенасыщенного пласта, насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, размещение скважин, давление нагнетания, свойства применяемых агентов [1, 5, 6, 56, 57, 69, 86, 88]. Наиболее эффективным методом воздействия на нефтяные пласты для повышения эффективности эксплуатации скважин и увеличения нефтеотдачи является, на наш взгляд, гидравлический разрыв пласта (ГРП) [16, 53]. 5 Вследствие того, что количество скважин-кандидатов для проведения операций ГРП на старых месторождениях постоянно снижается, актуален подбор скважин для проведения операций ГРП на залежах с низкими пластовыми давлениями, объектах с высокой глинистостью. Следует отметить, что существующий способ определения пластового давления не всегда даёт правильный результат на скважинах с кольматированными околоскважинными зонами, в результате чего существенная часть потенциальных скважин для проведения операций ГРП отсеивается. Нами предложен выбор скважин для гидроразрыва пластов с учётом выработки запасов несмотря на их критически низкое пластовое давление. На многих месторождениях гидроразрыв пласта по ряду причин не даёт ожидаемого эффекта, в первую очередь, на объектах с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пластов и высокой глинистостью коллекторов. В этой связи важным условием достижения высокой эффективности ГРП является учёт глинистости коллектора. Вопрос о том, на какой стадии разработки и при какой обводнённости продукции необходимо осуществлять гидроразрыв пластов, должен решаться в каждом конкретном случае индивидуально в зависимости от геологофизических особенностей нефтяной залежи. При выборе объектов для ГРП необходимо исходить из величины оставшихся запасов нефти, её качества, обводнённости добываемой продукции залежи и наличия благоприятных физических свойств коллекторов. Нефтепромысловая практика свидетельствует и о необходимости учёта фронта нагнетаемых вод (ФНВ) при динамическом фронте (ДФНВ) вероятность прорыва воды гораздо выше, чем при статическом фронте нагнетаемых вод (СФНВ). Следует отметить, что применение ГРП на пластах с низкими пластовыми давлениями Харампурского и Тарасовского месторождений ООО «РНПурнефтегаз» привело к увеличению пластового давления, в первую очередь, для залежей с активной подошвенной водой, а также краевых зон водонефтяного контакта. Это обусловлено тем, что трещина ГРП гидродинамически 6 сообщается с довольно удалёнными участками залежи, соединяет удалённую зону пласта со стволами скважин, стабилизирует давление и приток жидкости к скважинам, что придаёт особую важность проблеме глубокой кольматации пластов. Учитывая, что большинство месторождений, разрабатываемых ООО «РН-Пурнефтегаз», являются многопластовыми и различаются по коллекторским свойствам, анализ их обводнения и подбор скважин для проведения операций ГРП являются важной научно-производственной задачей, что и обуславливает актуальность диссертационной работы. 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: - 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; - 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 Поставленные в диссертационной работе задачи решались путём экспериментальных и аналитических исследований с использованием апробированных методик. Обработка результатов проводилась с использованием современных математических методов, вычислительной техники. 7 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 Ю1 Южно-Харампурского и Фестивального месторождений установлена необходимость проведения операций ГРП не только на высокообводнённых, консервационных и бездействующих скважинах, но и на скважинах с заколонной циркуляцией (ЗКЦ) жидкости, что позволяет снизить обводнённость добываемой продукции скважин, предотвратить необходимость проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР). На защиту выносятся: - классификация применяемых технологий ГРП с учётом геолого- гидродинамических особенностей строения пород призабойных зон пластов, 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 уве- 8 личения 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 группы Ю1. 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 ХΙ и ХΙΙ научно-практических конференциях «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г. Геленджик, 2011 2012 гг.), технических совещаниях в ООО «РН-Пурнефтегаз» (г. Губкинский, 2009 – 2014 гг.). 9 1. ОБЗОР ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 1.1. Гидравлический разрыв пласта Как отмечено во введении диссертационной работы, ГРП один из наиболее эффективных методов повышения производительности как нагнетательных, так и добывающих скважин [28, 75, 87, 98]. Проведение первого в мире гидравлического разрыва пласта в 1947 г. в США приписывается компании Halliburton [87, 90]. Развитие технологий ГРП производится в основном за счёт: - повышения качества используемых жидкостей разрыва и проппанта; - создания моделей, достоверно прогнозирующих результаты обработки. В нижеприведённом обзоре освещены преимущественно технологические аспекты применения операций ГРП [9, 36 ,65, 79, 80, 83 85, 89, 92, 94, 95, 99]. В настоящее время интенсивное развитие получил гидроразрыв среднеи высокопроницаемых пластов. Известно, что в низкопроницаемых пластах основным фактором увеличения добычи нефти является длина трещины, а в средне- и высокопроницаемых её ширина. Успешность высокопроницаемого гидроразрыва зависит преимущественно от реализации процесса «концевого экранирования трещины» (TSO tip-screen-out). Создание трещины и прекращение её роста (концевое экранирование) осуществляются в результате закачки жидкости гидроразрыва с постепенным увеличением концентрации проппанта. В результате осаждения проппанта в конце трещины происходит прекращение её роста в длину, а дальнейшая его закачка приводит к увеличению ширины трещины, достигающей 2,5 см. Эффективная проводимость трещины (произведение проницаемости и ширины) составляет 300…3000 мкм2/мм. В результате развития технологии концевого экраниро- 10 вания стало возможным проведение ГРП на скважинах, эксплуатирующих залежи проницаемостью более 50 мД. С начала 1980-ых годов используется технология, сущность которой заключается в последовательной закачке в трещину проппантов, различающихся по фракционному составу, а также ряду других свойств [93]. Преимуществами технологии являются: - создание наибольшей проводимости в окрестности забоя скважин, где скорость течения флюидов максимальна; - предотвращение выноса проппанта в скважины; - блокирование тонкозернистым песком конца трещины и естественных микротрещин. 1.1.1. Применение ГРП на месторождениях нефти Западной Сибири На месторождениях нефти Западной Сибири первые операции ГРП были проведены в 1988 г. В частности, на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» (ННГ) ГРП начали массово применять с 1993 г. [32]. К 1997 г. на месторождениях ННГ было выполнено 436 операций ГРП, дополнительная добыча нефти составила около 4 млн т. ГРП производился на скважинах, эксплуатирующих неоднородные низкопроницаемые коллекторы. Успешность обработок в среднем достигала 87 %, а по ряду месторождений (Суторминское, Вынгапуровское, Умсейское) 100 %. После ГРП дебит нефти в среднем увеличился в 8 раз, жидкости в 10 раз [24]. В то же время анализ операций ГРП, проведённых на Муравленковском месторождении, показал снижение дебита окружающих скважин [32], что при высокой гидродинамической связи между скважинами в условиях высокопроницаемого монолитного коллектора, возможно, обусловлено тем, что при эксплуатации нескольких продуктивных скважин на одном участке, нагнетательные скважины не достигают необходимого энергетического режима, в результате чего происходит перераспределение основных потоков в направлении скважины с ГРП, имеющей высокопроводящий канал. 11 Положительный опыт проведения изоляционных ГРП на добывающих и нагнетательных скважинах накоплен, в частности, в ОАО «Сургутнефтегаз» [19]. Высокую эффективность ГРП показал и в пластах юрских отложений Ермаковского месторождения [37, 42]. Высокая эффективность эксплуатации скважин после ГРП отмечена на горизонте БВ8 Повховского месторождения («Лукойл-Когалымнефтегаз») [38, 72]. На месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» первые операции ГРП были проведены фирмой «DS» в 90-ые годы прошлого столетия. Вначале были обработаны четыре скважины, вскрывшие низкопроницаемые пласты БП14 Тарасовского месторождения. В связи с положительной экономической эффективностью реализации технологии на этом объекте фирма с 1995 г. продолжала осуществлять ГРП на пласте БП14, а также на пласте БП10-11 . С увеличением количества скважин для ГРП для проведения работ была подключена фирма Halliburton. Успешность проведения операций ГРП по скважинам пластов БП14 и БП10-11 составила соответственно 13 % и 11 % (влияние на нефтеотдачу), с позиции интенсификации добычи нефти 38 % и 29 %. По объекту БП10-11 было выявлено незначительное повышение обводнённости добываемой продукции. Следует отметить, что пласт БП10-11 отличается высокими коллекторскими свойствами, в существенной мере неоднороден, расчленён, имеют место глинистые перемычки в области нефтенасыщенных и водонасыщенных интервалов объекта. Вследствие этого можно предположить, что операции ГРП БП10-11 являлись, в первую очередь, мероприятиями по очистке ПЗП. Свидетельством тому служит тот факт, что в результате их проведения имело место увеличение дебитов скважин по жидкости на 45 % обработанных скважин. Проведение операций ГРП в пласте БП14 привело к росту дебитов как обработанных, так и окружающих скважин [30, 47, 77]. В 1998 1999 гг. ГРП были подвергнуты пласты Ю1 Харампурского направления. По результатам проведённых различными фирмами операций ГРП были сделаны выводы: 12 - в целом по скважинам ООО «РН-Пурнефтегаз», подвергнутым ГРП, дебиты по жидкости возросли в 5 раз; - наиболее удачно проведение ГРП в чистонефтяных зонах с большой нефтенасыщенной толщиной; - причиной аномально высокого роста обводнённости добываемой продукции после ГРП явился водонефтяной характер залежей; - успешность интенсификации разработки месторождений в среднем составила 92 %, с точки зрения прироста извлекаемых запасов 4,8 % . Наиболее успешными оказались операции ГРП, выполненные на обводнённых скважинах, что подтверждено анализом опыта проведения операций на объектах пластов Ю1 Южно-Харампурского и Фестивального месторождений. Существенно уменьшилась обводнённость добываемой продукции, что обусловлено активным вовлечением в разработку удалённых зон нагнетания и отбора нефти. Повышение добычи нефти после проведения повторного ГРП подтверждает предположение о том, что постепенно происходит ухудшение проводимости трещин первоначального ГРП, что, в первую очередь, обусловлено ростом содержания между зёрнами проппанта элементов глины и песка. Так, на Северо-Тарасовском месторождении (пласт БП14) были проведены испытания методов очистки трещин ГРП в соответствии с технологией обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин. В результате удалось восстановить проводимость трещин до 50…70 % от исходного состояния. Применение подобной технологии на Харампурском месторождении (пласт Ю1) также позволило в значительной мере восстановить продуктивность скважин [48]. Основная задача проведения ГРП в высокопроницаемых пластах состояла в создании коротких широких трещин. Эффект образования перемычек и повышенной упаковки проппанта в конце трещины является одним из серьезных осложнений при проведении ГРП, сопровождающимся преждевременным выпадением проппанта и остановкой распространения трещин 13 [65]. Первые работы с применением концевого экранирования на месторождениях нефти Западной Сибири были проведены на Сугмутском месторождении, для пластов которого характерны средняя и высокая проницаемости. Результатом работ явилось существенное повышение дебита скважин, превысившего по отдельным скважинам 300 т/сут [61]. Для условий месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», наиболее успешны операции ГРП на обводнённых скважинах пластов Ю1 Южно-Харампурского и Фестивального месторождений [15]. Неудачи при проведении ГРП преимущественно объясняются неоптимальной технологией проведения операций, а также несовершенной работой скважинного оборудования. 1.1.2. Совершенствование технологий ГРП Для совершенствования технологий проведения операций ГРП в настоящее время, в частности, создаются новые типы «облегчённых» прочных проппантов [13, 20, 22, 97]. С целью предотвращения выноса песка из трещин ГРП предложена технология PropNET, согласно которой осуществляется закачка в пласт вместе с проппантом специального гибкого стекловолокна, которое, заполняя промежутки между частицами проппанта, позволяет достичь максимальной устойчивости закачанного проппанта. Создаваемая при этом сеть волокон более эластична, чем упаковка из проппанта со смоляным покрытием; проводимость трещин ГРП для проппантных пачек со стекловолокном выше, чем для проппанта со смоляным покрытием [22]. Наличие полимерной корки, образующейся на поверхности трещин, и полимера, оставшегося в проппантной упаковке, ухудшает итоговую проводимость трещины ГРП. Для снижения остаточного загрязнения трещин ГРП разработаны низкополимерные жидкости разрыва LowGuar и система добавок к деструктору CleanFLOW [10, 28, 96]. В качестве жидкостей гидроразрыва могут быть использованы и композиции кислот поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров. Для повышения эффективности ГРП разрабатываются способы управления ориентацией трещин гидроразрыва. По мнению авторов работ 14 [11, 16, 23], управление ориентацией трещины ГРП возможно производить вскрытием пласта наклонной скважиной с углом вхождения в пласт не менее 45о и азимутальным углом в требуемом направлении развития трещины гидроразрыва. Проектирование ГРП может рассматриваться и как элемент системы разработки месторождений. Образование и стимулирование заколонных перетоков в скважинах Эксплуатируемые объекты месторождений нефти Западной Сибири зачастую разделены глинистыми перемычками различной мощности. Особенностью их коллекторов является низкое значение адгезионных сил на границе контакта «порода цементное кольцо». Поэтому сдерживающим фактором возникновения заколонных перетоков служат глинистые перемычки между пластами, повышающие адгезионные силы на границе контакта «глина цементное кольцо». Водоизолирующая способность глинистой перемычки в существенной мере зависит от её мощности. Установлено, что для западносибирских коллекторов нефти при среднестатистических депрессиях на пласт 2…3 м толщины глин достаточно для обеспечения изоляции как от выше-, так и от нижележащих вод. Возрастание депрессии давления приводит к увеличению заколонных перетоков. Сдерживающим фактором увеличения существующих депрессий давления может являться и наличие подошвенных вод. Увеличение отбора добываемой продукции из скважин, как правило, влечёт за собой образование конуса воды, приводящего к росту обводнённости добываемой продукции [8, 39, 54]. В этой связи перед определением режима форсированного отбора жидкости (ФОЖ) необходим расчёт допустимой депрессии для каждой конкретной скважины с учётом её геологических особенностей. В случае невозможности достижения необходимой депрессии необходимо проведение изоляционных работ в скважине по заливке нижнего интервала перфорации на требуемую высоту. 15 Выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и неорганических солей Следствием снижения давления на забое добывающих скважин ниже давления насыщения нефти газом (Рз < Рнас.) является разгазирование нефти как в стволе, так и в призабойных зонах скважин, вследствие чего возможны процесс выпадения АСПО из нефти и запарафинивание ПЗП, а также образование парафиновых пробок в стволе скважин, причём процесс может иметь место и в тех скважинах, где ранее не наблюдался. Выпадению парафина может способствовать и снижение температуры, а также физикохимические свойства нефти. В первом случае снижение температуры обуславливается сепарацией газа из нефти и его фильтрацией в пористой среде, поступлением охлаждённого вытесняющего агента на забой скважин. Во втором случае выпадение парафина является следствием выделения из нефти лёгких фракций углеводородов, являющихся природными стабилизаторами, препятствующими слиянию молекул парафина. При изменении термодинамического состояния возможен процесс выпадения осадков неорганических солей. В этой связи, прежде чем принять решение о применении метода ФОЖ на конкретном месторождении нефти, где ранее этот метод не применялся, необходимо изучить вопрос в лабораторных условиях [8, 10, 73, 74]. 1.2. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов Важной проблемой при разработке нефтяных месторождений остаётся вопрос изоляции водопритока, так как ежедневно в мире вместе с каждыми 12 млн м3 нефти добывается порядка 33 млн м3 воды. Для эффективного решения проблемы водоизоляции необходимо применение технологий, обоснованных анализом причин водопроявления [43, 44, 49, 50]. 16 1.2.1. Методы селективной изоляции воды пластов К настоящему времени предложено и запатентовано несколько сотен реагентов и композиций для изоляции водопритока, классифицируемых по различным принципам: составы на основе органических соединений, элементоорганических веществ, неорганических продуктов, комбинированные композиции [18, 40]. Для выбора наиболее эффективного метода более полезна, на наш взгляд, нижеприведённая классификация технологий водоизоляции, основанная на анализе причин, приводящих к созданию водоизолирующего экрана. 1. Технологии, обеспечивающие перекрытие движения водных фильтрационных потоков по промытым водой участкам, с использованием «реоизоляционных реагентов» сшитых полимерных систем (СПС), Темпоскрина, поверхностно-активных полимерсодержащих составов разработки Гипровостокнефть, ВНИИнефть, ГАНГ. 2. Технологии, приводящие к снижению проницаемости промытых интервалов пласта за счёт закачки дисперсных систем с различными степенями дисперсности и стабильности («дисперсных изоляционных реагентов») полимердисперсных и волокнисто-дисперсных систем (НИИнефтепромхим), эмульсионных и эмульсионно-суспензионных составов, эмульсионно-полимердисперсных составов (Гипровостокнефть). 3. Технологии, использующие в процессе применения пластовые условия либо специальные добавки для образования изолирующих структур непосредственно в пласте. 4. Технологии, основанные на применении геле- или осадкообразующих композиций, формирующих водоизолирующий экран при химическом взаимодействии их компонентов, закачиваемых последовательно (так называемых «двухкомпонентных изоляционных реагентов»): Гивпан + СаCl2, жидкое стекло + кислота, AlCl3 + щёлочь, сульфатно-содовая смесь (ССС) Na2CO3 + Na2SO4, интерполимерные комплексы (поликатионит + полианионит). 17 5. Комбинированные технологии, в первую очередь осадко-, гелеобразующие. Вопросы применения для ограничения водопритока полиакриламида (ПАА) освещены в большом количестве публикаций отечественных [4, 14, 25, 26, 53, 55, 58, 60, 63, 66, 68, 76, 82] и зарубежных авторов [91, 96, 97]. Для выбора оптимального образца ПАА созданы рейтинговые списки, учитывающие необходимый комплекс свойств используемых реагентов и технологий их применения [3, 7]. Анализ патентной информации свидетельствует о том, что для изоляции водопритока превалируют технологии с использованием композиций на основе ПАА. В частности, эффективно применение СПС в: - технологии, использующей в качестве сшивателя композиции бихромата калия и восстановителя [64]; - технологии, использующей в качестве сшивающей системы цеолитсодержащие породы, обработанные серной либо соляной кислотами [85]; - технологии с применением ПАА с добавкой хроматов [70]; - технологии с использованием в качестве наполнителя обезвоженных древесных опилок, пропитанных жидким стеклом или хлоридом трёхвалентного железа, кобальта, никеля, алюминия, хрома, их смесями; - технологии на основе применения радиационно-обработанных водорастворимых полимеров акрилового ряда. Способы применения полимерсодержащих композиций непрерывно совершенствуются, в частности: - в горизонтальных или наклонных добывающих скважинах осуществляется закачка в ПЗП растворов ПАА, включающих в свой состав хромкалиевые квасцы и растворы соляной кислоты с добавкой плавиковой кислоты [52]; - при закачке в пласт в качестве жидкости-носителя порошкообразной смеси водорастворимого полимера и сшивателя рекомендовано использова- 18 ние смеси высоковязкой нефти и лёгкой смолы пиролиза или кубового остатка ректификации бензола с добавкой хлоридов металлов; - закачка в пласт геле-, осадкообразующих реагентов в виде тонкодисперсных агрегативно-устойчивых обратных эмульсий в углеводородном растворителе с добавкой природных стабилизаторов эмульсий [34, 49]. Перспективны, на наш взгляд, полимерные системы, содержащие набухающие в воде, но не растворимые частицы полимеров (дисперсии гелевых частиц) [31, 36, 71]. В настоящее время широкое применение находит однокомпонентная полимерно-гелевая система «Темпоскрин» [35] ПАА, подвергнутая радиационной обработке. Закачка растворов Темпоскрина в воде различной минерализации позволяет регулировать проницаемость пласта, при этом динамическая вязкость раствора является функцией минерализации воды и времени экспозиции полимера в воде. Известно применение композиций на основе суперабсорбентов, например, FS-305 (ПАА сетчатой структуры) и обычных линейных ПАА, для воздействия на проницаемостно-неоднородные объекты разработки [21, 35, 59]. Для проведения водоизоляционных работ в прискважинных зонах, в первую очередь месторождений с высокой минерализацией пластовых вод, предложены композиции полимеров с ПАВ, избирательно воздействующие на обводнённые поровые каналы и пропластки [4]. Показано, что в отличие от индивидуальных растворов смеси ПАА и неионогенных поверхностноактивных веществ (НПАВ) обладают более высокими нефтевытесняющими и реологическими свойствами. К классу широко используемых в настоящее время «реоизоляционных» реагентов относят гелевые системы, образующиеся при химической сшивке лигносульфонатов доступных и недорогих реагентов, представляющих собой отходы целлюлозно-бумажных производств [3, 40, 58, 67]. Экспериментально показано, что сшитые гели на основе гидролизного лигнина гарантируют образование прочного геля, выдерживающего давление 19 от 103 до 717 МПа в намеченном интервале скважины [2]. Состав термостабилен и устойчив к действию пластовых вод. В последние годы широкое применение в области разработки технологий для повышения нефтеотдачи нашли биополимеры, в частности реагенты БП-92, Симусан [60]. В отличие от ПАА биополимеры более устойчивы к термической, механической, окислительной, биологической деструкции [60]. В пластовых условиях биополимеры образуют прочные «сшитые» надмолекулярные структуры, выступающие в роли изолирующего экрана. В качестве реагентов, используемых для водоизоляции притока к скважинам, перспективны дисперсные изоляционные реагенты [31]. Эффективными реагентами являются составы ГАЛКА, МЕТКА, РОМКА [4, 40]. По технологии с использованием реагента ГАЛКА на месторождениях нефти ООО «РН-Пурнефтегаз» было обработано семь нагнетательных скважин: три на Тарасовском месторождении в пласте БП14, четыре на Харампурском месторождении в пласте Ю1, что приводило к дополнительной добыче 400 т нефти на скважино-обработку при сроке окупаемости затрат 6…9 месяцев. В качестве селективных водоизолирующих реагентов предложено использование элементорганических соединений, преимущественно соединений кремния [36, 62, 77]. Возможность их использования в качестве водоизолирующих реагентов основана на их способности в присутствии воды вступать в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием элементорганических полимеров. Установлена перспективность для решения проблем водоизоляции пластов полифункциональных кремнийорганических соединений (КОС) [34, 35, 68, 70]. Следует отметить, что их производство затруднено сложностью производства, дороговизной. Из числа таких соединений более перспективными водоизолирующими агентами оказались олигоорганоэтоксихлорсилоксаны, которые получают из дешёвого и недефицитного сырья кубовых остатков производства органохлорсиланов [10, 17, 18]. 20 Композиции на основе этилсиликата и органохлорсиланов были использованы при проведении ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ПО «Сургутнефтегаз», успешность работ составила 80 %. Для проведения водоизоляционных работ применяются составы на основе этиловых, пропиловых, бутиловых эфиров ортокремниевой кислоты и их смесей АКОР [4, 36, 40, 42]. Разработанные модификации состава АКОР отличаются процентным содержанием кристаллогидрата, наличием других компонентов. В литературных источниках приведены результаты испытаний водоизолирующего материала на основе высших алюмоорганических соединений (ВАОС) [25, 26]. Так, при его применении для проведения водоизоляционных работ на Северо-Покурском, Ватинском и Южно-Аганском месторождениях обводнённость добываемой продукции снизилась на 10 %, дополнительно добыто 1400 т нефти, продолжительность эффекта превысила 300 суток. Перспективными составами для селективной изоляции водопритоков в скважины являются самотермополимеризующиеся реагенты. В этом случае для создания фильтрационных барьеров используется высокая температура продуктивного пласта, в результате чего происходит полимеризация закачиваемых реагентов. Для этого используются термореактивные пластмассы, образующиеся при поликонденсации в присутствии кислотных катализаторов (отвердителей) и повышенной температуре, фенолформальдегидные и карбамидоформальдегидные смолы [20]. В промысловых условиях успешно проведены испытания составов для селективной изоляции водопритока в добывающие скважины на основе карбамидоформальдегидных смол [20, 25, 27, 48]. Известны способы водоизоляции, основанные на закачке в пласт мономеров совместно с инициаторами реакции полимеризации. Образующиеся полимеры обеспечивают эффективную изоляцию фильтрационных каналов, закупоривание трещин, каверн и перфорационных отверстий [29, 81]. 21 Перспективным методом селективной изоляции водопритоков является применение двухкомпонентных изоляционных реагентов, при взаимодействии компонентов которых в пласте образуются нерастворимые в воде осадки и гели. В качестве первого компонента предложено использование гидрооксидов поливалентных и щелочных металлов, растворов сложных эфиров, неорганических солей, натриевых и кальциевых солей высокомолекулярных кислот, вторым компонентом смеси может служить пластовая вода. Однако в реальных пластовых условиях этим методом трудно создать надёжный изолирующий экран, к тому же реагенты зачастую дефицитны и токсичны. Известно применение в качестве водоизоляционного реагента силиката натрия (жидкого стекла) [25, 34]. Одна из основных технологий применения жидкого стекла базируется на его способности образовывать нерастворимые осадки при взаимодействии с солями кальция [60, 61], растворами неорганических солей или щелочами [49 52, 70]. Перспективны гелеобразующие составы на основе жидкого стекла и азотной кислоты, спиртового раствора хлорида кальция [28]. Широкое применение нашла и другая технология, основанная на применении жидкого стекла «управляемых силикатных гелей» (УСГ) – композиций с заданным временем гелеобразования [58]. Реализация технологии УСГ на месторождениях нефти Западной Сибири, Казахстана, Калининградской области, в Северном море в Германии показала её высокую эффективность. Дополнительная добыча нефти составила от 250 до 100000 т на одну скважину [34, 42]. В то же время следует отметить весьма высокую стоимость жидкого стекла, его повышенную «чувствительность» к солям попутно добываемых вод, что ограничивает возможность его применения на месторождениях, попутно добываемые воды которых высоко минерализованы. Для месторождений с высокими пластовыми температурами перспективны технологии, использующие реакции соляной кислоты и алюмосиликатов, например нефелина [58, 60, 76], цеолитсодержащего компонента (Ишимбайского катализаторного завода) с соляной кислотой [31]. Закачка данных 22 реагентов через определённое время приводит к образованию в пласте необходимого для водоизоляции геля. Технология эффективна для комплексной обработки нагнетательных и высокообводнённых добывающих скважин. С целью повышения эффективности технологий с использованием в качестве водоизолирующего агента жидкого стекла предложена, в частности, механохимическая активация речного песка (SiO2) для получения гелеобразующего состава аналога жидкого стекла. Перспективным методом водоизоляции пластов является закачка в пласт полианионита Гипан (гидролизованного полиакрилонитрила), «высаливающегося» при контакте с пластовой водой [40, 42]. Реагент в отличие от о ПАА характеризуется высокой термостойкостью до 160 С. Эффективным изоляционным материалом на основе Гипана является гипаноформалиновая смесь (ГФС) [50]. В работе [60] приведены способы селективной изоляции водопритоков с применением отработанной серной кислоты и нефтесернокислотных смесей, которые могут быть классифицированы как двухкомпонентные изоляционные системы. В результате реакции серной кислоты с породами пласта и пластовой водой образуется гипс, формирующий прочную тампонирующую смесь. В то же время способу присущ и ряд недостатков. В частности, применение указанных реагентов приводит к изменению группового состава нефти увеличению количества серосодержащих соединений, условий для развития коррозионно-агрессивных сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), продуцирующих сероводород, образованию эмульсий повышенной вязкости, «загипсованию» добывающих скважин [60]. Одним из методов ограничения водопритока является метод, основанный на применении комплексных осадко-, гелеобразующих технологий, в частности использовании щелочно-полимерных растворов (ЩПР). Эффективность ЩПР основана на образовании упругих дисперсных фаз на путях фильтрации пластовой воды в результате её взаимодействия с микрооторочками закачиваемых в пласт ЩПР [7]. В качестве водорастворимого полимера 23 предложено использование ПАА, а также реагентов акрилового типа и их производных, в частности, на основе отходов нефтехимических производств [3, 7]. К этой группе технологий следует отнести и технологии с использованием модифицированных полимерных компонентов силикагелевых составов. Так, технология на основе применения силиката натрия (жидкое стекло 6 %, соляная кислота 1 %, ПАА 0,06 %, остальное вода) предложена для высокообводнённых неоднородных пластов терригенного типа [12] и испытана на месторождениях НГДУ «Арланнефть». Промысловые испытания на 14 нагнетательных скважинах (65 реагирующих добывающих скважин) показали необходимость периодической обработки нагнетательных скважин гелеобразующей композицией. В результате применения технологии обводнённость добываемой продукции снизилась в среднем на 3…12 %, дополнительная добыча нефти составила 15,1 т на 1 т реагента. Для месторождений с повышенной температурой пластов, развитой послойной неоднородностью по проницаемости, высокой начальной водонасыщенностью при слабой минерализации пластовых вод предложено использование комплексного метода с периодической обработкой нагнетательных скважин микрооторочками водного раствора силиката натрия (5…10 %) с добавками полимера (0,03…0,05 %) [21, 48]. В ряду методов селективной изоляции необходимо отметить технологию изоляции пластовых вод полимербитумными материалами или раствором битума в пиридине. Их способность к агрегатообразованию и адгезии на поверхности горных пород, структурно-механические свойства обеспечивают формирование в обводнённых зонах пластов прочных водонепроницаемых перегородок. Высокая растворимость полимербитумных материалов в нефти в широком диапазоне температур обеспечивает восстановление проницаемости нефтенасыщенных зон пластов. Однако, ремонтно-изоляционные работы с применением полимербитумных материалов рекомендуется проводить лишь на месторождениях с пластовой температурой не ниже 100 ºС. 24 Выводы по главе 1 1. Вследствие существенного изменения структуры запасов нефти, увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, расположенных в низкопроницаемых расчленённых коллекторах, возрастает роль проведения операций ГРП. Наиболее успешны воздействия на залежь с применением ГРП, выполненные комплексно в добывающих и нагнетательных скважинах. 2. Эффективным методом увеличения нефтеотдачи является метод ФОЖ, применение которого наиболее эффективно на заключительной стадии разработки нефтяных месторождений. 3. Отмечена актуальность решения проблемы изоляции водопритока, в частности решения задач селективной изоляции обводнённых пропластков и ликвидации заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов. 25 2. ВЛИЯНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТОВ НА НЕФТЕОТДАЧУ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ХАРАМПУРСГОГО РЕГИОНА Как отмечено выше, в настоящее время существенно увеличилась доля добычи нефти и газа на месторождениях со сложными геолого-физическими условиями. На сегодняшний день средняя величина коэффициента нефтеотдачи пластов составляет 0,3…0,4; нефтеотдача же пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворённого газа, существенно ниже. В то же время объём нефти, которая может быть доизвлечена из пластов путём применения современных методов увеличения нефтеотдачи, может достигать 1/3 объёма нефти, остающейся в настоящее время в пластах. Динамика проведения ГРП на месторождениях ООО «РН- Пурнефтегаз» (ООО «ПНГ») представлена на рисунке 2.1. 118 117 120 106 103 104 104 Количество ГРП 100 83 80 91 86 87 72 115 115 66 60 47 40 35 17 20 4 0 1995 1997 1999 2002 2004 2006 2007 2009 2011 Год Рисунок 2.1 Динамика проведения ГРП на объектах ООО «РН-Пурнефтегаз» за период 1994 2011 гг. Из представленных данных видно, что на месторождениях ООО «РНПурнефтегаз» за 1994 2011 гг. было проведено около полутора тысяч операций гидроразрыва пластов. Максимальное число проведённых операций ГРП было проведено в период 2006 2011 гг. Изменение числа проведённых операций по годам обусловлено, в первую очередь, экономическими про- 26 блемами в ООО «РН-Пурнефтегаз», в последнее же время достигнута определённая стабилизация – проведение более 100 операций ГРП в год. 2.1. Методики расчёта прироста коэффициента извлечения нефти в результате проведения операций ГРП К основным механизмам увеличения КИН в результате проведения операций ГРП следует отнести: - подключение трещиной гидродинамически изолированных нефтенасыщенных пропластков и линз. Вклад этого механизма наиболее существенен в сильнонеоднородных и расчлёненных пластах при больших длинах трещины; - увеличение КИН в низкопроницаемых коллекторах в основном за счёт двух составляющих разбуривания низкопродуктивных площадей, разработка которых без применения ГРП нерентабельна, и проведения ГРП в пластах, скважины которых без проведения операций ГРП не обеспечивают выработку запасов за проектный срок. Проведение операций ГРП влечёт за собой увеличение обводнённости продукции скважин и, соответственно, приводит к уменьшению охвата залежи заводнением вследствие увеличения неоднородности пласта (при прорыве закачиваемых вод через трещины ГРП, подключении трещиной водонасыщенных пропластков). 2.1.1. Увеличение КИН при подключении трещиной отдалённых зон и гидродинамически изолированных линз месторождений нефти Основным признаком подключения в разработку ранее невырабатываемых зон месторождений нефти является уменьшение обводнённости добывающих скважин при проведении операций ГРП. В то же время выявлено, что, в частности, на месторождениях Харампурского направления обводнение продукции эксплуатируемых скважин связано и с динамическим дефицитом добываемого попутного газа. Теоретически, чем больше газа в составе добываемой нефти, тем она подвижнее и ниже её вязкость. Анализ обводне- 27 ния скважин позволил сделать вывод о том, что у пласта Ю1 Харампурского месторождения имеются особенности: большой газовый фактор, расчленённость пластов, скважины после бурения непродолжительное время фонтанируют. Так как попутно добываемый газ гораздо подвижнее нефти, с уменьшением его количества в добываемой продукции имеет место рост обводнения продукции скважин. Сложнее оценить прирост запасов в результате подключения трещиной изолированных нефтенасыщенных пропластков или линз в случае проведения операций ГРП на необводнённых скважинах или на новых скважинах при их выводе из бурения. В этом случае ввиду высокой обводнённости продукции скважин, а также отсутствия данных об их работе, оценку влияния ГРП на КИН по данным нормальной эксплуатации скважины рассчитать затруднительно. Количественные характеристики изменения величины дренируемых запасов можно рассчитать лишь на основании данных анализа 3D геологической модели объекта. Для оценки влияния операций ГРП на КИН на основных объектах разработки Харампурского региона использовались две различные методики расчёта изменения коэффициента охвата пласта сеткой скважин: - методика расчёта изменения коэффициента охвата пласта сеткой скважин, основанная на данных трёхмерной геологической модели; - методика расчёта изменения коэффициента охвата пласта сеткой скважин, основанная на данных геостохастического моделирования. 2.1.1.1. Методика расчёта коэффициента охвата сеткой скважин месторождений нефти с использованием трёхмерной геологической модели Правильное решение задачи зависит от верно построенной цифровой геологической модели и основывается на правильном выборе модели наслоения (осадконакопления пород). Для построения модели наслоения выбираются различные исходные схемы осадконакопления. В соответствии с первой моделью наслоение рассчитывается параллельно заданному реперу, в каче- 28 стве которого, как правило, выбирается кровля или подошва разрабатываемого горизонта. При использовании однореперной модели синхронными считают все точки, равноудалённые от репера. Согласно второй модели (двухреперной) синхронными считают точки, расположенные на равных глубинах. Конкретная схема наслоения, используемая для построения геологической модели, выбирается на основании детального сопоставления корреляционных разрезов, полученных по обеим схемам наслоения с привлечением данных о геологическом строении формирования залежи нефти и газа. После выбора схемы наслоения на каждом синхронном слое (с определённым шагом по глубине) осуществляется построение карт распределения песчаников (по признаку коллектор-неколлектор). Далее в пределах связанных областей распространения песчаников строятся карты распределения фильтрационно-емкостных характеристик (пористости, проницаемости, насыщенности пластов нефтью). В основу построения карт слоёв положено распространение соответствующей информации по скважинам в пределах их областей Вороных (многоугольников ближайшего окружения). Наличие совокупности перечисленных карт представляет детальную 3D геологическую модель залежи. Важной характеристикой эффективности разработки месторождения является коэффициент охвата пласта сеткой скважин. Под коэффициентом охвата пласта сеткой скважин Ks при заданной системе разработки и плотности сетки скважин понимается отношение объёма пласта (песчаников) Vs , который подвергнут заводнению при бесконечной продолжительности работы системы, к общему объёму нефтенасыщенных песчаников Vo : Ks Vs Vo i . Здесь Vsi объём i-ого изолированного гидродинамически связанного песчаного тела в пределах объекта разработки, дренируемого, по крайней мере, одной добывающей и одной нагнетательной скважинами. 29 Выделение песчаных тел в пределах построенной 3D-модели проводится в следующей последовательности. По разрезу скважин, вскрывших залежь в интервалах, представленных песчаником, проставляется отрицательный индекс, свидетельствующий о том, что интервал не обработан. Интервалам неколлекторов присваивается нулевой индекс. Далее задаётся индекс песчаного тела, для чего на произвольно избранной скважине с необработанным индексом осуществляется рекурсивное формирование песчаного тела, индекс которого задан. Индексация проводится по разрезу (слоям) и его расположению (в пределах отдельного слоя) на основании данных анализа фациальных признаков по скважинам окружения. Выделяется единое песчаное тело с заданным индексом, представленное в виде пространственно связанных областей Вороных. Индексация завершается после того, как обработаны все слои 3D-модели. Таким образом, на основании данных проиндексированной 3D-модели решаются задачи подсчёта объёмов и принадлежности точки тому или иному песчаному телу, что даёт возможность предварительно получить представление о зависимости коэффициента сетки от типа системы разработки месторождения, плотности сетки, её пространственной ориентации. Задаются тип сетки (рядная, площадная), её плотность. Полученная система разработки накладывается на проиндексированную 3D-модель. Для конкретного песчаного тела рассчитывается число «вскрывших» её добывающих и нагнетательных скважин, в результате чего определяется коэффициент сетки скважин Ks . 2.1.1.2. Методика расчёта коэффициента охвата сеткой скважин месторождений нефти с использованием геолого-стохастических моделей Оценка коэффициента охвата пласта сеткой скважин проводилась на основании данных стохастического моделирования пластов. Для рассматриваемого конкретного пласта определялись характеристики геологической не- 30 однородности, зависящие от типа осадконакопления объектов разработки месторождений нефти Западной Сибири. На основании известных величин основных параметров (прерывистости пластов, характерных размеров и конфигурации песчаных тел, коэффициента песчанистости) по общепринятым методикам осуществлялось построение геостохастических моделей различных объектов разработки. С целью охвата всех типов месторождений нефти и газа, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», произведены необходимые расчёты для различных типов осадконакопления мелководно-морских шельфовых, мелководно-морских склоновых, отложений турбидитов, флювиальных отложений, континентальных и переходных отложений. Например, мелководно-морские шельфовые отложения характерны для пласта БП14 Тарасовского месторождения, континентальные и переходные отложения для пластов юрской системы тюменской и георгиевской свит. Следует отметить, что каждый вид осадконакопления характеризуется особенностями геологического строения, коэффициентом песчанистости и прерывистостью пластов. На полученные модели пластов накладывались сетки скважин различной плотности, по ним производился подсчёт дренируемых и недренируемых объёмов запасов нефти, определялся коэффициент охвата пластов сеткой скважин. Для месторождений, характеризующихся высокой прерывистостью пластов, например континентальным и переходным типами осадконакопления, даже при расстоянии между скважинами 500 м (пятиточечная система разработки) коэффициент охвата не превышал значения 0,5. В этом случае изменение коэффициента охвата пластов сеткой скважин рассчитывается аналитически по выражению: К охв где К охв (l ) r , l (2.1) Кохв (l) функция коэффициента охвата пласта сеткой скважин в зави- симости от плотности сетки скважин (расстояния между скважинами); 31 r эффективное увеличение плотности сетки скважин в результате проведения операции ГРП. В первом приближении эта величина близка к величине полудлины трещины ГРП. На рисунке 2.2 приведено сравнение роста Кохв. при проведении ГРП для мелководно-морских шельфовых, мелководно-морских склоновых и турбидитных отложений и без проведения операций ГРП. Рисунок 2.2 Прирост Кохв за счёт проведения ГРП для мелководно-морских шельфовых (красный), мелководно-морских склоновых (синий) и турбидитных (чёрный) отложений (без применения ГРП) 2.1.2. Увеличение КИН при проведении ГРП в низкопродуктивных коллекторах месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» Для расчёта извлекаемых запасов нефти низкопродуктивных зон месторождений (нерентабельных в настоящее время), разрабатываемых реализацией операций ГРП, требуется знание рентабельных нефтенасыщенных толщин для бурения скважин при проведении ГРП и без него. Основным экономическим показателем определения предельных рентабельных толщин пласта при бурении новых скважин является накопленный дисконтированный поток денежной наличности – NPV. Максимально рента- 32 бельной является толщина, обеспечивающая за срок амортизации скважины NPV, равный нулю. NPV представляет собой сумму годовых экономических эффектов за определённый период времени. Сопоставление экономических показателей проводится дисконтированием их к стоимости на момент бурения скважины. Норма дисконтирования D, как правило, принимается согласно уровню среднего банковского процента по депозитам. Таким образом, для расчёта NPV используется выражение: ЧПi А Кап , i 1 ( 1 D ) i 1 Ta NPV где (2.2) ЧПi – денежный доход от реализации нефти в i-ом году; А годовые амортизационные отчисления; Кап капитальные затраты по вводу скважины в эксплуатацию (буре- ние, обустройство, ГРП, интенсификация); Тa - срок амортизации основных фондов (15 лет). Капитальные затраты Капитальные затраты могут быть определены из выражения: Кап Капбур Капоб Капприр КапГРП , где (2.3) Капбур затраты на бурение скважины; Капоб стоимость обустройства одной добывающей скважины; Капприр затраты на природоохранные мероприятия, прочие расходы; КапГРП затраты на реализацию операции ГРП на скважине сразу после бурения. На стоимость бурения скважины, в первую очередь, влияет длина ствола скважины: Капбур Ст м L , где Стм стоимость бурения одного метра скважины; L длина ствола скважины. (2.4) 33 Капитальные затраты по обустройству месторождения рассчитываются согласно проекту поверхностного обустройства и в пересчёте на одну добывающую скважину составляют в среднем 55 % от стоимости бурения скважины. В этой связи можно принять: Капоб об Капбур , где об = 0,5…0,6. Затраты на проведение природоохранных мероприятий и другие неучтённые расходы определяются в зависимости от стоимости бурения скважин и их обустройства: Капприр прир ( Капбур Капоб ) . Суммарные капитальные затраты рассчитываются по формуле: Кап (1 об )(1 прир ) Стм L . (2.5) Амортизационные отчисления Ежегодные амортизационные отчисления определяются по сроку амортизации: A Кап . Та (2.6) Чистая прибыль Чистая прибыль от реализации добытой нефти определяется выражением: ЧП i (1 пр ) П i , где (2.7) Пi прибыль за счёт продажи нефти; пр налог на прибыль. Прибыль Пi рассчитывается как разность между доходом от реализации нефти и затратами с учётом налогов, не входящих в себестоимость: П i Ц Qiн Зэксi Налим i , где Ц цена тонны нефти; Qiн добыча нефти в i-ом году; (2.8) 34 Зэксi затраты в i-ом году; Налимi налог на имущество в i-ом году. Налог на имущество рассчитывается по формуле: Налимi им Стостi , где им ставка налога; Стостi остаточная стоимость скважины в i-ом году. Эксплуатационные затраты рассчитываются по формуле: Зэксi Зтекi А Налi , где (2.9) Зтекi текущие затраты в i-ом году; Налi отчисления по налогам, входящим в себестоимость в i-ом году. Текущие затраты складываются из условно-переменных затрат на добычу нефти и жидкости и условно-постоянных затрат на эксплуатацию скважины: Зтекi Pж Qiж Pн Qiн C , где (2.10) Pж удельные условно-переменные расходы на добычу одной тонны жидкости; Pн удельные условно-переменные затраты на добычу одной тонны нефти; C удельные условно-постоянные затраты на эксплуатацию одной до- бывающей скважины в течение года; Qiж добыча жидкости в i-ом году. Налоги, входящие в себестоимость, состоят из налога на добычу полезных ископаемых и отчислений в дорожный фонд. Отчисления по этим налогам определяются по выручке от реализации нефти. В итоге Налi ( доб дор ) Ц Qiн , где доб , дор ставки соответствующих налогов. 35 Подставив расчётные значения в выражение (2.2) для определения NPV, получаем: Ta NPV 1 Qiн 2 Qiж i 3 4 i 1 (1 D)i 1 Кап . (2.11) Коэффициенты 1 4 определяются по следующим формулам: 1 (1 пр )(1 Pн доб дор ) Ц ; Ц 2 (1 пр ) Pж ; 3 (1 пр ) им 4 Кап ; Та Кап (1 пр )С 3 (Т а 1) . Та Рентабельные толщины определяются из условия NPV 0 . Тогда: Ta 1 i 1 Ta Ta Ta Qiн Qiж i 1 Кап . 2 3 4 i 1 i 1 i 1 i 1 (1 D) i 1 (1 D) i 1 (1 D ) i 1 (1 D) (2.12) Для применения формулы (2.12) для расчёта рентабельных нефтедобывающих толщин пластов следует задать динамику добычи продукции, при этом дебит скважин по жидкости можно представить как постоянный, определяемый в соответствии с формулой Дюпюи: qож где 2khfн ( Pп Pз ) * 86400 , Rк Bн (ln S 0,75) rc (2.13) Pп среднее пластовое давление в окрестности скважины; Pз забойное давление на скважине; f н относительная фазовая проницаемость нефти при наличии связан- ной воды; B объёмный коэффициент нефти; rc радиус скважины; 36 Rк радиус контура питания скважины, зависящий от плотности сетки скважин, определяемый по формуле: Rк 0,5 o . Для расчёта динамики добычи нефти ниже приведён вариант с постоянным коэффициентом падения добычи нефти ( K пад ) в течение года, то есть Qiн (1 K пад )Qiн1 , либо Qiн (1 K пад ) i 1 Q1н . (2.14) Коэффициент снижения уровня добычи нефти определяется из условия: Q н i i 1 где Vн , (2.15) Vн вырабатываемые скважиной подвижные запасы нефти; Vн m н н ho K вытKохв . (2.16) Из выражения (2.14) видно, что K пад Q1н . Vн (2.17) Уровень добычи нефти за первый год эксплуатации скважины определяется выражением: Q1н н qож 365 K экс , где (2.18) K экс коэффициент эксплуатации скважин. Подставив формулы (2.13), (2.16) и (2.18) в (2.17), получаем выражение: K пад 365 86400 K экс 2kfн ( Pп Pз ) , Rк B н m н o K выт К охв (ln S 0,75) rc из которого следует, что K пад не зависит от h . 37 Годовая добыча воды из скважины составит: Qiв 365 К экс ( qож qiн ) в жидкости: Qiж Qiн Qiв в н (Q Qiн ) , н 1 в н Q1 (1 в )Qiн . н н (2.19) Подстановка выражений (2.14), (2.18) и (2.19) в формулу (2.12) свидетельствует о необходимости соблюдения следующего условия: Ta Ta i 1 4 i 1 i 1 i 1 (1 D ) i 1 (1 D ) . Q1н i 1 в Ta 1 К пад в Ta 1 1 2 (1 ) 1 D 2 (1 D )i 1 н i 1 н i 1 Кап 3 (2.20) В заключительном виде выражение для расчёта рентабельных толщин (2.20) имеет вид: h рент Кап 3 Sum3 4 Sum1 , в в 1 2 (1 ) Sum2 2 Sum1 н н где R B н ln к S 0,75 rc , 365 86400 2kfн ( Pп Рз ) н К экс 1 (1 D)Ta 1 , i 1 D(1 D)Ta 1 i 1 (1 D ) Ta Sum1 1 K пад Sum2 i 1 1 D Ta Ta Sum3 i 1 i 1 (1 D )Ta (1 K пад )Т а , ( D K пад )(1 D )Ta 1 i 1 D Ta . Sum1 i 1 (1 D) D D(1 D)Ta 1 (2.21) 38 Условие (2.21) позволяет установить рентабельные для бурения новых скважин толщины пластов в зависимости от их проницаемости при заданной плотности сетки скважин и определённых экономических показателях. 2.2. Основные закономерности проведения на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» операций ГРП К успешным операциям ГРП можно отнести операции, проведённые на пластах группы Ю1, для которых характерна крайне низкая проницаемость. Доля удачно проведённых ГРП 89 %. Максимальный рост дебитов имел место на скважинах, дренирующих пласты проницаемостью меньше 100 мД. На пластах БП14 успешность составила 84,5 %, наименее же результативными оказались пласты БП10-11. Максимальная кратность увеличения дебитов нефти достигнута при эксплуатации коллекторов с проницаемостями 50…100 мД, затем на коллекторах с проницаемостями менее 20 и 20…50 мД. Для объектов с проницаемостью менее 100 мД среднее увеличение дебита по нефти составило 12 раз, проницаемостью свыше 100 мД в среднем в 7 раз. Рост дебита скважин после проведения ГРП связан преимущественно с устранением скин-фактора, образовавшегося при бурении и эксплуатации скважин. Следует отметить, что ГРП преимущественно проводился в малодебитных скважинах с низкой обводнённостью. Подверженные ГРП скважины эксплуатировали участки объектов с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками [78]. В результате проведения операций ГРП дебит нефти увеличился в среднем в 11 раз, в результате чего стало возможным эффективно эксплуатировать малодебитный и часто простаивающий фонд. Наибольшая эффективность проведения операций достигнута на скважинах Фестивального и Южно-Харампурского (пласт Ю1) месторождений, наименьшая на скважинах Комсомольского месторождения. 39 2.3. Анализ эффективности применения ГРП на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» Ниже более подробно представлены результаты анализа эффективности применения ГРП на Харампурском, Южно-Харампурском, Фестивальном и Тарасовском месторождениях нефти и газа ООО «РН-Пурнефтегаз», так как большинство операций ГРП в последние годы приходится именно на эти месторождения. 2.3.1. Эффективность применения ГРП на Харампурского региона месторождений нефти и газа фонде скважин В последнее время ГРП начинает активно применяться на высокопроницаемых коллекторах, однако основную роль ГРП играет при разработке низкопроницаемых пластов. Разработка таких месторождений ООО «РНПурнефтегаз», как Харампурское, Южно-Харампурское и Фестивальное, без ГРП эффективно осуществляться не может. Ниже приведены основные результаты применения ГРП при разработке крупнейшего в этом регионе объекта Ю1, добыча нефти на котором в настоящее время превышает уровень 1,03 млн т нефти в год [11]. Основные запасы Харампурского месторождения приурочены к четырём продуктивным пропласткам 1Ю1, 2Ю1, 3Ю1 и 4Ю1. Для объектов характерны низкие фильтрационно-емкостные свойства, высокая неоднородность, сложное геологическое строение. Динамика проведения операций ГРП на объектах Харампурского региона ООО «РН-Пурнефтегаз» за период 1994 2011 гг. приведена на рисунке 2.3. 40 Рисунок 2.3 Динамика проведения ГРП на объектах Харампурского региона ООО «РН-Пурнефтегаз» за период 1994 2011 гг. Повторные ГРП За период с января 1994 г. по декабрь 2011 г. на Харампурском месторождении произведено около 500 скважино-операций ГРП. Практически ГРП было охвачено 70 % добывающего фонда скважин, из них 72 операции были проведены повторно. Распределение добычи нефти при проведении повторных ГРП на скважинах Харампурского месторождения представлено на рисунке 2.4. Рисунок 2.4 Распределение добычи нефти в результате проведения операций ГРП на объектах Харампурского региона ООО «РН-Пурнефтегаз» 41 2.3.1.1. Южно-Харампурское месторождение Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области. Этаж нефтегазоносности охватывает глубины 950…3100 м. По характеру насыщения выявлены разнообразные залежи: нефтяные, газовые, газоконденсатные, нефтегазовые (рисунок 2.5). Рисунок 2.5 Карта остаточных запасов Южно-Харампурского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» 42 В изучаемой части разреза месторождения установлены залежи в следующих нефтегазоносных резервуарах: - апт-альбский (пласты ПК112 ПК22) нефтегазовый; - валанжин-готеривский (пласты БП5 БП23) нефтегазовый; - юрский преимущественно нефтяной. В пределах южного купола в интервале глубин выявлено 10 продуктивных пластов (ПК132, ПК151, ПК152, ПК153, ПК202, ПК221+2, БП20, БП22, БП23, Ю1): четыре газовых, в т.ч. один газоконденсатный; пять нефтяных; один нефтегазоконденсатный. По физико-химическим свойствам нефти месторождения относятся к группе малосернистых, малосмолистых и смолистых, малопарафиновых и парафиновых. Воды пластов месторождения относятся к хлоридно-кальциевому типу. Минерализация и вязкость вод в условиях пласта составляют: 13,8 г/л и 0,62 мПа∙с для пластов группы ПК; 18,9 г/л и 0,46 мПа∙с для пластов группы БП; 27,9 г/л и 0,36 мПа∙с для горизонта Ю1. Месторождение открыто в 1978 г., разрабатывается с 1990 г. По состоянию на 01.01.2009 г. разбуренность месторождения составляет 54 %. Разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами начато в 1990 г. с северного купола горизонта Ю1, в 1994 г. в эксплуатацию введён южный купол. Геолого-физические характеристики продуктивного пласта Ю1 приведены в таблице 2.1. По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении пробурено 772 скв., в т.ч. 5 водозаборных, 82 поисково-разведочных. Эксплуатационный фонд составляет 475 скв., из них 336 добывающих и 139 нагнетательных. Действующий фонд: добывающих скважин 281 шт., нагнетательных 126 шт. Коэффициент использования фонда 0,86 д.ед. Средний дебит нефти 13,5 т/сут. В целом расхождение в добыче нефти по месторождению находится в пределах допустимых отклонений. 43 Таблица 2.1 Краткая характеристика пластов Ю1 Южно-Харампурского месторождения Пласты Ю11 Ю14 Тип залежи: пластовая, массивная, литологически- и тектонически-экранированная Тип коллектора: газонефтеводонасыщенный, гидрофильно-гидрофобный Глубина залегания, м 2950 Эффективная нефтенасыщенная толщина, м 9,4 Пористость, д.ед. 0,16 Коэффициент песчанистости, д.ед. 0,37 Расчленённость, ед. 10 Нефтенасыщенность, д.ед. 0,58 Начальное пластовое давление, МПа 28,8 0,19 Вязкость нефти, мПас Проницаемость, мД 2 Преобладающим является механизированный способ эксплуатации – 86 % скважин (при дебите жидкости от 0,7 до 496,7 т/сут). ЭЦН оборудована 221 скважина (при дебите 0,8…496,7 т/сут), ШГН 19 (при дебите 0,7…164,7 т/сут), одна скважина эксплуатируется струйным насосом (с дебитом 1,3 т/сут). Фонтанный фонд 40 скважин (14 %), работает при дебите 0,7…912,3 т/сут. Характеристики добываемой продукции маловязкая нефть с высоким газосодержанием являются благоприятными для применения фонтанного способа. Обводнённость добываемой продукции при различных способах эксплуатации скважин составляет: ЭЦН 0,5…99,3 %; ШГН 0,6…97,7 %; струйный насос 94,9 %; фонтанный способ 0,9…98,8 %. По состоянию на 01.01.2009 г. отбор начальных извлекаемых запасов (НИЗ) 25,9 %; темп отбора: от НИЗ 1,24 %; от текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) 1,64 % относительно запасов месторождения категорий (ВС1 + С2). С 2008 г. большинство скважин (67 %) эксплуатируется на Южном куполе месторождения 331 добывающая скважина. Средний дебит по нефти 13,5 т/сут, по жидкости 49,5 т/сут, обводнённость добываемой продукции 44 72,7 %. Средняя обводнённость фонтанных скважин 69,2 %, механизированных 73,2 %. Массовое проведение на скважинах операций ГРП и ИДН привело к увеличению среднего дебита жидкости по фонду скважин. Коэффициенты компенсации составили: текущий 163 %, накопленный 156 %; средняя приёмистость скважин достигла 228 м3/сут. Результаты контроля выработки пластов промыслово-геофизическими методами показали: - неравномерную выработку пластов при их совместной эксплуатации из-за высокой степени расчлёненности и неоднородности по проницаемости по разрезу пластов; - в существенной доле скважин (47 % из 133 исследованных) имеются заколонная циркуляция (ЗКЦ) в нагнетательных скважинах и подтягивание подошвенной воды к добывающим скважинам; - коэффициент работающих толщин пластов составляет 0,54 д.ед. по северному и 0,50 д.ед. по южному куполам. На месторождении в период 2007 2008 гг. использовались следующие методы интенсификации добычи нефти и повышения КИН: - гидравлический разрыв пластов: - физико-химические методы: - ОПЗ; - перфорационные методы: - бурение второго пласта; - ремонтно-изоляционные работы, в том числе капитальные ремонты скважин: - ввод в эксплуатацию скважин неработающего фонда; - перевод скважин на другой горизонт эксплуатации; - мероприятия по оптимизации режимов эксплуатации скважин. По состоянию на 01.01.2009 г. в эксплуатационном фонде южного купола Южно-Харампурского месторождения находилось 326 скважин (79 % 45 от общего фонда), в том числе 224 нефтяных и 102 нагнетательных. В действующем же добывающем фонде лишь 187 скважин, коэффициент использования добывающих скважин составляет 0,85. Фонтанным способом эксплуатируются 18 скважин (9,6 %), механизированным 169 (90,4 %): ЭЦН 156, ШГН 12, одна скважина эксплуатируется струйным насосом. Средний дебит нефти за 2008 г. составил 15,4 т/сут, по жидкости 48,4 т/сут, обводнённость добываемой продукции 68,2 %. Основной фонд скважин (98 ед.) эксплуатируется с дебитом нефти до 10 т/сут. В 2008 г. основная добыча нефти была получена механизированным фондом (199 скв.), средний дебит механизированных скважин составлял 15,1 т/сут. Основные причины падения уровня добычи нефти состояли в постепенном обводнении скважин, выбытии скважин в консервацию. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составлял 102 шт., их средняя приемистость 217 м3/сут. Строение пластов Южного купола Южно-Харампурского месторождения клиноформенное. Наименее продуктивные пропластки 3Ю1 и 4Ю1 представлены глубоководными линзовидными отложениями, пласты же 1Ю1 и 2Ю1 мощными шельфовыми залежами с высокими коллекторскими свойствами [45]. Геологическое строение, низкие коллекторские свойства продуктивных пластов Харампурского месторождения предопределили использование ГРП как основной технологии разработки объекта. С 1992 г. на месторождении было проведено более 300 операций ГРП. Первые операции по ГРП были проведены в 1992 г. фирмой «ПНО» на трёх скважинах, с 1994 г. компанией «BJ», а с 1996 г. и фирмой «Шлюмберже». С 1999 по 2003 гг. основным оператором проведения ГРП являлась фирма «Шлюмберже», с 2004 г. фирмы Halliburton, «Катконефть», «Петроальянс». 46 Начиная с 2006 г. число проведённых на месторождении операций снижалось, что обусловлено уменьшением потенциального фонда скважин для проведения операций ГРП. Всего за период с 1994 г. по 2011 г. на Харампурском месторождении произведено более 500 операций ГРП, из них около 280 повторные. Следует отметить, что основными объектами для проведения операций по гидроразрыву пласта являются скважины со средним и высоким дебитами (более 20 т в сутки), что обусловлено тем, что даже при небольших значениях кратности прироста они обеспечивают наибольший абсолютный прирост дополнительной добычи нефти и, как следствие, более высокие экономические показатели. 2.3.1.2. Северо-Харампурское месторождение Северо-Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области. Этаж нефтегазоносности преимущественно охватывает глубины 950…3100 м. По характеру насыщения выявлены разнообразные залежи: нефтяные, газовые, газоконденсатные, нефтегазовые. В изучаемой части разреза месторождения установлены залежи в следующих нефтегазоносных резервуарах: - апт-альбский (пласты ПК112 ПК22) нефтегазовый; - валанжин-готеривский (пласты БП5 БП23) нефтегазовый; - юрский преимущественно нефтяной. В пределах северного купола залегания углеводородов выявлены в 12 пластах: ПК142, ПК151, ПК152, ПК181, ПК182, ПК191+2, ПК201+2, БП5, БП6, БП13, БП20, Ю1; шесть газовых, в т.ч. один газоконденсатный; два нефтяных; четыре газонефтяных, в т.ч. один нефтегазоконденсатный. Характеристики продуктивных пластов приведены в таблице 2.2. 47 Таблица 2.2 Характеристики продуктивных пластов Северо-Харампурского месторождения Северо-Харампурское месторождение пласт 1+2 ПК20 БП5 БП6 БП13 БП20 Ю1 Параметры Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м Коэффициент пористости, д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед. Проницаемость, х10-3, мкм2 8,6 2,8 - - - 9,2 0,24 0,22 0,22 0,21 0,21 0,16 0,50 0,34 - - - 0,634 42 28…32 34 13 10…11 2…15 По физико-химическим свойствам нефти месторождение относится к группе малосернистых, малосмолистых и смолистых, малопарафиновых и парафиновых. Воды пластов относятся к хлоридно-кальциевому типу. Минерализация и вязкость вод в условиях пласта составляют: 13,8 г/л и 0,62 мПа∙с для пластов группы ПК; 18,9 г/л и 0,46 мПа∙с для пластов группы БП; 27,9 г/л и 0,36 мПа∙с для горизонта Ю1. По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении пробурена 271 скважина, в т.ч. 213 добывающих и 58 нагнетательных. В эксплуатационном фонде находится 55 % скважин, в т.ч. 37 нагнетательных, 126 скважин находится в действующем фонде. Коэффициенты использования фонда скважин составляют: добывающих 0,82; нагнетательных 0,88. Фонтанным способом эксплуатируется 21 скважина (22 %), механизированным 72 (77 %): ЭЦН 65, ШГН 7 скважин. Годовая добыча нефти в 2008 г. составила 286 тыс. т, или 19,3 % от максимально достигнутой в 1997 г. 1485 тыс. т; жидкости 1580 тыс. т, или 59,0 % от максимально достигнутой в 1998 г. Средний дебит скважин по нефти в 2008 г. составил 9,5 т/сут, по жидкости 52,4 т/сут, средняя обводнённость скважин 81,9 %. В 2008 г. основная добыча нефти была получена механизированным фондом, которым оборудовано 70 скважин. Среднегодовой дебит добычи нефти механизиро- 48 ванных скважин составил 10,7 т/сут. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин 37; их средняя приёмистость 261 м3/сут. Результаты контроля выработки пластов промыслово-геофизическими методами показали: - неравномерную выработку пластов при совместной эксплуатации изза высокой степени расчленённости и неоднородности по проницаемости по разрезу. Обводнение скважин происходит в результате выработки запасов наиболее проницаемых пропластков, толщина которых не превышает трети эффективной нефтенасыщенной толщины. По таким пропласткам происходит фильтрация воды, остальные же пропластки остаются невовлечёнными в процесс разработки. Анализ профилей приёмистости нагнетательных скважин показал их значительную неоднородность, что приводит к достаточно быстрому прорыву нагнетаемых вод по наиболее проницаемым пропласткам и неполной выработке низкопроницаемых пластов; - в существенной части скважин (47 % из 133 исследованных) имеются ЗКЦ в нагнетательных скважинах и подтягивание подошвенной воды к добывающим скважинам; - коэффициент работающих толщин пластов составляет 0,54 д.ед. по северному куполу и 0,50 д.ед. по южному. Реализация операций ГРП на месторождении показала, что эффективность проведения ГРП, проведённых двумя сервисными компаниями Шлюмберже и Halliburton, весьма близка 89,9 % и 90,9 % соответственно. Аналогичный подход использован и для определения технологической эффективности операций ГРП, реализуемых на вновь вводимых в эксплуатацию скважинах месторождения. Соотношение JD, рассчитанного на основании фактических характеристик работы скважин, и JD, полученного исходя из предположения, что скин-фактор новой скважины равен нулю, позволило рассчитать увеличение их дебитов в результате проведения ГРП. Так, в частности, было установлено, что в результате реализации 112 скважино- 49 операций ГРП на новых скважинах Харампурского месторождения в 2003 г. дополнительная добыча нефти составила 3889 тыс. т. 2.3.1.3. Фестивальное месторождение При разработке Фестивального месторождения выявлены 3 группы продуктивных пластов: нижняя, горизонт Ю1 васюганская свита, нефтяная; средняя, пласты ПК14, ПК19, ПК21 покурская свита, газонефтяная; верхняя, пласт Т газсалинская пачка, газоносная. Основным базисным объектом поиска, разведки и разработки в пределах рассматриваемой территории, в том числе и на Фестивальном месторождении, является верхнеюрский горизонт Ю1. Продуктивные пласты горизонта Ю1 характеризуются высокодебитными фонтанирующими притоками нефти до сотен м3 в сутки. В апт-альбском нефтегазоносном комплексе (покурская свита) выявлены небольшие по размерам и запасам газовые (пласты ПК19 и ПК21) и нефтегазовые (пласт ПК14) залежи. Особенности продуктивных пластов покурской свиты обусловлены, в первую очередь, континентальным характером осадков, которые отличаются невыдержанностью песчаных пластов и перекрывающих их глинистых покрышек. Газовая залежь в туронских отложениях (пласт Т) по площади охватывает и Фестивальное, и Харампурское месторождения. Нефть пласта ПК14 тяжёлая, вязкая, малопарафинистая, малосернистая, смолистая. Для пластов ПК19 и ПК2 характерно высокое содержание свободного газа, причём газ сухой, метановый содержание метана 98,2 %. По плотности нефти относятся к категории средних: плотность нефти в поверхностных условиях 0,803…0,806 г/см3. Нефть горизонта Ю1 является малосернистой, малосмолистой, парафинистой. Пластовые воды относятся к хлоридно-кальциевому типу, общая минерализация составляет 14,3 г/л для аптальб-сеноманского водоносного комплекса и 27,9 г/л для юрского. 50 Промышленная эксплуатация Фестивального месторождения началась с 1995 г. С начала разработки в эксплуатации находится один объект Ю1, в настоящее время месторождение находится в стадии разбуривания. По состоянию на 01.01.2009 г. общий пробуренный фонд составлял 102 скважины (39 % от проектной величины), в т.ч. 65 добывающих и 37 нагнетательных. В эксплуатационном фонде числилось 84 скважины, из них 53 добывающих и 31 нагнетательная. Действующий фонд 77 скважин: 47 добывающих и 30 нагнетательных. Распределение действующего фонда добывающих скважин по способу эксплуатации следующее: фонтанным способом эксплуатировалось 7 скважин (14,9 %); механизированным - 40 скважин (85,1 %): с помощью установок ЭЦН 38, ШГН 2. По фонтанному фонду средние дебиты нефти составляли 32,9 т/сут; по механизированному фонду 30,6 т/сут. Средняя обводнённость действующего фонтанного фонда скважин 48,8 %, механизированного фонда скважин 54,0 %. Среднегодовая приёмистость скважин 261 м3/сут. Компенсация отбора жидкости закачкой воды в 2008 г. составила 163,6 %, за весь период разработки 153,3 %. По состоянию на 01.01.2009 г. было извлечено 20,4 % начальных извлекаемых запасов; темп отбора от НИЗ 2,4 %. Максимальная добыча нефти была достигнута в 2007 г. благодаря массированному проведению на месторождении большеобъёмных ГРП (проведено 17 операций, дополнительно получено 11 % нефти от общей добычи). В 2008 г. добыча нефти составила 96 % от максимального уровня, причём основная добыча нефти 74 %, получена из 22 скважин, из них шесть скважин были стимулированы ГРП. Разработка объекта с 1998 г. осуществляется заводнением пластов. При этом накопленная компенсация отбора составила 154 %. В 2008 г. приёмистость нагнетательных скважин составляла 239 м3/сут. 51 Результаты контроля выработки пластов промыслово-геофизическими методами выявили неравномерную выработку запасов пластов при совместной эксплуатации из-за высокой степени их расчленённости и неоднородности по проницаемости, наличие заколонных перетоков внутри горизонта Ю1 и подтягивание подошвенной воды в добывающие скважины. Коэффициент работающих толщин пластов составил 0,74 д.ед. 2.3.1.4. Тарасовское месторождение На примере пластов БП10-11 и БП14 Тарасовского месторождения приведены результаты воздействия операций ГРП, в частности вида трещины, на показатели их эксплуатации. Представлены результаты анализа первичных и повторных ГРП, проведённых на месторождении в период 2006 2008 гг. по основным пластам. Так, пласт БП14 имеет клиноформенное строение, нефтяные залежи приурочены к структурно-литологическим ловушкам. Косослоистое строение обусловлено формированием песчаных пластов на склоне глубоководного морского бассейна в условиях некомпенсированного осадконакопления. Распространение коллекторов с запада контролируется региональной зоной глинизации, по восточному склону Айваседапуровского куполовидного поднятия в направлении с юга на север. На месторождении выделено шесть пластов от БП141 до БП146, основные характеристики которых представлены в таблице 2.3. Таблица 2.3 – Характеристики продуктивных пластов Тарасовского месторождения Параметры Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м Коэффициент пористости, д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед. Проницаемость, х10-3, мкм2 Значение 7,0 0,17 0,6 13,0 Нефть месторождения лёгкая плотность 818…822 кг/м3, в пластовых условиях характеризуется как маловязкая вязкость 0,4…1,0 мПа·с. По дан- 52 ным исследований поверхностных проб, нефть малосмолистая содержание смол силикагелевых от 3,10 % (для пласта БП7) до 6,68 % (для пластов АП82 БП3), малосернистая содержание серы от 0,16 % (для пластов АП82 БП3 и БП7) до 0,30 % (для пласта БП6), парафинистая содержание парафинов 2,47 % (для пласта БП14). Согласно классификации природных вод по В.А. Cулину, воды пластов относятся к хлоридно-кальциевому типу. Минерализация вод колеблется от 18,5 (пласт БП14) до 20,1 г/л (пласт БП6). Месторождение открыто в 1967 г., введено в промышленную разработку в 1986 г. Всего на месторождении пробурено 1519 скважин. С начала разработки в эксплуатационном фонде находилось 1448 скважин, из них 1383 в добывающем фонде. В процессе разработки из эксплуатационного добывающего и нагнетательного фондов выбыло 738 скважин, в т.ч. во временную консервацию 369 скважин, в пьезометр 104 скважины, 265 скважин были ликвидированы или находятся в ожидании ликвидации. В целом по месторождению в 2009 г. основной объём добычи нефти был получен по объекту БП14 (63,6 %); вторым по значимости являлся объект БП10-11 (18,1 % от общей добычи). Из пластов БП8 и БП9 было добыто соответственно 2,5 % и 1,0 % нефти. Пласты АП82, БП1, БП3, БП5, БП6, БП7, БП80 обеспечили в сумме 15 % от общей добычи нефти. По состоянию на 01.01.2010 г. эксплуатационный фонд месторождения составляет 737 скважин, в т.ч. 496 добывающих, из них 13 скважин работают совместно на два-три объекта. В действующем фонде числилось 639 скважин, в бездействующем 88 скважин. Преобладающим на месторождении является механизированный способ добычи нефти. В действующем фонде насчитывается 30 фонтанирующих скважин (6,8 % от действующего фонда), 260 скважин оборудованы ЭЦН (59,2 %), 149 скважин ШГН (34,0 %). Около 50 % нагнетательных скважин работает с приёмистостью 50…150 м3/сут. Низкая приёмистость (менее 50 м3/сут) характерна для 26 % скважин, высокая (более 250 м3/сут) для 7 % скважин нагнетательного фонда. В 2009 г. на 53 месторождении было выполнено 62 операции ГТМ (ГРП, зарезка бокового ствола ЗБС, ИДН), при этом дополнительно было добыто 7,6 % годовой добычи нефти. Месторождение характеризуется падающим темпом добычи нефти и находится на третьей стадии разработки. Основная добыча нефти производится из пластов БП14 и БП10-11. В консервации находится 25 % от общего фонда скважин. 73 % фонда работает с обводнённостью 50…90 %. Фонд малодебитных скважин составляет 79 %. Следует отметить, что: - в целом по месторождению отмечается несовпадение проектных и фактических показателей по годовым отборам нефти снижение текущей добычи нефти на 25 %; - по основным показателям добыче нефти, жидкости, закачке воды, действующему фонду добывающих и нагнетательных скважин имеет место отклонение фактических показателей от проектных по всем эксплуатационным объектам. Несоответствие основных фактических и проектных показателей разработки объектов обусловлено, в основном, различием действующего фонда скважин и дебитов скважин по нефти и жидкости; - неравномерность выработки запасов по пластам связана как с геологическими причинами различные коллекторские свойства и ФЕС пластов, так и с технологическими разновременным вводом в эксплуатацию залежей и отставанием введения в эксплуатацию проектного фонда скважин. В 2006 2009 гг. на месторождении было проведено 35 скважиноопераций ГРП, вскрывих низкопроницаемые пласты. Основное количество операций было проведено на пластах БП14 и БП10-11 (80 %), характеризующихся низкими ФЕС. Установлено, что наиболее эффективным методом довыработки остаточных запасов нефти явилось бурение боковых стволов (БС). За период 2007 2009 гг. зарезки БС были проведены в 20 скважинах, в основном на пласте БП10-11. 54 Объект БП14 Тарасовского месторождения ввиду больших размеров выделен в самостоятельное Восточно-Тарасовское месторождение. По состоянию на 01.01.2010 г. отбор нефти от НИЗ по нему составлял 51,8 % при обводнённости добываемой продукции 68,1 %. В эксплуатационном фонде числилось 395 скважин: 256 нефтяных и 139 нагнетательных. В действующем фонде находилось 354 скважины (89,6 %): 228 добывающих и 126 нагнетательных. В бездействии находилась 41 скважина 28 добывающих и 13 нагнетательных. Основной способ добычи нефти механизированный: 152 скважины (66,7 %) эксплуатировались ЭЦН, 73 (33,3 %) ШГН, фонтанным способом 3 скважины (1,3 %). Средний дебит по нефти в 2009 г. составлял 7,5 т/сут, жидкости 23,7 т/сут, средняя обводнённость добываемой продукции 68,1 %. Основной действующий фонд (163 скважины) эксплуатировался с обводнённостью менее 90 %. По состоянию на 01.01.2010 г. под закачкой находилось 126 скважин. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляла 176 %. Коэффициент охвата пластов перфорацией в добывающих скважинах составлял 0,83; в нагнетательных 0,87. За период 2007 2009 гг. на объекте было выполнено 60 скважино-операций по выравниванию профиля приёмистости пластов. Тарасовское месторождение (пласт БП10 -11) Горизонт БП10-11 является основным объектом разработки Тарасовского месторождения, эксплуатация которого начата в 1986 г. Геолого-физические характеристики пласта приведены в таблице 2.4. Таблица 2.4 Геолого-физические характеристики продуктивного пласта БП10-11 Тарасовского месторождения Параметр Пластовое давление, МПа Пластовая температура, °С Давление насыщения, МПа Газосодержание при однократной сепарации, м3/т Газосодержание при ступенчатой сепарации, м3/т Газосодержание при однократной сепарации, м3/м3 Значение 26.3 86,0 26,3 390,0 342,0 324,0 55 Газосодержание при ступенчатой сепарации, м3/м3 Объемный коэффициент пл. нефти при однократной сепарации, м3/м3 Объемный коэффициент пл. нефти при ступенчатой сепарации, м3/м3 Коэффициент сжимаемости, х10-4,∙МПа-1 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 Плотность разгазированной нефти (однократная сепарация), кг/м3 Плотность разгазированной нефти (ступенчатая сепарация), кг/м3 Плотность газа при однократной сепарации, кг/м3 Плотность газа при ступенчатой сепарации, кг/м3 Вязкость пластовой нефти, мПа∙с Нефть пласта БП 10-11 279,3 2,03 1,882 34,6 585,0 830,0 817,0 1,112 1,01 0,26 лёгкая с плотностью 818…822 кг/м3, в пласто- вых условиях характеризуется как маловязкая, вязкость 0,4…1,0 мПа·с, малосмолистая, малосернистая, парафинистая. Согласно классификации природных вод по В.А. Cулину воды пласта относятся к хлоридно-кальциевому типу, минерализация 18,5…20,1 г/л. Пласт характеризуется наличием газовой шапки, что обуславливает наличие ряда особенностей. Анализ данных промысловых геофизических исследований (ПГИ) показал, что в 60,3 % исследованных нагнетательных скважин имеет место заколонная циркуляция закачиваемой воды. Столь высокая доля скважин с ЗКЦ обуславливается низкой проницаемостью продуктивных пород и низкой реальной приёмистостью пласта. Коэффициент охвата пластов перфорацией в добывающих скважинах составляет 0,48; в нагнетательных 0,42. На практике эта величина, видимо, несколько больше, т.к. в последние годы коэффициент охвата увеличился за счёт проведения операций ГРП. Низкая степень вскрытия пласта связана с наличием газовой шапки и подошвенной воды. Перфорация пластов осуществляется в средней части пласта на значительном расстоянии от водонефтяного контакта (ВНК) и горно-нефтяного контакта (ГНК). Основной пласт БП102 перфорирован в 88 % добывающих и в 78 % нагнетательных скважин. Нижние пропластки объектов БП111 и БП112 вскрыты лишь отдельными скважинами. По состоянию на 01.01.2010 г. на объекте числилось 469 скважин, из них 314 добывающих, 124 нагнетательных, 31 газовая. В эксплуатационном 56 фонде находилось 205 (46,8 %) скважин: 130 нефтяных и 75 нагнетательных. В действующем фонде 179 скважин (87,3 %): 118 добывающих и 61 нагнетательная. В бездействии находилось 12 добывающих и 14 нагнетательных скважин. Коэффициент использования добывающих скважин 0,91; нагнетательных 0,78. Фонтанным способом эксплуатировалось 17 скважин (14,4 %), механизированным 101 (85,6 %). Средний дебит скважин по нефти в 2009 г. составлял 3,9 т/сут, по жидкости 11,9 т/сут, средняя обводнённость добываемой продукции 66,7 %. Основной фонд скважин (105 шт.) эксплуатировался с дебитом нефти менее 10 т/сут. С дебитом нефти в пределах 10…20 т/сут эксплуатировалось 12 скважин. Основной действующий фонд (73 скв.) эксплуатировался с обводнённостью добываемой продукции менее 90 %, 40 скважин имели обводнённость добываемой продукции более 95 %. Основной способ добычи механизированный, 101 скважина была оборудована ШГН и ЭЦН. Анализ фактических показателей эксплуатации пласта позволил сделать вывод о том, что увеличение фонда действующих скважин способствовало лишь некоторой стабилизации уровня добычи нефти, имеющего место в 1998 2001 гг. Далее наблюдалось последовательное снижение добычи нефти. С 2000 г. отмечалось и повышение газового фактора в добывающих скважинах подгазовой зоны и вблизи ГНК, то есть барьерный ряд нагнетательных скважин не обеспечивал отсекания газовой шапки от нефтяной оторочки, в результате чего происходило внедрение нефти и воды в газовую часть. С ростом уровня добычи нефти и понижением давления пласта происходила усадка залежи нефти, в пограничных скважинах с газовой шапкой происходил прорыв газа в добывающие скважины. Понижение пластового давления привело и к изменению физических свойств пластовой нефти (её утяжелению), а также повышению газосодержания в пластовой нефти. 57 Анализ динамики основных показателей разработки Тарасовского месторождения после проведения ГРП в скважинах, вводимых в эксплуатацию после бурения, показал, что в краевых зонах пласта, в частности залежи БП14, фильтрационные потоки нагнетаемых вод в основном распространяются в юго-западном и юго-восточном направлениях. Следует отметить, что помимо фильтрационных характеристик окрестности скважин, оказывающих существенное влияние на темпы их обводнения, важное значение имеет ориентация трещин ГРП относительно текущей границы раздела нефти и воды [20, 90]. Выводы по главе 2 1. Приведены результаты анализа влияния геологических характе- ристик пластов, режимов эксплуатации скважин, технологий реализации операций ГРП на его эффективность. Приведена классификация эффективности операций ГРП пластов месторождений, эксплуатируемых ООО «РНПурнефтегаз». Показано, что наиболее эффективны операции ГРП, проведённые на пластах группы Ю1, для которых характерна низкая проницаемость, где доля успешно реализованных операций ГРП составила 89,0 %, а также на пластах группы БП 74,5 %. 2. Установлено, что при проведении операций ГРП на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», максимальный рост дебитов скважин по нефти имеет место для коллекторов проницаемостью 50…100 мД. Для коллекторов с проницаемостью меньше 100 мД среднее увеличение дебита скважин по нефти составило 11 раз, для коллекторов с проницаемостью свыше 100 мД отмечен рост дебита нефти в 6 раз. 3. Приведены результаты анализа влияния технологии проведения операций ГРП, в частности вида трещины, на эффективность реализации операций ГРП на скважинах пласта БП14 Тарасовского месторождения. 4. Представлены результаты анализа эффективности реализации операций ГРП на старых и новых скважинах, повторных операций ГРП на Харам- 58 пурском, Тарасовском и Барсуковском месторождениях нефти ООО «РНПурнефтегаз». 5. Показано, что существенной проблемой разработки Тарасовского месторождения является большое количество неработающих скважин пластов БП10-11 и БП14. 59 3. АНАЛИЗ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ГРП НА ВЫСОКООБВОДНЁННОМ ФОНДЕ СКВАЖИН И СКВАЖИНАХ С НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ» В настоящее время подбор скважин для проведения операций ГРП проводится на основе практических либо исследовательских данных. Для принятия правильного решения необходимы детальное изучение характеристик и коллекторских свойств пластов, анализ динамики их эксплуатации. Для проведения операций ГРП предпочтительны низкопродуктивные скважины либо скважины с ухудшенной фильтрационной способностью ПЗП. 3.1. Анализ проведения ГРП на высокообводнённом фонде скважин Зачастую скважины переводятся в бездействующий фонд по причине снижения дебита жидкости и высокого обводнения, причём остаточные запасы в зоне их дренирования остаются значительными, что характерно для месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки. Ниже описан успешно реализованный подход к выводу обводнённых скважин из бездействия проведением операций ГРП на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз». В частности, в 2007 г. на месторождениях было проведено 127 операций ГРП, из них 28 (22 %) на скважинах бездействующего фонда. Основной причиной перевода скважин в бездействующий фонд явилось их высокое обводнение (более 90 %) (таблица 3.1). Таблица 3.1 Причины и длительность нахождения скважин в бездействующем фонде Количество лет в консервации обводнение менее 2 2…4 4…6 более 6 Всего 5 8 5 3 21 (75 %) Причина консервации прорыв отсутствие газа притока другие причины 1 1 1 3 (11 %) 1 1 1 3 (11 %) 1 1 (3 %) Всего 5 11 7 5 28 60 Среднее же количество лет эксплуатации скважин, выводимых из бездействующего фонда при помощи проведения операций гидроразрыва пласта, 4.5 года. В таблице 3.2 приведены методы вывода скважин месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» из бездействия на обводнённом фонде. Таблица 3.2 Методы вывода скважин месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» из бездействия на обводнённом фонде скважин Месторождение ГРП ПВЛГ + ГРП Барсуковское 1 Ново-Пурпейское 1 Северный купол Харампурского 3 месторождения Тарасовское 2 Фестивальное 2 Южный купол Харампурского 10 месторождения Всего 15 4 Примечания: ПВЛГ перевод скважины на вышележащий горизонт; ЗБС зарезка бокового ствола. ЗБС + ГРП Всего 1 1 3 2 4 2 10 2 21 Ввиду различной экономической и технологической эффективности сочетания методов в настоящей работе представлен анализ эффективности операций ГРП без «наложения» дополнительных мероприятий (ПВЛГ, перевод на нижележащий горизонт ПНЛГ, ЗБС, эксплуатация горизонтальных скважин). Как показано выше, ГРП позволяет подключить в разработку отдалённые незакольматированные зоны пластов с остаточными запасами нефти и растворённого в ней газа на месторождениях с низкой вязкостью нефти. Для определения эффекта от проведения операций ГРП была использована методика, согласно которой нефть с большим количеством растворённого газа является менее вязкой и более подвижной. Методика была апробирована на Фестивальном и южном куполе Харампурского месторождений. Вязкость нефти с растворённым попутным газом в пластовых условиях Фестивально- 61 го месторождении составляет 0,32 сПз, южного купола Харампурского месторождения 0,38 сПз, что ниже, чем вязкость воды в пластовых условиях 0,5 сПз. Трещина ГРП позволяет достичь незакольматированных зон пласта с более подвижной нефтью и обеспечить устойчивую гидродинамическую связь скважины с удалённой нефтенасыщенной зоной пласта (рисунок 3.1). Рисунок 3.1 Изменение вязкости нефти в зависимости от газосодержания На рисунке 3.2 представлены результаты вывода из бездействия обводнённых скважин при помощи операций гидроразрыва пластов. На рисунке 3.3 в отдельную группу вынесены скважины южного купола Харампурского месторождения, на которых не удалось достигнуть требуемую полудлину трещин ГРП ввиду технического отказа оборудования при проведении операций гидроразрыва на одной скважине [1] (по плану было закачано 30 % массы проппанта), роста трещины гидроразрыва в высоту изза неверного планирования интервала инициации трещины на 2 скважинах. 62 Рисунок 3.2 Средние значения технологических параметров эксплуатации скважин по состоянию на второй месяц после проведения операций ГРП на Фестивальном (Ф), южном куполе Харампурского (ЮХ), северном куполе Харампурского (СХ) месторождений Рисунок 3.3 Средние значения технологических параметров работы скважин по состоянию на второй месяц после операции ГРП на Фестивальном (Ф), южном куполе Харампурского (ЮХ), северном куполе Харампурского (СХ) месторождений (k и H соответственно проницаемость и эффективная мощность подвергаемых гидроразрыву пластов) 63 На северном куполе Харампурского месторождения дебиты нефти более низкие, несмотря на технологическую эффективность операций ГРП (рисунок 3.3.). Это обусловлено 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 для достижения планируемой эффективности операций ГРП. На рисунке 3.4 приведена схема воздействия ГРП на подключение в разработку отдалённых зон пластов месторождений, эксплуатируемых ООО «РНПурнефтегаз». Рисунок 3.4 Схема воздействия ГРП на подключение в разработку отдалённых зон пластов месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз» Установлены факторы, оказывающие существенное влияние на выбор скважин-кандидатов на проведение операций ГРП. Так, на трёх скважинах южного купола Харампурского месторождения, выведенных из эксплуатации вследствие высокой обводнённости, анализ проб воды по определению её плотности и содержанию ионов хлора показал, что вода перед переводом скважин в бездействие была нагнетаемой. Проводить операции ГРП на таких скважинах не рекомендуется ввиду высокой вероятности прорыва трещин во фронт нагнетаемых вод. Следует отметить, что в период нахождения скважин в бездействии, соседние нагнетательные скважины также были остановлены. Это послужило основанием для принятия решения о проведении опе- 64 раций ГРП на этих добывающих скважинах. Значения технологических параметров их эксплуатации на второй месяц после проведения на них операций ГРП приведены на рисунке 3.5. Рисунок 3.5 Средние значения технологических параметров эксплуатации трёх скважин южного купола Харампурского месторождения, выведенных в бездействие по причине высокой обводнённости, по состоянию на второй месяц после проведения операций ГРП (k и H – соответственно проницаемость и эффективная мощность подвергаемого гидроразрыву пласта) Таким образом, основные требования для успешного вывода обводнённых скважин из бездействия проведением операций ГРП заключаются в следующем: - геологические условия: - низкая вязкость нефти (менее 0,4 сПз.); - наличие существенных остаточных запасов нефти; - наличие растворённого в нефти газа; 65 - технологические условия: - создание достаточно длинной трещины гидроразрыва с высокой проводимостью; - интервал инициации трещины гидроразрыва должен находиться в месте наименьшего горизонтального напряжения в пласте, чтобы избежать роста трещины в высоту (особенно для переслаивающихся с глинами пластов). Для достижения приведённых технологических условий необходимо знание геомеханических свойств породы пласта [33], так как они являются основными параметрами для корректного расчёта получаемой геометрии трещины ГРП; также необходимо выполнение требования ограничения роста трещины ГРП в высоту. Для этого необходимы, в частности, ограничение эффективного давления трещины ГРП, использование жидкостей гидроразрыва малой вязкостью (вязкоэластичных жидкостей, жидкостей ГРП с применением волокон, недосшитого геля и других низкополимерных жидкостей), снижение их расхода (скорости закачки жидкости ГРП), увеличение разности напряжений в пласте и сдерживающих барьерах, снижение пластового давления, применение специальных технологий искусственного усиления сдерживающих барьеров. 3.2. Анализ влияния кольматации околоскважинных зон, погрешностей определения пластового давления на эффективность проведения операций ГРП В процессе эксплуатации скважин, а также их глушения происходит кольматация призабойной зоны скважин, оказывающая негативное влияние на их продуктивность, причём степень влияния пропорциональна времени воздействия раствора глушения или жидкости промывки на призабойную зону пласта. Следует отметить, что на производительность скважин существенное влияние оказывают состояние ПЗП, её эффективная проницаемость вследствие, в частности, того, что ввиду радиального притока жидкости в скважину на единицу площади ПЗП приходится наибольшее количество 66 ПАВ. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта может быть обусловлено, в частности, выпадением содержащихся в нефти парафинов и асфальтеносмолистых веществ, их отложением на поверхности породы и стенках скважин. По мере снижения пластового и забойного давлений наблюдается рост геостатического давления, следствием чего может являться существенная деформация пород-коллекторов, особенно в ПЗП. Следует отметить, что при забойном давлении в пласте ниже давления насыщения нефти газом происходит его выделение, что снижает эффективную проницаемость пласта по нефти. Целью ГРП является создание высокопроницаемого канала в зоне нарушенной проницаемости пласта. При наличии возможности создания трещины ГРП, проходящей через зону повреждения, и приведения падения давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, продуктивность обработанных скважин возрастет. При этом важно, чтобы пластовое давление обеспечивало приток нефти к скважине. Поскольку при эксплуатации пласта проницаемость пород ухудшается в первую очередь в околоскважинной зоне, наблюдается снижение пластового давления именно в ПЗП, тогда как в удалённой части залежи запас пластовой энергии остаётся значительным. По мере снижения пластового давления газонасыщенность пласта возрастает вследствие выделения из нефти газа. В результате возникает газовый режим эксплуатации пласта, при котором эффективная проницаемость пород для нефти уменьшается, а для газа возрастает, что приводит к снижению дебитов нефти скважин. По этой причине коэффициент нефтеотдачи оказывается минимальным 0,3…0,4 ед. вследствие значительного расхода газа, запасы которого истощаются гораздо быстрее, чем запасы нефти. Весьма характерными для газового режима эксплуатации пластов являются залежи с большими газовыми факторами. При низкой проницаемости околоскважинной зоны пласта и давлении насыщения, близком к пластовому давлению, 67 для извлечения остаточных запасов применяют вторичные методы интенсификации добычи нефти. Следует отметить, что способ определения пластового давления в нефтяной скважине с кольматированной околоскважинной зоной, включающий остановку скважины и основанный на методе КВД (кривой восстановления давления), не всегда даёт правильные результаты. Недостатком способа является то, что для полного снятия кривой восстановления давления необходима длительная остановка скважины, что ведёт к значительным потерям добычи нефти и большим эксплуатационным затратам. Кроме того, если околоскважинная зона существенно кольматирована, то скважина практически не выходит на радиальный поток, в итоге замеряется только околоскважинное давление и не определяется точное значение пластового давления. Результатом является значительное количество потенциальных, с точки зрения интенсификации добычи нефти, скважин, отсеиваемых как нерентабельные. 3.3. Основы подбора скважин для проведения операций ГРП с учётом выработки запасов пластов Для исправления ситуации с подбором скважин для проведения операций гидроразрыва пласта было принято, что скважины должны выбираться с учётом выработки запасов, даже если по результатам КВД пластовое давление критически низкое, т.е. проведение операций ГРП на объектах с низкими пластовыми давлениями. На рисунке 3.6 приведены параметры эксплуатации скважины № 203 Фестивального месторождения до и после проведения операции ГРП. Установлено, что дебит нефти вырос в 18 раз, пластовое давление (околоскважинное) при этом возросло на 5 МПа. После получения положительных результатов проведения ГРП на скважине было рекомендовано проведение операций и на других объектах, где скважины ранее не подвергались гидро- 68 разрыву в связи с тем, что эти зоны считались зонами с низким пластовым давлением, а следовательно, неперспективными. Рисунок 3.6 Эффективность ГРП на скважине № 203 Фестивального месторождения На рисунке 3.7 приведены результаты реализации операции ГРП на скв. № 3143 Тарасовского месторождения (пласт БП10-11). Из представленных данных видно, что дебит нефти вырос на 32 т/сут, пластовое (околоскважинное) давление на 10 МПа. Рисунок 3.7 Эффективность проведения операции ГРП на скважине № 3143 Тарасовского месторождения 69 Установлено, что на пластах с выработкой потенциальных запасов не более 75 % проведение гидроразрыва пластов целесообразно независимо от пластового (околоскважинного) давления, даже если околоскважинная зона кольматирована, а скважины работают с низким дебитом или находятся в бездействии по причине отсутствия притока жидкости. Трещина, образованная в результате ГРП, гидродинамически сообщается с довольно удалёнными участками залежи, соединяет удалённую зону пласта со стволом скважины, стабилизирует давление и приток жидкости к скважине. Однако при освоении скважин после ГРП с низкими пластовыми давлениями период их вывода на установившийся режим работы увеличивается, что зачастую обусловлено длительным периодом выноса жидкости гидроразрыва и блокированием ею трещины. В этом случае первоначальный дебит нефти скважин после ГРП может быть на 60…70 % ниже ранее установившегося вследствие того, что рост дебита скважины происходит медленно – в соответствии со временем очистки трещины ГРП в течение нескольких недель или месяца. Для более успешного применения ГРП и своевременного вывода скважин на режим при интенсификации разработки коллекторов с низкими пластовыми давлениями целесообразнее применение пенного и азотного ГРП. Данные методы позволяют увеличить проводимость трещины и способствуют быстрой обработке скважины за счёт энергии закачанных агентов, а также ограничивают рост трещины ГРП в высоту, так как, в частности, азот имеет высокую сжимаемость. В таких пластах целесообразно применение смеси углеводородной жидкости разрыва и сжиженной углекислоты либо сжиженного диоксида углерода в смеси с азотом. Диоксид углерода вносится в пласт в сжиженном состоянии, выносится же в газообразном, следствием чего является ускоренный вынос жидкости разрыва из пласта, что позволяет предотвратить негативные эффекты, имеющие место преимущественно в низкопроницаемых 70 коллекторах, блокирование трещин ГРП жидкостью гидроразрыва, снижение фазовой проницаемости в районе образованной трещины и т.д. Низкая вязкость жидкостей гидроразрыва компенсируется высоким темпом их нагнетания. Благодаря использованию азотированных и пенных жидкостных систем становится возможным успешно осуществлять промывку забоя скважин без потери циркуляции жидкости в случае, если пластовое давление составляет 0,3…1,0 от гидростатического. При освоении скважин после ГРП целесообразно применение гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ), что способствует «вымыванию» жидкости и субстанций, ухудшающих коллекторские свойства пласта. В этом случае остаточная проницаемость трещины является максимально приближенной к первоначальной. Выводы по главе 3 1. Успешное проведение операций ГРП на двух скважинах с низкими пластовыми давлениями месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» позволило разработать концепцию подбора скважин с низкими пластовыми давлениями для проведения операций ГРП. В результате её реализации выполнено 5 операций ГРП, позволивших достичь прироста дебита нефти по скважинам 110 т/сут. 2. Предложенная концепция подбора скважин для проведения операций ГРП на скважинах с низким пластовым давлением позволяет проводить ГРП на скважинах, ранее расположенных в нерентабельных зонах, увеличить добычу нефти и повысить коэффициент нефтеотдачи пластов, увеличить доизвлечение запасов нефтяных месторождений. 71 4. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ГИДРОРАЗРЫВА ГЛИНИСТЫХ ПЛАСТОВ ТАРАСОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ» Негативные последствия применения ГРП зачастую обусловлены неверным выбором параметров обработки, в результате чего темп закачки и количество используемых технологических жидкостей и проппанта рассчитываются без учёта ряда важных факторов размеров закреплённой трещины, давления разрыва глинистых составляющих пласта, следствием чего является снижение потенциальных возможностей операций ГРП. 4.1. Анализ эффективности проведения операций ГРП на северной части Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» В настоящее время операции ГРП широко применяются на пласте БП14 Тарасовского месторождения. По оценкам их применения на северной части Тарасовского месторождения выявлено, что в центральной части месторождения ГРП значительно эффективнее, чем в северной. Для выявления причин низкой эффективности ГРП в северной части месторождения был проведен ряд исследований. До начала исследований рассматривалось шесть гипотез низкой эффективности ГРП: - высокий рост трещин ГРП в высоту; - засорение пласта жидкостями ГРП, причём жидкости ГРП на водной основе загрязняют пласт больше, чем жидкости на нефтяной основе; - высокая набухаемость глин; - несовместимость закачиваемых и пластовых вод, следствием чего является повышение солеотложения на поверхности скважинного оборудования; - суффозия; - низкие значения проницаемости пластов и их эффективной нефтенасыщенной толщины в северной части месторождения. 72 На образцах керна объекта были проведены следующие виды исследований: - литолого-петрографические исследования керна: - ситовый гранулометрический анализ; - рентгенофазовый анализ; - определение коллекторских и петрофизических свойств породы пластов: - исследования образцов керна для определения его геомеханических свойств; - определение динамического и статического модулей Юнга; - определение динамического и статического коэффициентов Пуассона; - определение динамического и статического коэффициентов сжимаемости; - определение предела прочности и плотности горных пород; - фильтрационные исследования: - определение влияния вод системы ППД на проницаемость коллектора; - определение коэффициента восстановления проницаемости после фильтрации гелей ГРП; - определение влияния на эффективность операций ГРП линейных гелей на водной основе, сшитых гелей на водной основе с брейкером и без него, сшитых гелей на дизельной основе с брейкером. 4.1.1. Влияние геометрии трещин на эффективность проведения операций ГРП Для моделирования трещины ГРП был использован стандартный дизайн проведения операции 36-тонный ГРП, проведённый на скв. № 164 и № 444 Тарасовского месторождения. При моделировании были использованы результаты прямых измерений на образцах керна (модуля Юнга, коэффициента Пуассона) и вычисленные значения горизонтальных напряжений. По 73 результатам моделирования трещины были получены параметры ГРП, приведённые на рисунке 4.1. Рисунок 4.1 Сравнение геометрий трещин и проницаемостей, нефтенасыщенных толщин и NTG, соотношений Hэфф/Нfrac на скважинах № 164 и № 444 Тарасовского месторождения Из представленных данных видно, что высота трещины в северной части месторождения почти на 10 м меньше, чем в центральной. Следует отметить, что эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в северной части меньше, в результате чего соотношение Нэфф/Нfrac в северной части месторождения более чем в 3 раза меньше, чем в центральной, т.е. имеет место неэффективное размещение проппанта в скв. № 164. Набухаемость глин в северной части Тарасовского месторождения Данные ситового гранулометрического анализа образцов керна из продуктивных интервалов пласта БП14 скважин № 164 и № 444 Тарасовского месторождения приведены в таблице 4.1. Таблица 4.1 Результаты ситового гранулометрического анализа по скважинам № 164 и № 444 Тарасовского месторождения Гранулометрические Скважина № 164 Скважина № 444 грубозернистые 0 крупнозернистые 0,11 песчаные средне зернистые 5,16 0 0,33 9,08 мелкозернистые 29,31 тонкозернистые 25,58 43,63 18,21 левритовые крупномелкозернистые зернистые 29,58 6,65 19,20 5,56 пелитовые 3,61 3,99 74 Из данных таблицы 4.1 видно, что продуктивные интервалы скважин № 164 и № 444 слабо заглинизированы (пелитовой фракции менее 4 %). На основании данных рентгеновских дифрактограмм образцов керна было установлено, что в скважине № 164 имеют место 2 % каолинита, 68 % хлорита, 27 % гидрослюды и 3 % монтмориллонита, в скважине же № 444 3 % каолинита, 68 % хлорита, 26 % гидрослюды и 3 % монтмориллонита. Набухание каолинита, хлорита и гидрослюды незначительно и практически не влияет на проницаемость коллектора. В значительной степени может набухать только монтмориллонит, однако это также не оказывает существенного влияния на проницаемость коллектора, т.к. содержание монтмориллонита мало (менее 4 %), также как и содержание глинистой составляющей. Для проверки гипотезы о набухаемости глин дополнительно было проведено сравнение приёмистостей и давлений закачки скважин ППД северной и центральной частей месторождения (рисунок 4.2). Рисунок 4.2 Приёмистость, расчётное забойное давление, давление на устье скважин ППД северной и центральной частей Тарасовского месторождения Из данных, представленных на рисунке 4.2, видно, что приёмистость и расчётные забойные давления в северной и центральной частях месторождения сопоставимы, что свидетельствует о том, что как при наличии набухания 75 глин, так и при его отсутствии, набухания глин в скважинах системы ППД не наблюдается. Это может быть обусловлено двумя причинами: некорректными данными закачки и работой скважин системы ППД в режиме автоГРП. Из данных, представленных на рисунке 4.3, видно, что как в северной, так и в центральной частях месторождения среднее расчётное забойное давление в скважинах системы ППД выше, чем давление закрытия трещины ГРП, что также свидетельствует о наличии режима авто ГРП. Сравнение среднего забойного давления и давления закрытия трещины для северной и центральной части Тарасовского месторождения 600 500 Северная часть месторождения Центральная часть месторождения 400 300 200 100 0 Среднее расчетное забойное давление,атм Давл. закрытия на забое, атм Рисунок 4.3 Сравнение среднего забойного давления и давления закрытия трещин ГРП в северной и центральной частях Тарасовского месторождения 4.1.2. Влияние несовместимости пластовой и закачиваемой вод на эффективность проведения операций ГРП Исследования по определению степени влияния пластовых вод на проницаемость коллекторов проводились с использованием образцов керна, отобранных из скв. № 164, модели пластовой воды и воды из системы ППД (КНС-4) пласта БП14 Тарасовского месторождения. Все флюиды предварительно отфильтровывались от мехпримесей. В опыте использовался образец, проницаемость которого по воздуху составила 0,01426 мкм 2. Образец предварительно насыщался моделью пластовой воды. Далее через образец керна 76 производилась фильтрация модели пластовой воды с постоянным расходом 42 см3/ч с целью определения проницаемости по воде (базовый уровень). При закачке более пяти объёмов пор модели пластовой воды градиент давления стабилизировался на уровне 1,84 МПа/м (рисунок 4.4), проницаемость по во- Градиент давления, МПа/м . 25 20 15 10 Модель пластовой воды вода КНС-4 5 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Vзак/Vпор Рисунок 4.4 Динамика градиента давления в опыте по определению влияния вод системы ППД на проницаемость коллектора де при этом составила 0,0032 мкм2. Далее производилась закачка воды КНС-4 с тем же расходом, что привело к резкому повышению градиента давления. При прокачке 20 объёмов пор воды градиент давления превысил значение 20 МПа/м, фильтрация была остановлена. По результатам проведённых экспериментов было установлено, что вода системы ППД оказывает существенное влияние на проницаемость коллектора, причинами чего могут являться суффозия; набухание глин, что, однако, не согласуется с результатами рентгенофазового анализа; отложения солей (несовместимость закачиваемой и пластовой вод). В этом случае важно учитывать то, что при остановке нагнетательных скважин в зоне воздействия на пласт на заглинизированных залежах при ГРП не происходит набухание глин, но и развитие трещины преимущественно не направляется в сторону закачки воды ППД. 77 Следует отметить, что если бы имела место суффозия, то эффект проявился бы при прокачке модели пластовой воды, т.е. наличие суффозии маловероятно. 4.1.3. Влияние засорения пластов жидкостями ГРП Для определения степени загрязнения керна жидкостями ГРП были проведены фильтрационные исследования. Методика проведения фильтрации жидкости ГРП через исследуемый керн заключалась в следующем. Через подготовленную к опыту пористую среду фильтровали более 5 поровых объёмов нефти. Затем нефтенасыщенную пористую среду оставляли в статическом режиме в течение 24 ч для протекания адсорбционных процессов. Далее вновь фильтровали нефть до стабилизации перепада давления и определяли проницаемость по нефти при связанной воде. Следующим этапом эксперимента являлось нагнетание в обратном направлении исследуемой жидкости ГРП при постоянном градиенте давления 32,1 МПа/м в течение одного часа с определением объёма закачанной жидкости. После закачки жидкости ГРП модель пористой среды выдерживалась в течение 24 ч в статическом режиме (соблюдались термобарические условия опыта, фильтрация при этом не осуществлялась). Затем в первоначальном направлении возобновляли фильтрацию нефти при расходе 1,0 см 3/ч до полной стабилизации перепада давления и определяли её фазовую проницаемость. Далее увеличивали расход жидкости ГРП до 5,0 см3/ч и определяли искомые параметры. Затем определяли фазовую проницаемость по нефти при расходе 15,0 см3/ч. Таким образом, были получены значения коэффициентов восстановления проницаемости по нефти отношения относительных фазовых проницаемостей по нефти, полученных после фильтрации агента, к её начальной величине. В качестве жидкостей ГРП были тестированы линейные и сшитые гели на водной и нефтяной основах. 78 Опыт 1. В модель пористой среды начальной нефтенасыщенностью 60,06 % и проницаемостью при связанной воде по керосину 0,0126 мкм2, по нефти 0,01172 мкм2 в обратном направлении, чем фильтровалась нефть, закачивалась жидкость ГРП (линейный гель на водной основе) при постоянном градиенте давления, равном 32,1 МПа/м, в течение 60 мин. Объём закачанного реагента составил 4,48 см3 (рисунок 4.5). Рисунок 4.5 Динамика закачки линейного геля на водной основе (опыт 1) Далее в обратном направлении производилась закачка нефти при постоянном расходе 1 см3/ч до стабилизации показателей вытеснения. Динамика градиента давления при фильтрации нефти в опыте 1 представлена на рисунке 4.6. На завершающей стадии фильтрации нефти проницаемость по нефти составила 0,00047 мкм2. Далее расход фильтруемой жидкости ГРП был увеличен до 5 см3/ч. Фазовая проницаемость по нефти составляла 0,00090 мкм2. После стабилизации градиента давления расход был увеличен до 15 см3/ч, что привело к увеличению фазовой проницаемости по нефти до 0,00370 мкм2. Таким образом, коэффициенты восстановления проницаемости по нефти в опыте 1 при постоянных расходах жидкости 1, 5 и 15 см3 составили 0,040; 0,076 и 0,316 соответственно (относительно первоначальной проницаемости по нефти). 79 Рисунок 4.6 Динамика градиента давления при фильтрации нефти в опыте 1 Опыт 2. В модель пористой среды начальной нефтенасыщенностью 60,17 % и проницаемостью при связанной воде по керосину 0,0124 мкм2, по нефти 0,01105 мкм2, в обратном направлении, чем фильтровалась нефть, закачивалась жидкость ГРП (сшитый гель на водной основе без брейкера) при постоянном градиенте давления, равном 32,1 МПа/м, в течение 60 мин (рисунок 4.7). Было закачано 2,11 см3 реагента. Рисунок 4.7 Динамика закачки сшитого геля на водной основе без брейкера (опыт 2) 80 Далее в обратном направлении производилась закачка нефти при постоянном расходе 1 см3/ч до стабилизации показателей вытеснения. Динамика градиента давления при фильтрации нефти в опыте 2 представлена на рисунке 4.8. На завершающей стадии фильтрации нефти проницаемость по нефти составила 0,00153 мкм2. Рисунок 4.8 Динамика градиента давления при фильтрации нефти в опыте 2 Далее расход был увеличен до 5 см3/ч. Фазовая проницаемость по нефти составила 0,00343 мкм2. После стабилизации градиента давления расход был увеличен до 15 см3/ч, что привело к увеличению фазовой проницаемости по нефти до 0,00781 мкм2. Таким образом, коэффициенты восстановления проницаемости по нефти в опыте 2 при постоянных расходах жидкости 1, 5 и 15 см3 составили 0,138; 0,310 и 0,707 соответственно (относительно первоначальной проницаемости по нефти). Опыт 3. В модель пористой среды начальной нефтенасыщенностью 60,12 % и проницаемостью при связанной воде по керосину 0,0167 мкм2, по нефти 0,01293 мкм2, в обратном фильтрации нефти направлении в течение 81 60 мин закачивалась жидкость ГРП (сшитый гель на водной основе с брейкером) при постоянном градиенте давления, равном 32,1 МПа/м (рисунок 4.9). Объём закачки реагента составил 16,54 см3. Рисунок 4.9 Динамика закачки сшитого геля на водной основе с брейкером (опыт 3) Далее в обратном направлении производилась закачка нефти при постоянном расходе 1 см3/ч до стабилизации показателей вытеснения. Динамика градиента давления при фильтрации нефти в опыте 3 представлена на рисунке 4.10. На завершающей стадии фильтрации нефти проницаемость по нефти составила 0,00100 мкм2. Затем расход жидкости ГРП был увеличен до 5 см3/ч. Фазовая проницаемость по нефти составила 0,00297 мкм2. После стабилизации градиента давления расход был увеличен до 15 см3/ч, что привело к увеличению фазовой проницаемости по нефти до 0,00460 мкм 2. Таким образом, коэффициенты восстановления проницаемости по нефти в опыте 3 при постоянных расходах жидкости 1, 5 и 15 см 3 составили 0,077; 0,230 и 0,355 соответственно (относительно первоначальной проницаемости по нефти). 82 Рисунок 4.10 Динамика градиента давления при фильтрации нефти в опыте 3 Опыт 4. В модель пористой среды начальной нефтенасыщенностью 60,16 % и проницаемостью при связанной воде по керосину 0,0131 мкм2, по нефти 0,01198 мкм2, в направлении, обратном фильтрации нефти, в течение 60 мин закачивалась жидкость ГРП при постоянном градиенте давления, равном 32,1 МПа/м (рисунок 4. 11). Объём закачки регента 12,64 см3. Объем закачанного геля, см3 14 12 10 8 6 4 2 0 0 10 20 30 40 50 60 70 Время, мин Рисунок 4.11 Динамика закачки сшитого геля на нефтяной основе с брейкером (опыт 4) 83 Далее в обратном направлении производилась закачка нефти при постоянном расходе 1 см3/ч до стабилизации показателей вытеснения. Динамика градиента давления при фильтрации нефти в опыте 4 представлена на рисунке 4.12. Рисунок 4.12 Динамика градиента давления при фильтрации нефти в опыте 4 На завершающей стадии фильтрации нефти проницаемость по нефти составила 0,00059 мкм2. Далее расход жидкости ГРП был увеличен до 5 см3/ч. Фазовая проницаемость по нефти составила 0,00079 мкм2. После стабилизации градиента давления расход был увеличен до 15 см3/ч, что привело к увеличению фазовой проницаемости по нефти до 0,00097 мкм2. Таким образом, коэффициенты восстановления проницаемости по нефти в опыте 4 при расходах жидкости 1,5 и 15 см3 составили 0,050; 0,066 и 0,081 соответственно (относительно первоначальной проницаемости по нефти). Основные результаты исследований по определению коэффициента восстановления проницаемости по нефти при закачке жидкостей ГРП для условий пласта БП14 Тарасовского месторождения приведены в таблице 4.2. Таблица 4.2 Результаты опытов по определению коэффициентов восстановления проницаемости по нефти при исследовании фильтрации различных жидкостей ГРП 84 85 По результатам фильтрационных исследований установлено: - жидкости ГРП могут снижать проницаемость зоны пласта до 20 раз; - сшитый гель на водной основе без брейкера минимально проникает в пласт и, соответственно, в наибольшей степени засоряет трещины ГРП; - значения коэффициентов восстановления проницаемости пластов при фильтрации различных жидкостей ГРП в экспериментах 1, 3 и 4 сопоставимы, при этом пласт засоряется в большей степени, однако трещина ГРП в этом случае чище. 4.1.4. Влияние дополнительного скин-фактора По результатам проведённых фильтрационных исследований по определению коэффициента проницаемости различных жидкостей ГРП был рассчитан дополнительный скин-фактор, возникающий вследствие загрязнения ПЗП гелями ГРП, рассчитываемый по формулам: Sобщ = Sгрп + Sfs, S fs где bs k Xf 1, ks Sобщ общий скин-фактор; Sгрп скин-фактор после ГРП; Sfs дополнительный скин-эффект на поверхности трещины (припо- верхностный слой трещины); π 3,14 (отношение длины окружности к длине её диаметра); bs степень повреждения коллектора перпендикулярно трещине; Хf полудлина трещины; k – проницаемость коллектора; ks сниженная проницаемость приповерхностного слоя. Параметры, необходимые для расчёта дополнительного скин-фактора из-за загрязнения ПЗП гелями ГРП, приведены на рисунке 4.13. 86 Рисунок 4.13 Параметры, необходимые для расчёта дополнительного скин-фактора из-за загрязнения ПЗП гелями ГРП В таблице 4.3 приведены значения рассчитанных дополнительных скин-факторов, вызванных загрязнением ПЗП гелями ГРП. Таблица 4.3 Рассчитанные дополнительные скин-факторы, вызванные загрязнением ПЗП гелями ГРП Тип геля ГРП Линейный на водной основе Сшитый на водной основе без брейкера Сшитый на водной основе с брейкером Сшитый на нефтяной основе с брейкером Sf1 0,0637 0,0078 0,1175 0,1423 Из представленных в таблице 4.3 данных видно, что у жидкостей ГРП на нефтяной основе нет преимуществ по сравнению с жидкостями на водной основе. Анализ проведения операций ГРП с использованием жидкостей гидроразрыва на водной и нефтяной основах Было проанализировано 74 различных жидкостей ГРП на водной основе и три на нефтяной. Из приведённых на рисунке 4.14 результатов экспериментов видно, что приросты по нефти для скважин с жидкостями ГРП на водной и нефтяной основах сопоставимы, однако соотношение Jd2/Jd1 для жидкости ГРП на водной основе выше. Преимуществ применения жидкостей ГРП на нефтяной основе по данным добычи не выявлено, что подтверждается исследованиями по определению коэффициента восстановления 87 проницаемости после фильтрации гелей ГРП и расчётами по определению дополнительного скин-фактора из-за загрязнения ПЗП гелями ГРП. Рисунок 4.14 Анализ жидкостей ГРП на водной и нефтяной основах Анализ проведения операций ГРП в северной и центральной частях Тарасовского месторождения Для выявления причин неэффективности ГРП в северной части Тарасовского месторождения был проведён анализ проведения операций ГРП в северной и центральной частях месторождения. Из представленных на рисунке 4.15 результатов анализа видно, что соотношения Jd2/Jd1 в северной и центральной частях месторождения сопоставимы, наиболее же вероятными причинами низких приростов добычи нефти в северной части месторождения являются низкие значения проницаемости пластов и их эффективной нефтенасыщенной толщины. Таким образом, низкая эффективность проведения операций ГРП в северной части Тарасовского месторождения по сравнению с центральной обу- 88 словлена низкими значениями проницаемости пластов и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта (значения kh в северной части месторождения в 3 раза ниже, чем в центральной), набуханием глин вследствие влияния жидкостей глушения скважин [45, 46]. Рисунок 4.15 Анализ проведения операций ГРП в северной и центральной частях Тарасовского месторождения Установлено, что в северной части Тарасовского месторождения имело место неэффективное размещение проппанта при проведении операций ГРП. Для оптимизации результатов проведения операций ГРП рекомендовано использование модуля Юнга и коэффициента Пуассона, полученных в результате прямых измерений при построении дизайна ГРП. 4.2. Комплексный глинистых пластов подход к проектированию гидроразрыва Ниже описан метод комплексного подхода к планированию ГРП на заглинизированных пластах месторождений, эксплуатируемых ООО «РНПурнефтегаз». Установлено, что выбор скважин для обработок должен осу- 89 ществляться на основе детального изучения коллекторских свойств пластов, гидродинамики разработки участка пласта или месторождения в целом, соотношения фильтрационных характеристик пласта и созданной трещины ГРП. Для получения максимального эффекта трещина ГРП должна обладать более высокой проницаемостью, чем пласт. Для успешной интенсификации притока пластовых флюидов жидкость гидроразрыва должна обладать определёнными физико-химическими свойствами, при этом важны реологические параметры технологических растворов. Выбор жидкости гидроразрыва в зависимости от коллекторских свойств пласта Гидравлический разрыв пласта является механическим методом воздействия на пласт, сущность которого заключается в том, что пласт разрывается в областях минимальной прочности под влиянием давления, создаваемого жидкостью гидроразрыва, которое пласт не успевает поглощать. Однако при этом существенная часть технологической жидкости, прорываясь в глубь пласта, приводит к его засорению и, в частности, набуханию содержащихся в нём глин. Вследствие низких коллекторских свойств пластов на многих месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», ГРП не даёт ожидаемого эффекта, особенно на месторождениях с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами пластов, незначительной выдержанностью и высокой глинистостью коллекторов. В этом случае наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи является комплексный подход к проведению операций ГРП. Для гидроразрыва пласта выбирают скважины с низкой продуктивностью, обусловленной низкой проницаемостью пород, фильтрационная способность призабойных зон которых ухудшилась в процессе эксплуатации пласта либо при его вскрытии. Также необходимо, чтобы пластовое давление обеспечивало приток нефти к скважине. Как отмечено выше, для реализации операций ГРП используются жидкости гидроразрыва на водной и нефтяной основах. При выборе базовой 90 жидкости важна её совместимость с пластовой жидкостью, особенно на заглинизированных пластах. 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. Следует учитывать и то, что технологическая жидкость должна быть эффективной не только на протяжении всей операции ГРП, но и после неё, т.е. не должна засорять границу «пласт трещина» и не приводить к набуханию глин в заглинизированных пластах [79]. Вначале эффект от воздействия жидкости ГРП достигается за счёт сочетания её высокой вязкости и добавок химреагентов, снижающих показатели фильтрации и обладающих повышенными песконесущими, а также регулирующими (понижающими) вязкость способностями за счёт специальных добавок разгелевателей. При этом важно учитывать степень глинистости коллектора и проводить операции ГРП по технологиям, соответствующим специфике пластов [79]. 4.2.1. Анализ эффективности операций ГРП методом акустического каротажа на кабеле DSI В таблице 4.4 представлены результаты анализа проведения операций ГРП на пласте БП14 Тарасовского месторождения. Выявлено, что в северной части и на краевых зонах залежи из-за высокой глинистости коллектора не достигается ожидаемый прирост добычи жидкости. Таблица 4.4 Распределение эффективности проведения ГРП по факторам неуспешности Год 2006 2007 2008 2009 2010 Количество Процент от общего числа неуспешных, % Распределение ГРП по факторам неуспешности технический недостижение недостижение годовой Фактор запускных запускных параприрост параметров метров по обводжидкости по жидкости нению 2 2 4 3 6 4 5 4 5 5 3 1 3 6 3 3 2 16 17 17 11 26 28 28 18 Всего 11 15 17 10 8 61 100 91 Выявлены следующие причины неудач: - рост трещин ГРП в высоту в северной и краевой частях месторождения; - набухание глин на границе «трещина-пласт» из-за высокой глинистости пласта; - несовместимость закачиваемой и пластовой вод (солеотложения); - засорение пласта жидкостями ГРП (жидкости на водной основе засоряют пласт больше, чем жидкости на нефтяной основе); - низкие значения проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины в северной части месторождения. Из представленных в таблице 4.4 данных видно, что операции ГРП в основном неэффективны в северной части и в краевых зонах месторождения, где пласт имеет высокую глинистость и малую нефтенасыщенную мощность. При наличии существенной разницы напряжений в коллекторе и в непроницаемых барьерах трещина ГРП распространяется на большую длину и меньшую высоту, чем в пласте с небольшой разницей напряжений. Из-за высокой глинистости залежи в северной части и в краевых зонах механические свойства коллектора (модуль Юнга, коэффициент Пуассона), определяющие горизонтальное напряжение в пласте, близки к механическим свойствам глин. Незначительная разность напряжений между коллектором и глинистыми перемычками приводит к увеличению роста трещины ГРП в высоту. При закачке дополнительной массы проппанта не удаётся создать трещину лишь в пределах продуктивного пласта [33]. В 2007 г. на скв. № 1257 (пласт БП14) с целью оценки высоты трещины ГРП методом акустического каротажа на кабеле DSI компанией Schlumberger был проведён комплекс специальных исследований. Метод позволяет выделять акустическую анизотропию пласта, наведённую трещиной ГРП. Было установлено, что трещина развивается на 26 м выше и 20 м ниже продуктивного пласта, при этом общая толщина пласта составляла около 11 м. Выявлен 92 неконтролируемый рост трещины в высоту, при этом очевидно, что большая часть закачанного проппанта разместилась в непродуктивных интервалах. Многие компании применяют различные методы и технологии по предотвращению прорыва трещин ГРП в непродуктивную зону и ограничению их вертикального роста, в частности: - метод искусственного клина NewCo Well Service. Технология предназначена для контроля трещины по высоте путём создания искусственного «клина» на дне трещины, т.е. искусственное повышение контраста стрессов в этой зоне не позволяет расти трещине ГРП в высоту; - комбинированная технология J-FRAC компании Schlumberger по контролю вертикального роста трещины. Технология применяется перед основным ГРП и использует избирательную закачку искусственных барьеров, а также специальные системы жидкостей и графики закачки. Применение технологии J-FRAC позволяет решить проблему контроля высоты трещины в условиях, при которых отмечается риск несдерживаемого роста трещин в ходе ГРП на месторождениях Западной Сибири. Нововведения направлены на удержание трещины ГРП внутри продуктивного пласта; - технология ClearFRAC (вязкоэластичные жидкости ГРП). Позволяет ограничить эффективное давление трещины с помощью жидкостей пониженной вязкости FiberFRAC (жидкостей ГРП с применением волокон) использование недосшитого геля и других низкополимерных жидкостей. Проблема набухания глин и отложения солей в пласте обусловлена тем, что после проведения ГРП вода растворяет минералы, содержащиеся в глине, и при наличии благоприятных условий могут образоваться отложения солей. В частности, если в процессах ГРП используется подтоварная вода, то растворённые соли могут выпадать в осадок. Для предотвращения набухания глин используются стабилизаторы глин. Актуален вопрос: нужно ли добавлять стабилизаторы глин в жидкости ГРП, и каким должен быть объём их закачки в глинистую породу? Стандартный метод стабилизации глин добавка 2 %-ного раствора хлорида калия. Однако на исследованных нами объектах 93 испытание скважин на приток и оценка времени капиллярного всасывания показали, что необходима добавка 4 %-ного раствора хлорида калия. Выводы по главе 4 1. Показано, что комплексный подход к планированию операций ГРП в северной и краевой частях пласта БП14 Тарасовского месторождения позволяет осуществить доизвлечение запасов нефти и разрабатывать залежи с высокой глинистостью пород. 2. Эффективность операций ГРП на глинистых залежах может быть существенно повышена за счёт применения технологий контроля высоты трещины ГРП и использования жидкостей ГРП на нефтяной основе. 3. Возможность проведения экономически целесообразных операций ГРП на пластах, предрасположенных к неконтролируемому росту трещин, позволит расширить спектр операций по стимуляции скважин. 4. Вследствие того, что количество скважин-кандидатов на проведение ГРП на старых месторождениях постоянно снижается, разработанный подход к выбору скважин для проведения операций ГРП актуален для интенсификации притока жидкости к скважинам и, как следствие, продления экономически целесообразного периода эксплуатации месторождений. 94 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 Ю1) 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. 4. Установлено, что интенсификация отбора жидкости из скважин Харампурского региона нефти и газа экономически целесообразна при условии увеличения дебита скважин по жидкости 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. 95 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ АСПО асфальтосмолопарафиновые отложения; БГС большеобъёмные гелеобразующие системы; БГФ – большой газовый фактор; БД бездействующий фонд скважин; БС боковой ствол; ВНЗ водонефтяная зона; ВНФ водонефтяной фактор; ВРП водорастворимые полимеры; ВУС вязкоупругие составы; ГИС геофизические исследования; ГКО глинокислотные обработки; ГМ геологическая модель; ГНК горно-нефтяной контакт; ГНКТ гибкие насосно-компрессорные трубы; ГРП гидравлический разрыв пласта; ГСК гидравлически связанные коллекторы; ГТМ геолого-технические мероприятия; ЗБС зарезка бокового ствола; ЗКЦ заколонная циркуляция; ИДН интенсификация добычи нефти; КВД кривая восстановления давления; КИН коэффициент извлечения нефти; КНС кустовая насосная станция; КОС кремнийорганические соединения; МРП межремонтный период; НИЗ начальные извлекаемые запасы; НПАВ неионогенные поверхностно-активные вещества; 96 ОПЗ обработка призабойной зоны; ПАА полиакриламид; ПАВ поверхностно-активное вещество; ПВЛГ перевод на вышележащий горизонт; ПГИ промысловые геофизические исследования; ПГС полимерно-гелевые составы; ПЗП призабойная зона пласта; ПК прерывистые коллекторы; ПНЛГ перевод на нижележащий горизонт; СВБ сульфатвосстанавливающие бактерии; СПС сшитые полимерные системы; ТИЗ текущие извлекаемые запасы; ФЕС фильтрационно-ёмкостные свойства; ФОЖ форсированный отбор жидкости; ХМАО Ханты-Мансийский автономный округ; ЩПС щелочно-полимерные составы. 97 Библиографический список использованной литературы 1. Абабков, К. В. Особенности проектирования разработки малопродуктивных залежей Восточно-Сургутского месторождения ОАО «Юганскнефтегаз» [Текст] / К. В. Абабков, Г. М. Еникеева, Р. Г. Нигматуллина, Э. М. Тимашев, Т. В. Тужилова, А. Г. Пасынков // Нефтепромысловое дело. 2005. № 6. С. 14-19. 2. Абасов, М. Т. Фазовая проницаемость коллекторов при высоких термобарических условиях [Текст] / М. Т. Абасов, Н. Д. Таиров, А. А. Абдуллаева и др. // Баку: Элм, 1991. 120 с. 3. Абатуров, С. В. О перспективах применения лигниносодержащих составов в технологиях повышения нефтеотдачи пластов [Текст] / С. В. Абатуров, Д. Ш. Рамазанов, И. В. Шпуров, К. Л. Матвеев, Н. Р. Старкова, А. О. Гордеев // Нефтяное хозяйство. 2000. № 9. С. 62-65. 4. Абатуров, С. В. Состав для изоляции водопритока в скважину [Текст] / С. В. Абатуров, Н. Р. Старкова, И. В. Шпуров, Д. Ш. Рамазанов, С. Ф. Чернавских // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1999. № 33. – С. 211. 5. Абызбаев, И. И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон нефтяных месторождений платформенного типа [Текст] / И. И. Абызбаев, Б. П. Леви. – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1979. – 48 с. 6. Абызбаев, И. И. Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана [Текст] / И. И. Абызбаев, А. Ш. Сыртланов, П. Ф. Викторов, Е. В. Лозин. Уфа: Китап, 1994. – 180 с. 7. Алмаев, Р. Х. Водорастворимые полимеры для повышения нефтеотдачи пластов [Текст] / Р. Х. Алмаев, Л. В. Базекина, Д. Р. Мурзагулова // Нефть и газ: тр. ГАНГ. М., 1992. Вып. 238. С. 8-12. 8. А.с. 960135 СССР, МПК С 02 А 5/06. Состав для ингибирования солеотложений [Текст] / Б. И. Бихман, Е. М. Уринович, Н. М. Дятлова и др. (СССР) // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1982. № 35. С. 86. 98 9. А.с. 2523080 СССР. Состав для предотвращения карбонатных отложений в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / Н. С. Маринин, Г. М. Ярышев и др. (СССР) // РЖ «Химия». 1980. 12П177П. 10. А.с. 2643572 СССР. Состав для предотвращения солей в процессах добычи нефти [Текст] / С. В. Люшин, Г. В. Галеева и др. (СССР) // РЖ «Химия». – 1980 18П170П. 11. Афанасьев, И. С. Прогноз геометрии трещины гидроразрыва пласта [Текст] / И. С. Афанасьев, А. Н. Никитин, И. Д. Латыпов, А. М. Хайдар, Г. А. Борисов // Нефтяное хозяйство. 2009. № 11. С. 62-66. 12. Бачин, С. И. Доразработка остаточных запасов нефти высокообводнённых месторождений с неоднородными коллекторами [Текст]: автореф. дис. … канд. техн. наук: 25.00.17 / Бачин Сергей Иванович. Уфа: УГНТУ, 2008. 13. Губский, А. Технология концевого экранирования на месторождениях Западной Сибири [Текст] / А. Губский // Нефтегазовое обозрение. 2000. № 3. С. 4-9. 14. Девятов, В. В. Применение водоизолирующих составов на месторождениях Шаимского района [Текст] / В. В. Девятов // Нефтяное хозяйство. 1995. № 5 6. С. 59-61. 15. Джабраилов, А. В. Вывод скважины из бездействия при помощи гидравлического разрыва пласта на Харампурском направлении ООО «Роснефть-Пурнефтегаз» [Текст] / А. В. Джабраилов, Т. Ю. Юсифов, И. Д. Латыпов и др. // Нефтяное хозяйство. 2010. № 8. С. 58-59. 16. Жданов, С. А. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин [Текст] / С. А. Жданов, С. В. Константинов // Нефтяное хозяйство. 1995. № 9. С. 24-25. 17. Ибрагимов, Л. Х. Интенсификация добычи нефти [Текст] / Л. Х. Ибрагимов, И. Т. Мищенко, Д. К. Челоянц. М.: Наука, 2000. – 414 с. 99 18. Иванова, М. М. Динамика добычи нефти из залежей [Текст] / М. М. Иванова. М.: Недра, 1976. – 247 с. 19. Ивин, М. О. Анализ результатов ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и основные направления совершенствования технологии его выполнения [Текст] / М. О. Ивин, Г. А. Малышев // Интервал. 2001. № 11. С. 6-13. 20. Исмагилов, Т. А. Оптимизация параметров технологии селективной изоляции водопритока в добывающие скважины композицией на основе самотермополимеризующейся смолы КФ-Ж [Текст] / Т. А. Исмагилов, М. З. Игдавлетова, К. М. Федоров // Нефтепромысловое дело. 1998. № 6. С. 10-12. 21. Исмагилов, Т. А. Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов [Текст] / Т. А. Исмагилов, А. Г. Телин, И. Н. Галанцев, Н. И. Хисамутдинов, А. М. Потапов, А. Г. Скороход, М. З. Игдавлетова, Е. П. Паньков, В. П. Евстифеев // Бюл. «Открытия. Изобретения». – 1996. № 11. – С. 198. 22. Каневская, Р. Д. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи [Текст] / Р. Д. Каневская, И. Р. Дияшев, Ю. В. Некипелов // Нефтяное хозяйство. 2002. № 5. С. 96100. 23. Каневская, Р. Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта [Текст] / Р. Д. Каневская. М.: Недра, 1999. – 213 с. 24. Карнаухов, М. Л. Особенности выполнения гидроразрывов пластов на месторождениях Ноябрьского региона [Текст] / М. Л. Карнаухов, Г. О. Крамар, Л. М. Гапонова // Нефтепромысловое дело. 1999. № 6. С. 41-43. 100 25. Клещенко, И. И. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах [Текст] / И. И. Клещенко, А. К. Ягафаров // Информационный листок. Тюмень: ТМТ ЦНТИ, 1985. № 58-6. 26. Клещенко, И. И. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири [Текст] / И. И. Клещенко, А. К. Ягафаров, А. У. Шарипов и др.. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 59 с. 27. Комиссаров, А. И. Селективное ограничение водопритоков из низкопроницаемых глубокозалегающих пластов [Текст] / А. И. Комиссаров, А. А. Соколов. Грозный: СевКавНИПИнефть, 1989. № 17. – 66 с. 28. Константинов, С. В. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом [Текст] / С. В. Константинов, В. И. Гусев // Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 61 с. 29. Кувшинов, В. А. Гель-технологии для увеличения охвата тепловым воздействием залежей высоковязких нефтей [Текст] / В. А. Кувшинов, Л. А. Стасьева // Интервал. 2000. № 6 (17). С. 3-7. 30. Куликов, А. Н. Принципы структурного анализа показателей разработки и локализации остаточных запасов многопластовых залежей нефти на примере объекта БП14 Тарасовского месторождения [Текст] / А. Н. Куликов // Нефтепромысловое дело. 2005. № 7. С. 7-13. 31. Куликов, А. Н. Использование программных пакетов разработки нефтяных месторождений при моделировании процессов заводнения [Текст] / А. Н. Куликов, А. Г. Телин, Е. Г. Павлов, И. И. Абызбаев // Оптимизация поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений: сб. научн. тр. / БашНИПИнефть. 2003. Вып. 113. – С 78-92. 32. Курамшин, Р. М. Эффективность проведения гидроразрывов пласта на месторождениях Ноябрьского района [Текст] / Р. М. Курамшин, С. В. Иванов, Н. Д. Кузьмичев // Нефтяное хозяйство. 1997. № 12. С. 58-60. 101 33. Латыпов, А. Р. Гидравлический разрыв пласта БП14 Тарасовского месторождения [Текст] / А. Р. Латыпов, И. И. Вафин, Г. А. Борисов // Нефтяное хозяйство. 2009. № 2. С. 98-100. 34. Маляренко, А. В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири [Текст] / А. В. Маляренко, Ю. В. Земцов // Обз. инф. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1987. Вып. 1 (130). 60 с. 35. Мартынцев, О. Ф. Исследования процесса вытеснения нефти водой из неоднородных пластов [Текст] / О. Ф. Мартынцев, В. М. Рыжик // Изв. АН СССР, сер. «Механика». 1965. № 5. С. 175-182. 36. Молчан, И. А. Перспективная технология ограничения водопритоков в добывающие скважины [Текст] / И. А. Молчан, А. О. Палий // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993. № 8. С. 45-58. 37. Муравьев, И. М. Эксплуатация нефтяных месторождений [Текст] / И. М. Муравьев, А. П. Крылов. М.: Гостоптехиздат, 1949. 775 с. 38. Мухаметзянова, Р. С. Способ разработки нефтяных месторождений [Текст] / Р. С. Мухаметзянова, Р. М. Еникеев, Р. Н. Фахретдинов // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1997. № 15. С. 112. 39. Овнатанов, С. Т. Форсированный отбор жидкости [Текст] / С. Т. Овнатанов, К. А. Карапетов. М.: Недра, 1967. 132 с. 40. Овсюков, А. В. Исследование водоизолирующих свойств гелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента [Текст] / А. В. Овсюков, Т. Н. Максимова, С. Г. Сафин, М. Г. Гафиуллин // Нефтепромысловое дело. 1997. № 2. С. 505-507. 41. 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. 42. Пасынков, А. Г. Системное применение методов интенсификации добычи нефти (на примере месторождений Юганского региона) [Текст]: ав- 102 тореф. дис. … канд. техн. наук: 25.00.17 / Пасынков Андрей Героевич. Уфа: УГНТУ, 2005. 43. Пат. 2068081 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин [Текст] / Мамедов Б. А., Шахвердиев А. Х., Гумерский Х. Х., Галеев Ф. Х., Чукчеев О. А., Николаев Н. М., Гайнаншин Ш. И., Зазирный Д. В.; заявитель и патентообладатель Товарищество с ограниченной ответственностью фирма «Интойл». № 96103492/03; заявл. 04.03.1996; опубл. 20.10.1996. Бюл. № 29. 44. Пат. 2201498 Российская Федерация, МПК С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения и консервации скважин [Текст] / Рябоконь С. А., Герцева Н. К., Бурдило Р. Я., Бояркин А. А.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Научно-производственное объединение «Бурение». № 2001108932/03; заявл. 04.04.2001; опубл. 27.03. 2003, Бюл. № 9. 45. Пат. 2213850 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, и способ глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии (его варианты) [Текст] / Крысин Н. И., Соболева Т. И., Крапивина Т. Н., Кириченко В. Л., Семенищев В. П.; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «ПермНИПИнефть». 2002101862/03; заявл. 17.01.2002; опубл. 10.10.2003, Бюл. № 28. 46. Пат. 2264531 Российская Федерация, МКИ Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин [Текст] / Курбанов Я. М., Логинов Ю. Ф., Хайрулин А. А., Афанасьев А. В.; патентообладатель ДФ ГУП «Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения» (ЗапСибБурНИПИ). 2004123916/03; заявл. 04.08.2004; опубл. 20.11. 2005, Бюл. № 32. 103 47. Пермяков, И. Г. О целесообразности разработки нефтяных месторождений при высоких темпах извлечения нефти [Текст] / И. Г. Пермяков, Н. С. Гудок // Нефтяное хозяйство. 1961. № 6. С. 33- 38. 48. Поздеев, О. В. Изоляция водопритоков в добывающих скважинах с низкопроницаемыми коллекторами [Текст] / О. В. Поздеев // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Перм. Прикамья. М., 1988. – 84 с. 49. Позднышев, Г. Н. Способ изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта [Текст] / Г. Н. Позднышев, В. Н. Манырин, А. Н. Досов, А. Г. Савельев, В. И. Пузенко // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1999. № 25. С. 430. 50. Рахимкулов, Р. Ш. Увеличение добычи нефти на обводняющихся месторождениях методами глубокого обратимого тампонирования призабойной зоны скважин [Текст] / Р. Ш. Рахимкулов // Нефтяное хозяйство. 1991. № 2. С. 41-45. 51. Сабиров, И. Х. Изучение перемещения водонефтяного контакта и нефтеотдачи пласта ДII Константиновского месторождения [Текст] / И. Х. Сабиров // Нефтяное хозяйство. 1963. № 10. С. 29-35. 52. Сапотницкий, С. А. Использование сульфитных щелоков [Текст] / С. А. Сапотницкий // Лесная промышленность. 1981. – С. 224. 53. Скородиевская, Л. А. Ограничение притока вод составами АКОР [Текст] / Л. А. Скородиевская, Д. В. Хосроев, А. М. Строганов и др. // Нефтяное хозяйство. 1992. № 6. С. 32-34. 54. Сонич, В. П. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспективы их применения [Текст] / В. П. Сонич, Н. А. Черемисин, А. А. Климов, В. А. Афанасьев // Нефтяное хозяйство. 2002. № 8. С. 31-33. 55. Старшов, М. И. Состав для блокирования водоносных пластов [Текст] / М. И. Старшов, В. М. Айдуганов // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1998. № 1. С. 384. 104 56. Старшов, М. И. Способ блокирования высокопроницаемых пластов [Текст] / М. И. Старшов, Г. Ф. Кандаурова, Н. Н. Ситников, Я. З. Хасанов, Р. С. Нурмухаметов, Р. Х. Галимов, И. М. Салихов, С. В. Кандауров, В. И. Малыхин // Бюл. «Открытия. Изобретения». 2001. № 33. – С. 287. 57. Сургучев, М. Л. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах [Текст] / М. Л. Сургучев, Ю. В. Желтов, Э. М. Симкин. М.: Недра, 1984. 214 с. 58. Тагиров, Ю. Д. О возможности применения щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины [Текст] / Ю. Д. Тагиров, Л. А. Мусаев, Э. Г. Халилов и др. // Изв. АН АзССР. Сер. «Наука о Земле». 1987. № 6. С. 59. Тахаутдинов, Ш. Ф. Способ добычи нефти [Текст] / Ш. Ф. Тахаутдинов, Н. С. Гатиятуллин, И. А. Бареев, С. Н. Головко, Т. А. Захарченко, М. И. Залалиев, С. Е. Войтович // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1999. № 27. – С. 308. 60. Титов, В. И. Способ изоляции водопритоков с помощью гелеобразования растворов производных кремниевой кислоты [Текст] / В. И. Титов, В. В. Дерябин, Н. И. Ахимов // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1996. № 28. С. 163. 61. Ульянов, Н. С. Некоторые результаты водоизоляционных работ на Западно-Сургутском месторождении [Текст] / Н. С. Ульянов, Ю. В. Земцов // Нефтяное хозяйство. 1989. № 5. С. 68-70. 62. Усенко, В. Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения [Текст] / В. Ф. Усенко. М.: Недра, 1967. 216 с. 63. Фаттахов, И. Г. Программное обеспечение для подбора ремонтноизоляционных работ [Текст] / И. Г. Фаттахов, Р. Р. Кадыров, Т. Ю. Юсифов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2013. № 5. С. 49-52. 105 64. Фахретдинов, Р. Н. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений [Текст] / Р. Н. Фахретдинов, Р. М. Еникеев, Р. С. Мухаметзянова, З. И. Ризванова // Нефтепромысловое дело. 1994. № 5. С. 12-13. 65. Хайдар, А. М. Анализ и классификация причин преждевременных остановок закачки при проведении гидравлического разрыва пластов [Текст] / А. М. Хайдар, Г. А. Борисов, А. Н. Горин, И. Д. Латыпов // Нефтяное хозяйство. 2008. № 11. С. 38-41. 66. Хасаев, А. М. Изоляция вод в эксплуатационных скважинах [Текст] / А. М. Хасаев. М.: Недра, 1965. 112 с. 67. Хасанов, М. М. Применение сшитых полимерно-гелевых составов для повышения нефтеотдачи [Текст] / М. М. Хасанов, Т. А. Исмагилов, В. П. Мангазеев, А. Е. Растрогин // Нефтяное хозяйство. 2002. № 7. С. 110-112. 68. Хачатуров, Р. М. Ограничение водопритоков из глубокозалегающих пластов [Текст] / Р. М. Хачатуров, А. И. Комиссаров, А. А. Соколов // Нефтяное хозяйство. 1988. № 9. С. 43-45. 69. Хисамутдинов, Н. И. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, Ш. Ф. Тахаутдинов, А. Г. Телин, Т. И. Зайнетдинов, М. З. Тазиев, Р. С. Нурмухаметов. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. 184 с. 70. Хлебников, В. Н. Новая гелеобразующая композиция для Арланского месторождения [Текст] / В. Н. Хлебников, Л. Е. Ленченкова // Башк. хим. журнал. 1998. Т. 5. № 2. С. 72-74. 71. Швецов, И. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт [Текст] / И. Швецов, Г. Бакаев, В. Кабо, В. Перунов, Ю. Соляков // Нефтяное хозяйство. 1994. № 4. С. 37-41. 72. Шелепов, В. В. Анализ применения ГРП на Повховском месторождении [Текст] / В. В. Шелепов, В. В. Таранин // Разработка нефтяных и 106 нефтегазовых месторождений: матер. совещ. (г. Альметьевск, 1995 г.). М.: ВНИИОЭНГ, 1996. С. 303-308. 73. Шеметило, В. Г. Форсированный отбор жидкости как метод повышения нефтеотдачи гранулярных коллекторов [Текст] / В. Г. Шеметило, А. Ю. Мосунов, В. А. Афанасьев и др. // Нефтяное хозяйство. 2004. № 2. С. 54-58. 74. Щелкачев, В. Н. Форсированный отбор жидкости как метод интенсификации добычи нефти [Текст] / В. Н. Щелкачев. М.: Гостоптехиздат, 1946. 47 с. 75. Экономидес, М. Ю. Унифицированное проектирование гидроразрыва пласта [Текст] / М. Ю. Экономидес, Р. Олни, П. Валько. – 2003. – 221 с. 76. Южанинов, П. М. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину [Текст] / П. М. Южанинов, Т. В. Чабина, В. А. Качин // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1999. № 20. – С. 422. 77. Юсифов, Т. Ю. Влияние гидроразрыва на нефтяные пласты с низким давлением [Текст] / Т. Ю. Юсифов // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: тез. матер. ХΙΙ научн.-практ. конф. 18 – 21.09.2012. Геленджик, 2012. – С. 63. 78. 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. 79. Юсифов, Т. Ю. Комплексный подход к проектированию гидроразрыва глинистых пластов нефтяных месторождений (на примере БП 14 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. 80. Юсифов, Т. Ю. Комплексный подход к проектированию гидроразрыва глинистых пластов нефтяных месторождений (на примере пласта БП14 Тарасовского месторождения ООО «РН - Пурнефтегаз») [Текст] / 107 Т. Ю. Юсифов, Р. М. Зизаев, А. В. Колода и др. // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: матер. ХI научн.-практ. конф. Геленджик, 2011. С. 77. 81. Ягафаров, А. К. Эффективный способ ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах [Текст] / А. К. Ягафаров, С. С. Демичев, И. И. Клещенко и др. // Нефтяное хозяйство. 1990. № 4. – С. 78-80. 82. Янковский, Ю. Н. Результаты применения составов АКОР в малодебитных скважинах [Текст] / Ю. Н. Янковский, Л. А. Скородиевская, Р. С. Хайретдинов // Нефтяное хозяйство. 1987. № 1. С. 59-62. 83. Al-Hashim, H. Effect of multiple hydraulic fracture on gas-well performance [Теxt] / H. Al-Hashim, M. Kissami, H. Y. Al-Yousef // J. Petrol. Technol. 1993. Vol. 45. Nо. 6. P. 558-563. 84. Blanco, E. R. Hydraulic fracture requires extensive disciplinary interaction [Теxt] / E. R. Blanco // Oil and Gas J. 1990. Nо. 12. P. 112-118. 85. Chase, B. Clear fracturing fluids for increased well productivity [Теxt] / B. Chase, W. Chimlowski et al. // Oil-field review. 1997. Nо. 3. P. 20-33. 86. Clark, J. B. Hydraulic process for increasing productivity of wells [Теxt] / J. B. Clark // Trans. AIME. 1949. Vol. 186. P. 1- 8. 87. Economides, M. J. Reservoir stimulation [Теxt] / M. J. Economides, K. G. Nolte // Prentice Hall. Eglewood Cliffs, New Jersey. 1989. Р. 430. 88. Gruber, N. G. Carbonated hydrocarbons for improved gas well fracturing results [Теxt] / N. G. Gruber, H. A. Anderson // J. Canad. Petrol. Technol. 1996. Vol. 35. Nо. 8. P. 15-24. 89. Hannah, P. R. Fracturing a high permeability oil well at Prudhoe Bay, Alaska [Теxt] / P. R. Hannah, E. J. Walker // Paper SPE 14372. 1985. – Р. 13. 90. Hubbret, M. K. Mechanics of hydraulic fracturing [Теxt] / M. K. Hubbret, D. G. Willis // Trans. AIME. 1957. Vol. 210. P. 153-168. 108 91. Liang, J. Further investigations of why gels reduce water permeability more than oil permeability [Теxt] / J. Liang, R. S. Seright // SPE Production & Facilities. Nov. 1997. P. 225-230. 92. McDaniel, R. R. The effect of various proppants and proppant mixtures on fracture permeability [Теxt] / R. R. McDaniel, J. R. Willingham // Paper SPE 7573. 1978. 93. Mullen, M. E. Investigation of height growth in frac-pack completions [Теxt] / M. E. Mullen, W. D. Norman // Paper SPE 36458. 1996. 94. Pearson, C. M. Results of stress oriented and aligned perforating in fracturing deviated wells [Теxt] / C. M. Pearson, A. J. Bond, M. E. Eck, J. H. Schmidt // J. Petrol. Technol. 1992. Vol. 44. Nо. 1. P. 10-18. 95. Schechter, R. S. Oil well stimulation [Теxt] / R. S. Schechter // Prentice Hall. Eglewood Cliffs, New Jersey. 1992. Р. 278. 96. Seright, R. S. A comparison of different types of blocking agents [Теxt] / R. S. Seright, J. Liang // SPE 30120, European Formation Damage Conference, The Hague, Netherlands. May 1995. Р. 15-16. 97. Seright, R. S. A survey of field applications of gel treatments for water shutoff [Теxt] / R. S. Seright, J. Liang // SPE 26991, III Latin American/Carribean Petroleum Engineering Conference, Argentina. April 1994. Р. 27-29. 98. Smith, M. B. High-permeability fracturing: the evolution of a technology [Теxt] / M. B. Smith, R. R. Hannah // J. Petrol. Technol. 1996. Vol. 48. Nо. 6. P. 628-633. 99. Tudor, R. Low viscosity, low temperature fracture fluids [Теxt] / R. Tudor, A. Poleschuk // J. Canad. Petrol. Technol. 1996. Vol. 35. Nо. 7. P. 31-36. 109 ПРИЛОЖЕНИЕ
