Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта для интенсификации притока жидкости на Майском нефтяном месторождении Томской области

Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

" ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Институт геологии и нефтегазового дела Направление (специальность) — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Кафедра — Геологии и разработки нефтяных месторождений

Выпускная квалификационная работа

(на соискание квалификации инженер)

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ НА МАЙСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

(Тема выпускной квалификационной работы) Студент гр. з — 2723/10 Р. В. Иващенко Руководитель Г. Ф. Ильина к. г-м. н, доцент Томск — 2008

Реферат

Дипломная работа ______ страница, 8 рисунков, 31 таблица, 13 графиков 9 источников, Объектом исследования являются нефтяные залежи Майского месторождения.

В процессе работы проанализированы текущие состояние разработки фонда скважин и проведение гидравлического разрыва пласта на Майском нефтяном месторождении.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МАЙСКОЕ месторождение, ЗАЛЕЖЬ, Фонд скважин, ОБЪЕКТ РАЗРАБОТКИ, Методы интенсификации, кислотная обработка, Палеозой, ГРП, подсчет запасов, геология месторождения, технологические решения.

• Введение
• 1. Общие сведения о месторождении
• 2. Геолого-физическая характеристика месторождения
• 2.1 Геологическое строение месторождения
• 2.2 Тектоника
• 2.3 Нефтегазоносность
• 2.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды
• 2.5 Физико-химические свойства пластовых вод
• 2.6 Утвержденные запасы нефти
• 3. Анализ (пробной эксплуатации) текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки
• 3.1 Анализ текущего состояния Майского нефтяного месторождения
• 4. Анализ методов интенсификации на Майском нефтяном месторождении
• 4.1 Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
• 4.1.1 Сущность ГРП
• 4.1.2 Технология проведения ГРП
• 4.1.3 Оборудование используемое при ГРП
• 4.1.4 Зависимость эффективности ГРП от коллекторских свойств пласта
• 4.1.5 Анализ эффективности ГРП
• 4.2 Бурение горизонтальных скважин
• 4.3 Дополнительная перфорация и воздействие пороховыми генераторами давления
• 4.4 Кислотные обработки призабойной зоны
• 5. Охрана окружающей среды
• 5.1 Охрана атмосферного воздуха
• 5.2 Охрана недр в процессе эксплуатации
• Заключение
• Список литературы

Поисковые работы в пределах Майской площади были начаты в 1971 году бурением скважины 390Р расположенной на южном крыле Майского локального поднятия и по результатам испытания скважины была открыта залежь нефти не промышленного значения в горизонте Ю_{1 (}келловей-оксфорд).

В 2004;05 гг. были проведёны площадные сейсморазведочные работы МОГТ 2D, позволившие уточнить строение Майской площади. В 2005 г. на Майском локальном поднятии в районе ранее пробуренной поисковой скважины 390Р была пробурена оценочная скважина 392Р. По результатам испытания были установлены нефтяные залежи в пласте Ю_{14−15 (}тюменская свита) и пласте Ю₁^{3−4 (}васюганская свита). Полученные результаты ранее проведенных работ и периода 2004;05 г. г. дали основание впервые провести оценку запасов Майского нефтяного месторождения с постановкой их на баланс. В зимний сезон 2005 — 2006 г на месторождении были проведены дополнительные работы (сейсморазведочные МОГТ-2D и бурение скважин 393Р).

В результате получена качественно новая информация, которая позволила провести переинтерпретацию ГИС скважины-первооткрывательницы (№ 392Р). На данный момент месторождение слабо разведано, отсутствует достаточный объём исходных данных для составления технологической схемы разработки. Поэтому на первом этапе эксплуатации ведется наиболее детальное изучение всех особенностей геологического строения, характеристики резервуара и флюидов, создания предварительной геолого-технической модели, обоснование рационального варианта пробной эксплуатации залежи нефти и выдача рекомендаций по доразведке месторождения.

На данный момент ведутся работы по бурение скважин пласта Ю₁³⁻⁴ и подготовка к бурению скважин пласта Ю₁₄₋₁₅.

Целью выпускной квалификационной работы является анализ методов интенсификации — гидравлического разрыва пласта проводимого на месторождении.

1. Общие сведения о месторождении

Майское нефтяное месторождение географически расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской низменности, в Обь-Иртышском междуречье, в бассейне реки Васюган — левого притока Оби. Территория района месторождения представляет собой слаборасчленённую равнину с широкими заболоченными водоразделами и долинами рек. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +120 м до + 135 м. Заболоченность местности составляет 50 — 60% территории. Основной водной артерией в районе проектируемых работ является р. Васюган, протекающая в непосредственной близости от площади работ в 2 — 3 км. Климат района континентальный. Среднегодовая температура составляет +3^о С.

Промерзаемость грунта на открытых участках составляет 1 — 1,5 м, на заселённых — 0,3 — 0,4 м, промерзаемость болот не превышает 0,4 м. Многолетнемёрзлых пород по данным бурения не установлено. Среднегодовое количество осадков составляет 400 — 500 мм, максимум отмечается в июле-августе и декабре-январе. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и сохраняется до начала мая. Его высота составляет от 0,4 — 0,5 м на открытых участках до 2 м на леснных. Реки вскрываются преимущественно в начале мая, ледостав начинается в ноябре, болота обычно промерзают к началу января.

В административном отношении Майское нефтяное месторождение находится в южной части Каргасокского района Томской области, в пределах лицензионного блока 70 — 3. Расстояния до ближайших городов области следующие: до Кедрового, где находится ближайший аэропорт областного значения, — 125 км, до Томска — 470 км (ближайшая железнодорожная станция и речной порт). Ближайший населённый пункт — п. Майск, который расположен в 25 км по зимней дороге.

разрыв гидравлический пласт месторождение

Магистральных путей сообщения вблизи района проектируемых работ нет. Доставка бурового оборудования и материалов осуществляется по «зимнику». Вахты на буровую доставляются из г. Кедрового на вертолётах.

Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты верхнепалеогенового возраста, для технических нужд и эксплуатационного бурения можно использовать подземные воды чеганской свиты нижнего олигоцена.

Майское месторождение в промышленно-экономическом отношении находится в Средневасюганском нефтегазоносном районе, который находится в Васюганской нефтегазоносной области. Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения: Нижнее-Табаганское, Калиновое, Урманское, Северо-Останинское и др. В 12 км к югу от месторождения проходит нефтепровод «Игольское — Герасимовское — Лугинецкое — с. Парабель» (рисунок 1.1.).

Рисунок 1.1 — Обзорная карта района Майского месторождения

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Геологическое строение месторождения

Промышленная нефтеносность на Майском месторождении связана с песчаным пластом Ю₁³⁻⁴, горизонта Ю₁ васюганской свиты и пластом Ю₁₄₋₁₅ тюменской свиты.

Такие основные параметры продуктивных пластов, как стратиграфические границы кровли и подошвы коллектора, характеристики фильтрационной и литологической неоднородности разреза, а также интервалы опробования пластов в скважинах представлены в таблицах, 2.1., 2.2.

Таблица 2.1 — Характеристика толщин продуктивных пластов (объект Ю₁³⁻⁴)

Таблица 2.2 — Характеристика толщин продуктивных пластов (объект Ю₁₄₋₁₅)

Формирование пласта Ю₁₄₋₁₅ происходило в континентальной обстановке осадконакопления. Это следует как из общепринятых для рассматриваемой территории представлений о характере осадконакопления верхнетоарских осадков. Из описания кернового материала в скважинах 392Р и 393Р, где песчаная толща имеет градационное строение, характерное для многоярусных (разветвлённых) речных систем, по разрезу отмечаются прослои углей и галечных горизонтов (интервал глубин 3009 — 3018 м в скважине 392Р), крупные фрагменты растительных остатков, косая, линзовидная слоистость, площадная выдержанность песчаной толщи в пределах Майского поднятия и сопредельных площадей.

По особенностям литологического состава пласт Ю₁₄₋₁₅ представлен переслаиванием песчаников светло-серых, мелкозернистых, средне и крепкосцементированных, однородных, иногда карбонатизированных, с косой и волнистой слоистостью. Отмечаются включения слюды, пирита, растительных остатков.

Согласно лабораторным исследованиям керна, пористость песчаников меняется в пределах 0,09 — 0,17 д. ед., проницаемость в пределах 0,2 — 20 мД. Прогнозную геологическую модель пласта Ю₁₄₋₁₅ можно описать исходя из седиментационной модели рек разветвлённого типа и прогнозируемого направления потока.

Как следует из модели осадконакопления, реки разветвлённого типа характерны для предгорных ландшафтов, и их отложения свойственны низам платформенного чехла. Основную роль в процессах распределения осадочного материала разветвлённых рек играют останцовые формы рельефа. Тяготеющие к пониженным участкам останцового рельефа, эти реки характеризуются высокой латеральной миграцией речного русла. Это способствует хаотичному распределению фильтрационно-емкостных свойств песчаника в объёме коллектора и более значительной латеральной выдержанности ФЕС по направлению течения реки.

Распределение останцовых возвышенностей на момент формирования пласта Ю₁₄₋₁₅ можно реконструировать по характеру пространственного развития нижнетоарских глин тогурской свиты, залегающих в подошве рассматриваемых пластов.

Продуктивные пласты Ю₁³ и Ю₁⁴ формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объём поступающего терригенного материала и малые углы наклона морского дна, способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских песчаников. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде, отразилось в совместном присутствии пластов Ю₁³ и Ю₁⁴ в разрезах подугольной толщи Майской площади.

Особенности осадконакопления песчаников регрессирующего моря отразились и на характере распределении фильтрационно-емкостных свойств пласта Ю₁³⁻⁴ по разрезу. Так, в соответствии c седиментационной моделью, накопление песчаников происходило в различных гидродинамических обстановках. В результате регрессии моря песчаные отложения переходной и предфронтальной зон (пласт Ю₁⁴) перекрывались песчаниками пляжа (пласт Ю₁³) вверх по разрезу.

В переходной и предфронтальной пляжевой зонах, где аэрация песчаников была затруднена, преобладала восстановительная обстановка. Это способствовало проявлению процессов седиритизации, что характерно для подошвенной части пласта Ю₁³⁻⁴ и отражается в послойной седиритизации песчаников разного масштаба.

В зонах нижнего и верхнего пляжа, с высокой степенью аэрации песчаных отложений, о чём свидетельствует присутствие в керне следов илоедов в кровельной части пласта Ю₁³⁻⁴, преобладала окислительная обстановка.

Процессы сидеритизации повлияли на первичные коллекторские свойства пласта и характер его насыщения.

Так, распределение проницаемости от пористости для пласта Ю₁³⁻⁴ на графике массивов значений, в целом, свидетельствует о наличие двух зависимостей. Анализ распределения образцов по разрезу показал, что при равных значениях пористости проницаемость образцов песчаника из подошвенной пласта значительно ниже образцов его кровельной части.

Наблюдаемые различия можно связать с особенностями проявления сидеритизации в поровом пространстве. Более обширно эти процессы проявились в поровых каналах, соединяющих отдельные поры, уменьшили их радиус и снизили проницаемость песчаников. Отражены результаты капиллярных исследований керна, из которых следует, что средний радиус пор песчаников кровельной части пласта составляет 8 мкм, а для подошвенной части этот параметр составляет 2 — 4 мкм.

2.2 Тектоника

В тектоническом плане из всей группы локальных поднятий, осложняющих северную периклиналь Лавровского наклонного вала, наиболее приподнятым в рельефе верхнеюрских отложений является изометричный блок Майского локального поднятия (рисунок 2.1.).

Рисунок 2.1 — Выкопировка из тектонической карты юрского структурного яруса юго-восточной части Западно-Сибирской плиты

По замыкающей сейсмоизогипсе регионального горизонта IIa (2550 м) амплитуда поднятия составляет 43 м. Площадь структуры по замыкающей сейсмоизогипсе составляет 27 км².

По кровле пласта Ю₁₄₋₁₅, структурная основа которого построена близлежащему отражающему горизонту Ia (кровля песчаного пласта Ю₁₀), размеры поднятия в пределах замыкающей изогипсы (2900 м) составляют 13,5 х 4 км при амплитуде 80 м.

2.3 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность Майского месторождения связана с песчаными отложениями пласта Ю₁₄₋₁₅ тюменской свиты и Ю₁^{3−4 (}келловей-оксфорд) васюганской свиты.

Пласт Ю₁₄₋₁₅

Нефтяная залежь пласта Ю₁₄₋₁₅ приурочена к толще песчано-глинистых отложений залегающих на размытой поверхности палеозоя. Пласт вскрыт скважинами 390Р, 392Р и 393Р на абсолютных отметках 2824 — 2852,7 метров. Толщина пласта составляет в среднем 23 м, при эффективных значениях от 17 до 22 м. По материалам ГИС количество песчаных пропластков доходит до 7 и их эффективная толщина изменяется от 1,2 до 9,2 м. Керном пласт охарактеризован в разрезе скважин 392Р и 393Р. По керну разрез представлен песчаниками, зернистость которых меняется от мелкозернистых до грубо-крупнозернистых с прослоями галечника. В скважине 390Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2980,4 — 3005,8 м (а. о. — 2852,7 — 2878,1 м). Опробование пласта Ю₁₄₋₁₅ проводилось в открытом стволе в интервале 2900 — 3097 м совместно со всеми пластами тюменской свиты начиная от Ю₆ и ниже до забоя в отложениях палеозоя. На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом 15,3 м³/сут.

В скважине 392Р по материалам промыслово-геофизических исследований нефтенасыщенной является верхняя часть пласта в интервале 2977,8 — 3003,5 м (а. о. — 2849,0 — 2874,7 м.). Опробование пласта проводилось в интервале 2980,0 — 2995,0 м (а. о. — 2851,3 — 2866,3 м). Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м³/сут. на среднединамическом уровне 1552 м. Соответственно, дебит нефти равен 1,1 м³/сут., фильтрата бурового раствора 0,7 м³/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды (минерализация 20,7 г/л) при работе ЭЦН составил 23,3 м³/сут. и 8,5 м³/сут. соответственно.

Нефть легкая (плотность 794,4 кг/м³), парафинистая (содержание парафинов 17,78%), не сернистая (S — 0%) (таблицы 2.8 и 2.9.).

Анализ отобранной пробы минерализованной воды показывает, что содержание в ней компонентов, характерных для вод нижнеюрских отложений, очень низкое. Учитывая, что скважина бурилась на солевом растворе хлористого калия, полученную воду нет основания считать пластовой.

В скважине 393Р пласт был испытан в открытом стволе в интервале 2953,0 — 3004,0 м (а. о. — 2822,4 — 2873,4 м). Получен приток нефти с глинистым раствором дебитом 32,6 м³/сут. Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке — 2900,0 м по оконтуривающей структуру изолинии. Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластовой сводовой (таб.2.3.). Размеры залежи — 13,5 Ч 4 км, амплитуда — 85 м. (рис. 2.2)

Рисунок 2.2 — Геологический разрез по линии скважин 393Р — 392Р

Таблица 2.3 — Геолого-физические характеристики продуктивных пластов объекта Ю₁₄₋₁₅

Пласт Ю₁³⁻⁴

Пласты нефтяной залежи формировались в период келловей-оксфордской регрессии морского бассейна Западной Сибири. Большой объём поступавшего терригенного материала, и малые углы наклона морского дна способствовали формированию значительной по ширине полосы прибрежно-морских песчаников. В пределах месторождения пласт представлен толщей песчаников с прослоями глинистых разностей пород толщиной 1 — 2 м. Последовательное развитие регрессии в позднем келловее и раннем оксфорде отразилось в совместном присутствии пластов Ю₁³ и Ю₁⁴ в разрезах подугольной толщи Майской площади. Пласт вскрыт всеми скважинами на абсолютных отметках 2527,6 — 2540,6 м. Толщина пласта составляет в среднем 25 м, при эффективных значениях от 17 до 22 м. По керну он характеризуется мелкозернистыми песчаниками средне — и крепко сцементированными, участками сильно известковистыми, с горизонтальной и косой слоистостью и с намывами углисто-слюдистого материала. Испытание пласта проводились в скважинах 390Р, 392Р и 394Р. В скважине 390Р пласт испытан в интервале 2675 — 2693 м (абс. отм. — 2547,3 — 2565,3 м). Перфорацией вскрыта нефтенасыщенная и водонасыщенная части пласта. В результате испытания дебит нефти составил 1,4 м³/сут., а дебит пластовой воды 10,8 м³/сут. на среднем динамическом уровне 727 м.

В скважине 392Р испытана только верхняя часть пласта Ю₁³⁻⁴. Из интервалов перфорации 2665,5 — 2666,1 м, 2667,9 — 2670,3 м, 2671,3 — 2673,1 м (абсолютная отметка нижней дыры перфорации — 2544,5 м) получен приток нефти дебитом 3,2 м³/сут. при депрессии 156,8 атм. Нефть легкая (плотность 843,3 кг/м³), парафинистая (содержание парафинов 7,73%), малосернистая (S — 0,3%) (таблицы 2.5 и 2.6.). В скважине 393Р испытание проводилось только в открытом стволе в интервале 2655,7 — 2665 м (абс. отм.2525,3 — 2534,6 м см. рисунок 2.2.). Получен приток разгазированной нефти дебитом 72 м³/сут.

Скважина 394Р вскрыла пласт Ю₁³⁻⁴ и при ее освоении был получен короткий период притока с оценочным дебитом нефти порядка 361 м³/сут. Освоение скважины проводилось в летний период, до завершения строительства системы нефтесбора, вследствие этих причин полноценного испытания скважины провести не удалось. Положение ВНК принято в соответствии с утвержденным в подсчете запасов условным уровнем на отметке — 2552,0 м по дополнительной изогипсе 2552 м на структурной карте, построенной по первому проницаемому пропластку пласта Ю₁³⁻⁴. Открытая промышленная залежь нефти по типу ловушки является пластовой сводовой. (таб.2.4.). Размеры залежи — 5,3 Ч 2,1 км, амплитуда — 26 м. (рис. 2.2).

Таблица 2.4 — Геолого-физические характеристики продуктивных пластов (Объекта Ю₁³⁻⁴)

2.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды

Пласт Ю₁³⁻⁴

Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю₁³⁻⁴ Майского месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р (таблица 2.5.).

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

легкую (плотность нефти в поверхностных условиях 843 кг/м³)

малосернистую (содержание серы — 0,3%)

смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ — 5,8%)

высокопарафинистую (содержание парафинов — 7,73%)

с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 61%).

Нефть относится к 1 классу и 1 типу по ГОСТ Р 51 858−2002.

Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождениям аналогам Томской области. В качестве месторождений аналогов были выбраны месторождения, где объектом разработки является пласт Ю₁³⁻⁴: Двуреченское, Лесмуровское, Моисеевское и Крапивинское.

Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти пласта Ю₁³⁻⁴ Майского месторождения отсутствуют. Свойства пластовой нефти были усреднены по выбранным месторождениям. Принятые физические свойства приведены в таблицах 2.6 и 2.7 Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Била для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 35,5 г/л по месторождениям аналогам.

Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по эмпирическим корреляциям Маккейна и Михана на основе принятой минерализации (таблица 2.6.).

Таблица 2.5 — Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти (Объекта Ю₁³⁻⁴)

Таблица 2.6 — Свойства нефти и воды (Объекта Ю₁³⁻⁴)

Таблица 2.7 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (Объекта Ю₁³⁻⁴)

Пласт Ю₁₄₋₁₅

Исследование и анализ физико-химических свойств и состава углеводородов пласта Ю₁₄₋₁₅ Майского месторождения проводились на поверхностной пробе в скважине 392Р (таблица 2.8.).

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

особо легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 797,4 кг/м³)

не сернистую (отсутствует) малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ — 3,3%)

высокопарафинистую (содержание парафинов — 17,78%)

с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 57%).

Нефть относится к 1 классу и 0 типу по ГОСТ Р 51 858−2002.

Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождению аналогу — Фестивальному. Анализ физико-химических свойств нефти Фестивального месторождения был проведен на двух глубинных пробах в скважине 252.

Свойства пластовой нефти данного месторождения приведены в таблицах 2.9 и 2.10. Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Васкеза-Бегза для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 36 г/л как максимум по горизонту Ю₁. Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по корреляциям МакКейна и Михана (таблица 2.9.).

Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды.

Таблица 2.8 — Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти (Объекта Ю₁₄₋₁₅)

Таблица 2.9 — Свойства нефти и воды (Объекта Ю₁₄₋₁₅)

Таблица 2.10. — Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (Объекта Ю₁₄₋₁₅)

2.5 Физико-химические свойства пластовых вод

Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 36 г/л как максимум по горизонту Ю₁.

Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по корреляциям МакКейна и Михана (таблица 2.9.).

Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды

1. Майская площадь, скважина № 392.

Все пробы содержат большую примесь технической воды, обогащенной хлористым калием.

В природных условиях содержание калия наблюдается не более 200−300 мг/л. В исследуемых пробах оно колеблется от 1272 до 6161 мг/л.

Содержание других макро — и микрокомпонентов низкое. Так, например, содержание стронция в неизменённых природных условиях в водах юрских отложений не менее 300 мг/л. В исследованных пробах оно колеблется от 18,2 до 80,2 мг/л. Примерно на столько же понижено содержание йода, брома, лития, рубидия.

2.6 Утвержденные запасы нефти

Майское месторождение открыто в 2005 г. бурением скважины 392Р ЗАО «Нефтепромбурсервис» по заказу недропользователя ОАО «Альянснефтегаз». Продуктивность на месторождении приурочена к пластам Ю₁^{3−4 (}васюганская свита) и Ю₁₄₋₁₅ (тюменская свита). При испытании пласта Ю₁³⁻⁴ получен приток нефти дебитом 3,2 м³/сут при депрессии 15,7 МПа. При испытании пласта Ю₁₄₋₁₅ был получен приток нефти дебитом 1,1 м³/сут с фильтратом бурового раствора дебитом 0,7 м³/сут. После проведенного гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти и минерализованной воды составил 23,3 м³/сут. и 8,5 м³/сут., соответственно.

Подсчет запасов нефти по пласту Ю₁³⁻⁴ проводился в 2005 г. объемным методом. Площадь нефтеносности принята по изогипсе — 2552,0 м (условное положение ВНК принятое по подошве нефтенасыщенной части пласта в скважине 390Р) и составляет 8878 тыс. м². Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 10,3 м. Коэффициент открытой пористости — 0,16. Коэффициент нефтенасыщенности был принят равным 0,50. Пересчетный коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0,840 и 0,843 г/см³. Коэффициент извлечения нефти принят равным 0,3 д. е.

Первый подсчет запасов нефти по пласту Ю₁₄₋₁₅ проводился в 2005 г. объемным методом. В 2006 г., после проведения на месторождении дополнительных работ (сейсморазведка, бурение скважины 393Р) в зимний сезон 2005 — 2006 гг., был выполнен пересчет запасов категории С₂. Площадь нефтеносности в пределах категории запасов С₁ ограничивается радиусом влияния продуктивной скважины (в пределах площади находятся скважины 390Р и 392Р), равным двум шагам эксплуатационной сетки (1000 м) и составляет 4038 тыс. м². Положение ВНК принято условно по подошве нефтенасыщенной части пласта в скважине 390Р на а. о. — 2870,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 12,5 м. Коэффициент открытой пористости — 0,13. Коэффициент нефтенасыщенности был принят равным 0,49. Пересчетный коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0,8 и 0,797 г/см³.

Площадь нефтеносности запасов категории С₂ в пределах условно принятого контура — 2900,0 м (условное положение ВНК принятое по подошве нефтенасыщенной части пласта после интерпретации ГИС скважины 393Р и переинтерпретации ГИС скважины 392Р) и границы запасов С₁ составляет 31 592 тыс. м². Эффективная нефтенасыщенная толщина принята равной 19,2 м. Коэффициент открытой пористости — 0,13. Коэффициент нефтенасыщенности был принят 0,60. Пересчетный коэффициент и плотность нефти составили, соответственно, 0,8 и 0,797 г/см³. Коэффициент извлечения нефти по обеим категориям запасов принят, равны м 0,2 д. е.

3. Анализ (пробной эксплуатации) текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки

3.1 Анализ текущего состояния Майского нефтяного месторождения

Для определения фильтрационных характеристик пластов Ю₁³⁻⁴ и Ю₁₄₋₁₅ были проведены гидродинамические исследования скважин 390Р, 392Р, 393Р, 394Р.

Ю₁₄₋₁₅

Испытания на приток и определение гидродинамических характеристик пласта Ю₁₄₋₁₅ проводилось по скважине 390Р, строительство которой осуществлялось в 1972 г., и по скважинам 392Р и 393Р, строительство которых осуществлялось в 2004 — 2005 г.

Скважина 390Р была заложена в юго-восточной части Майского локального поднятия. Опробование пласта Ю₁₄₋₁₅ проводилось в открытом стволе в интервале 2900 — 3097 метров. Вызов притока производился сменой глинистого раствора на техническую воду с последующим снижением уровня воды свабированием на глубину 400 м. На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом 15,3 м³/сут. (при забойном давлении порядка 31 МПа). Пластовое и статическое давление на устье определялось после 15 часов стояния скважины на восстановлении давления, в результате оценка пластового давления составила 31,2 МПа. Отсутствие следов нефти объясняется тем, что опробование пласта Ю₁₄₋₁₅ проводилось в открытом стволе в интервале 2900 — 3097 м совместно со всеми пластами тюменской свиты начиная от Ю₆ и ниже. Следовательно, можно предположить, что основной приток жидкости происходил из нижележащих водонасыщенных пластов, чем и объясняется отсутствие признаков нефти по результатам испытаний скважины 390Р в этом интервале.

В районе ранее пробуренной поисковой скважины 390Р в 2005 г. была пробурена скважина 392Р. В скважине 392Р опробование пласта проводилось в интервале 2980,0 — 2995,2 м. Пласт вскрыт с помощью зарядов ЗПКО-89С-АТ. Плотность перфорации составила 19 отв. /п. м. Вызов притока из пласта осуществлялся снижением уровня солевого раствора по трубной системе методом свабирования до глубины 1905 м. Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м³/сут. при депрессии равной 14,87 МПа. Соответственно дебит нефти равен 1,1 м³/сут., фильтрата бурового раствора 0,7 м³/сут. Первоначальный коэффициент продуктивности пласта составил 0,118 м³/ (сут * МПа).

После проведения ГРП и выполнения очистки скважину вывели на стабильный режим свабирования. В таком режиме скважина отработала в течение 21 часа. Коэффициент продуктивности при этом составил 4,24 м³/ (сут * МПа).

Далее в течение 118 часов была записана кривая восстановления давления (КВД), и затем в течение 32 часов был записан полный комплекс профиля притока с периодическим определением уровней и записью забойных давлений.

В результате анализа и интерпретации, данных исследования скважины 392Р на неустановившемся режиме фильтрации (замер КВД) определены следующие параметры пласта: пластовое давление — 29,42 МПа, проницаемость пласта — 2,67 — 4,72 мД, гидропроводность — 11,4×10^-12 м³/ (Па * с), скин-эффект равен — (-1,57).

По материалам регистрации профиля притока на скважине 392Р установлено, что подошва работающей мощности пласта отмечается на глубине 2995 м. Основной приток пластового флюида выявлен в интервале 2982,0 — 2990,4 м. Источником обводнения скважинной продукции является перфорированная часть пласта в интервале 2980,3 — 2994,4 м.

После проведенного на скважине 392Р гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти при работе ЭЦН составил 23,3 м³/сут. и минерализованной воды 8,5 м³/сут. (депрессия 14,61 МПа).

В скважине 393Р (расположенной в центральной части месторождения), в интервале 2953 — 3004 м было проведено исследование пласта Ю₁₄₋₁₅ пластоиспытателем КИИ-146 на неустановившихся режимах фильтрации методом КВД. Проведено два цикла испытания: первый цикл — приток в течение 20 мин, замер кривой восстановления давления в течение 20 мин; второй цикл — приток продолжительностью 120 мин, замер восстановления давления в течение последующих 120 мин. При первом цикле испытания был получен приток нефти и глинистого раствора со средним дебитом 32,6 м³/сут. Контроль состава проводился по влагометрии и резистивиметрии. Кривая восстановления давления первого цикла не обрабатывалась из-за недостаточной продолжительности самого исследования. При обработке кривой восстановления давления второго цикла испытания были получены следующие результаты: оценка пластового давления составила 32,3 МПа; проницаемость — 0,8Ч10^-3 мкм²; скин-фактор S = 5,35; коэффициент продуктивности составил 0,06 м³/сут/МПа при депрессии на пласт — 31,35 МПа.

Ю₁³⁻⁴

Испытания на приток и определение гидродинамических характеристик пласта Ю₁³⁻⁴ проводилось по скважине 390Р, строительство которой осуществлялось в 1972 г и по скважинам 392Р, 393Р, 394Р, строительство которых осуществлялось в период 2004 — 2006 гг.

В скважине 390Р пласт вскрыт в интервале 2675 — 2693 м с помощью зарядов ПКС-80. Плотность перфорации составила 16 — 17 отв. /п. м. Вызов притока из пласта осуществлялся сменой глинистого раствора на техническую воду. По результатам исследования были сделаны следующие выводы: интервал 2675 — 2693 м является нефтеводоносным, причем нефтяные пропластки находятся в верхней части, так как основное количество нефти скапливалось в затрубном пространстве, дебит на среднем динамическом уровне 727 м пластовой минерализованной воды 10,8 м³/сут, нефти 1,4 м³/сут. Пластовое давление 27 МПа, пластовая температура +85⁰С.

В скважине 392Р пласт Ю₁³⁻⁴ был вскрыт перфорацией в интервалах 2665,5 — 2666,1 м, 2667,9 — 2670,3 м, 2671,3 — 2673,1 м с помощью зарядов Predator 4 ¹/₂^" . Плотность перфорации составила 16,6 отв. /п. м. Вызов притока осуществлялся снижением уровня свабированием до глубин 1950, 1840, 1820 м с извлечением из скважины 49,7 м³ жидкости (тех. вода, солевой раствор, нефть 8,9 м³). Первые два снижения выполнены с целью очистки пласта и первоначальной оценки продуктивности пласта. После третьего снижения уровня проведены исследования. В результате объект испытания (пласт Ю₁³⁻⁴) можно охарактеризовать как непереливающий, нефтенасыщенный, с низкими коллекторскими свойствами. При исследовании при депрессии 15,89 МПа был получен дебит практически безводной нефти равный 3,2 м³/сут. Оценка коэффициента продуктивности составила 0,2 м³/ (сут * МПа). Результаты обработки индикаторной диаграммы, полученной по расчетному дебиту скважины и измеренному забойному давлению, представлены на график 3.1 Оценка коэффициента продуктивности по индикаторной диаграмме составила 0,06 м³/сут/МПа, что значительно меньше среднего диапазона значений коэффициентов продуктивности по пласту Ю₁³⁻⁴ и противоречит величине коэффициента продуктивности (0,2 м³/сут/МПа), полученной по известной депрессии и дебиту скважины 392Р. Следовательно, достоверность определения данной величины не будет учитываться при дальнейшем анализе.

График 3.1 — Индикаторная диаграмма (по результатам исследования скважины 392Р)

В скважине 393Р, в процессе бурения в интервале 2655,7 — 2665 м было проведено исследование пласта Ю₁³⁻⁴ пластоиспытателем КИИ-146 на неустановившихся режимах фильтрации методом КВД. При испытании был получен приток разгазированной нефти со средним дебитом 71,2 м³/сут. Перед остановкой скважина отработала 118 мин_, после чего была остановлена на 77 мин для записи КВД. Оценка пластового давления составила 26,58 МПа, проницаемость — 19,2Ч10^-3 мкм², скин-фактор S = 0,34. Потенциальный коэффициент продуктивности составил 7,2 м³/сут/МПа. Для проверки достоверности результатов анализа была проведена повторная интерпретация данных КВД (графики 3.2 — 3.3), при этом:

1. оценка проницаемости составила 20,3Ч10^-3 мкм², что близко по значению к первоначальной оценке в 19,2Ч10^-3 мкм².

2. оценка скин-фактора составила S = 2,4, что, в отличие от первоначальной оценки скин-фактора (S = 0,34), говорит об определенном ухудшении состояния призабойной зоны.

График 3.2 — Диагностический график (по результатам исследования скважины 393Р)

График 3.3 График Хорнера (по результатам исследования скважины 393Р)

В 2006 г. в центральной части месторождения севернее скважины 393Р была пробурена горизонтальная поисковая скважина 394Р. Скважина 394Р вскрыла пласт Ю₁³⁻⁴ и при ее освоении был получен короткий период притока с оценочным дебитом нефти порядка 361 м³/сут. Освоение скважины проводилось в летний период, при отсутствии системы нефтесбора, вследствие этих причин полноценного испытания скважины провести не удалось. В процессе освоения скважины газовый фактор варьировался в диапазоне 38 — 55,8 м³/т.

На данный момент, наиболее распространенным методом расчета технологических показателей разработки является создание постоянно действующих геолого-технологических моделей коллекторов. При создании проекта эксплуатации Майского месторождения были использованы модульные программные комплексы для геолого-гидродинамического моделирования Petrel и Eclipse компании Schlumberger^®. Входящие в их состав модули были использованы на различных этапах создания модели: от визуализации и анализа исходных данных до создания трехмерной сетки, населения ее свойствами и расчета фильтрации флюидов в пласте. Данный программный продукт прошел аттестацию и рекомендован ЦКР Роснедра для создания постоянно действующих геолого-технологических моделей.

С помощью модулей данных программных комплексов возможно построение геологической и гидродинамической моделей трехмерной многофазной фильтрации в сжимаемом пласте. Они имеют обширные сервисные возможности в задании геологии залежи, физико-химических свойств пластовых флюидов и физико-механических параметров пласта, а также могут служить для воспроизведения истории разработки, выдачи получаемой информации в числовом и графическом виде. Кроме этого, программные пакеты обладают мощной системой для экспорта и импорта данных, что обеспечивает их хорошую информационную связь и преемственность с другими программными пакетами.

Таким образом, созданная геолого-технологическая модель является мощным инструментом для расчета прогнозных вариантов и принятия оптимального решения по его дальнейшей разработке.

Модель пластового флюида — двухфазная (модель «черной нефти»): нефть (с растворенным газом) и вода. Начальное пластовое давление для пласта Ю₁³⁻⁴ принято равным 27 МПа, для пласта Ю₁₄₋₁₅ — 31,1 МПа.

Физико-химические свойства нефти и воды заданы в виде зависимостей свойств от давления. Значения свойств получены по аналогии с соседними месторождениями, а также в соответствии с эмпирическими корреляциями.

Относительные фазовые проницаемости в модели были определены для каждой ячейки с использованием функции масштабирования относительных фазовых кривых программы симулятора.

Для пласта Ю₁³⁻⁴ было проведено 5 экспериментов по определению относительных фазовых проницаемостей (график 3.4.):

График 3.4 — Относительные фазовые проницаемости для пласта Ю₁³⁻⁴

Для получения единых кривых относительных фазовых проницаемостей экспериментальные данные были аппроксимированы функциями Кори (формулы 3.1 — 3.3., график 3.5.):

(3.1.)

(3.2.)

(3.3.)

где

К_в — водонасыщенность, д. е.

К_вн — нормированная водонасыщенность, д. е.

К_во — насыщенность связанной воды, д. е.

К_но — остаточная нефтенасыщенность, д. е.

k_ов, k_он — относительная фазовая проницаемость для воды и нефти соответственно

k_ов', k_он' - максимальное значение относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти соответственно

k_ов^exp, k_он^exp — коэффициенты Кори.

Параметры функций Кори были подобраны методом наименьших квадратов:

k_ов' = 0,079; k_он' = 1,0; k_ов^exp = 1,9; k_он^exp = 2,5, К_во = 0,40, К_но = 0,25.

При этом коэффициент вытеснения составил 0,574.

Для пласта Ю₁₄₋₁₅ было проведено 1 исследование по определению относительных фазовых проницаемостей (график 3.5.).

График 3.5 — Относительные фазовые проницаемости для пласта Ю₁₄₋₁₅

Ввиду того, что данное исследование может быть не репрезентативно для всего пласта, в качестве ОФП для данной модели были взяты модифицированные ОФП с месторождения-аналога Широтного (полученные путем адаптации гидродинамической модели), но при этом остаточные насыщенности были перемасштабированы на значения, полученные экспериментально с учетом капиллярометрии (график 3.6.):

К_во = 0,46, К_но = 0,27.

График 3.6 — Относительные фазовые проницаемости, используемые в модели пласта Ю₁₄₋₁₅

Капиллярные кривые (также как и относительные фазовые проницаемости) задавались для каждой ячейки, нормированные за остаточную водонасыщенность.

Законтурная область в обеих моделях моделировалась аналитическим водоносным горизонтом Картера-Трэйси.

Построенные гидродинамические модели были использованы для выбора оптимального варианта разработки по каждому объекту.

Одна из задач эксплуатации многопластовых месторождений, особенно при низкой степени изученности залежей, является выделение эксплуатационных объектов. Ведущая роль при этом принадлежит геологическим характеристикам пластов. Различные пласты объединяются или разделяются на основе комплексного изучения геологического строения залежи и её объектов, их гидродинамической характеристики и технико-экономических показателей разработки при различных схемах выделения эксплуатационных объектов.

В данном месторождении оба объекта рассматриваются и эксплуатируются раздельной эксплуатации в силу ряда факторов:

1) Различное пластовое давление и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, что может привести к неравномерной выработке запасов объектов разработки

2) Различные физико-химические свойства флюидов, насыщающих рассматриваемые коллекторы

3) Как следствие, более сложный контроль над разработкой месторождения

4) Наличие водоносных пластов Ю₁₁ и Ю₁₂, свидетельствующих о возможности прорыва воды и преждевременном обводнении продукции скважины

Таким образом, предлагается раздельная разработка объектов Ю₁³⁻⁴ и Ю₁₄₋₁₅, что не отрицает возможности использования отработавшего фонда нижележащего объекта Ю₁₄₋₁₅ для разработки вышележащего объекта Ю₁³⁻⁴.

Таким образом, в результате анализа всей имеющейся информации, объекты Ю₁³⁻⁴ и Ю₁₄₋₁₅ были предложены как раздельные объекты эксплуатации.

По геолого-физическим характеристикам Майское месторождение относится к небольшим низкопроницаемым юрским залежам нефти, расположенным в юго-западной части Томской области. Выделяется два продуктивных горизонта. Пласт Ю₁³⁻⁴ характеризуется вертикальной неоднородностью, нижняя часть объекта отличается более низкой проницаемостью по сравнению с верхней частью. Песчаная толща пласта Ю₁₄₋₁₅ имеет градационное строение, по разрезу отмечаются косая, линзовидная слоистость, характеризуется площадной выдержанностью.

Пласты Ю₁³⁻⁴ и Ю₁₄₋₁₅ насыщены лёгкой, маловязкой, малосмолистой, высокопарафинистой, малосернистой нефтью, состав которой не меняется в пределах залежей. По своим физико-химическим параметрам нефти пластов не являются аналогичными. Исходная геолого-физическая информация является основой для выбора и обоснования требуемых технологий и реагентов для повышения эффективности выработки запасов Майского нефтяного месторождения, а также улучшения условий притока флюидов к скважине (уменьшению скин-фактора), увеличения приемистости нагнетательных скважин, ограничения притока подошвенных и закачиваемых вод в добывающие скважины. Ниже будут рассмотрены различные методы интенсификации притока и возможность их применения при разработке рассматриваемого объекта.

В качестве основной технологии воздействия на пласт в период эксплуатации Майского месторождения планируется внедрение системы заводнения. Основным рабочим агентом будет подтоварная и сеноманская вода. Данная технология широко используется на месторождениях Западной Сибири. При этом благоприятным фактором для внедрения системы заводнения является малые значения коэффициента подвижности (М_{Ю1 3−4} = 0,3, М_{Ю 14−15} = 0,5). Во-первых, закачка воды в пласт обеспечит достаточно высокий коэффициент вытеснения нефти, во-вторых, это позволит компенсировать отбор пластового флюида и стабилизировать падение среднепластового давления.

Объект Ю₁³⁻⁴

В рамках проекта к рассмотрению предложено 5 расчётных вариантов, отличающихся друг от друга расположением проектных скважин, плотностью сетки скважин и другими особенностями.

При обосновании расчётных вариантов разработки были приняты определённые условия для эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Оценочная величина давления насыщения в пределах нефтяной залежи Ю₁³⁻⁴ Майского месторождения составляет 6,2 МПа, что намного меньше начального пластового давления, составляющего 25,51 МПа. В гидродинамической модели при моделировании разработки на добывающих скважинах в период эксплуатации установлено забойное давление 10 МПа (рабочая депрессия на забое добывающих скважин составляет 15,51 МПа). После ввода системы ППД в период ПЭ забойное давление опускается до 7 МПа (рабочая депрессия на забое добывающих скважин составляет 18,51 МПа.) Нагнетательные скважины работают в режиме поддержания пластового давления и 100% компенсации отборов жидкости в пластовых условиях (110% - в первые 12 лет разработки). Максимальное забойное давление на нагнетательных скважинах не превышает 40 МПа. Выбытие добывающих скважин из эксплуатации происходит при достижении обводнённости продукции 98%. Принятый в расчётах коэффициент эксплуатации скважин — 0,9.

Бурение новых эксплуатационных скважин позволит уточнить геологическое строение залежи, степень прерывистости пласта, приемистость нагнетательных скважин, продуктивность добывающих скважин, а также, фильтрационно-емкостные и физико-гидродинамические характеристики объекта Ю₁³⁻⁴, состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа. Разбуривание эксплуатационных скважин в период пробной эксплуатации будет, проводится в пределах утверждённых запасов категории С₁. При этом предполагается бурение разведочных скважин в пределах утверждённых запасов категории С_2,Учитывая стадию изученности залежи, предпочтительнее применение площадных систем разработки как наиболее интенсивных и адаптируемых к изменчивому геологическому строению. При этом в связи низкими значениями средней проницаемости по объекту Ю₁³⁻⁴, предлагалось оценить эффективность применения горизонтальных скважин в одном из вариантов площадной системы размещения скважин, а также опробовать технологию ГРП с позиций её применения на полное развитие. При этом ГРП предлагалось проводить не менее чем в 100 м от ЧНЗ во избежание преждевременного обводнения продукции.

В работе предусмотрено разбуривание скважин с расстоянием 400×400 м, 500×500 м, 600×600 м, 700×700 м и 900×900 м, что позволяет рассмотреть потенциальные возможности разработки залежи при различных плотностях сетки (4,6 га/скв., 7,3 га/скв., 10 га/скв., 13,7 га/скв. и 14,4 га/скв.). При этом рассмотрены варианты с применением ГРП и бурением горизонтальных скважин для определения потенциальных возможностей разработки месторождения с использованием данных технологий (на полное развитие).

Годом начала реализации программы пробной эксплуатации Майского месторождения является 2007 г. Продолжительность периода пробной эксплуатации составляет 3 года, после чего месторождение разбуривается на полное развитие.

На период пробной эксплуатации использовался вариант бурение четырех разведочных скважин 395Р, 396Р, 397Р и 103. При этом скважины 395Р, 396Р и 103 заложены для определения потенциальных возможностей разработки месторождения горизонтальными скважинами на полное развитие. Длина горизонтального ствола 250 — 500 м. Практическое строительство горизонтальных скважин позволит реально оценить потенциальные добывные возможности и экономические затраты для принятия решений в последующих проектных документах.

Кроме того, учитывая имеющиеся скважины, было предложено произвести бурение проектных скважин 202, 204, 205, 206, которые совместно со скважиной 101 сформируют элемент пятиточечной системы с горизонтальной добывающей скважиной в центре. Бурение скважины 102 позволило оценить работу и приемистость нагнетательных скважин 205 и 206 при разработки залежи горизонтальными скважинами. Организация системы ППД планируется в 2008 г. переводом скважин 204 и 206 под нагнетание, скважины 202 и 205 переводятся под нагнетание в 2009 г. Расстояние между скважинами 900 м.

На полное развитие предлагается пробурить 1 горизонтальную добывающую и 8 нагнетательных скважин.

Все характеристики расчетных вариантов предложенных фирме Альянснефтегаз для разработки пласта Ю₁³⁻⁴ предложены в таблице 3.1.

А так же представлена карта текущего состояния скважин на рисунке 3.1 и карта плана разработки пласта на рисунке 3.2.

Для наиболее выгодного технико-экономической разработки были представлены пять вариантов объекта Ю₁³⁻⁴ и выбран наиболее экономичный пятый вариант разработки. Который принесет наибольший доход фирме и государству при минимальном капиталовложении и эксплуатационных затратах. Эти данные представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.1 — Основные характеристики расчётных вариантов разработки объекта Ю₁³⁻⁴

Рисунок 3.1 — Карта текущего состояния разработки пласта Ю₁³⁻⁴

Рисунок 3.2 — Карта плана разработки пласта Ю₁³⁻⁴

Таблица 3.2 — Технико-экономические показатели вариантов объекта Ю₁^3-4

Объект Ю₁₄₋₁₅

В рамках проекта к рассмотрению предложено 5 расчётных вариантов, отличающихся друг от друга расположением проектных скважин, плотностью сетки скважин и другими особенностями.

Условия для эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин представлены ниже. Оценочная величина давления насыщения в пределах нефтяной залежи Ю₁₄₋₁₅ Майского месторождения составляет 17,5 МПа, что меньше начального пластового давления, составляющего 31,1 МПа. В гидродинамической модели при моделировании разработки на добывающих скважинах в период пробной эксплуатации установлено забойное давление 17 МПа (рабочая депрессия на забое добывающих скважин составляет 13,6 МПа). После ввода системы ППД в период ПЭ забойное давление опускается до 12 МПа (рабочая депрессия на забое добывающих скважин составляет 19,1 МПа.) Нагнетательные скважины работают в режиме поддержания пластового давления и 110% компенсации отборов жидкости в пластовых условиях. Максимальное забойное давление на нагнетательных скважинах не превышает 45 МПа. Выбытие добывающих скважин из эксплуатации происходит при достижении обводнённости продукции 98%. Принятый в расчётах коэффициент эксплуатации скважин — 0,9.

Бурение новых эксплуатационных скважин позволит уточнить геологическое строение залежи, степень прерывистости пласта, приемистость нагнетательных скважин, продуктивность добывающих скважин, а также, фильтрационно-емкостные и физико-гидродинамические характеристики объекта Ю₁₄₋₁₅, состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа. При бурении новых скважин предлагается учесть расположение имеющихся скважин 392Р, 393Р. Разбуривание эксплуатационных скважин в период пробной эксплуатации проводиться в пределах утверждённых запасов категории С₁. При этом предполагается бурение разведочных скважин в пределах утверждённых запасов категории С₂, для перевода запасов этой категории в промышленную.

На данной стадии изученности залежи, применяется площадная система разработки как наиболее адаптируемая к изменчивому геологическому строению. При этом в связи низкими значениями средней проницаемости по объекту Ю₁₄₋₁₅, предлагается оценить эффективность применения ГРП с учетом различной плотности сетки скважин. Учитывая статистику преобладающего направления трещин ГРП по месторождениям Томской области, был выбран такой поворот сетки скважин, который бы предотвращал быстрый прорыв воды в добывающих скважин в связи с проведением на них операций ГРП. Необходимо отметить, что наиболее точное направление трещин ГРП необходимо будет обосновать в рамках следующего проектного документа.

Предусмотрено разбуривание скважин с расстоянием 400×400 м, 500×500 м, 600×600 м и 700×700 м, что позволяет рассмотреть потенциальные возможности разработки залежи при различных плотностях сетки (8 га/скв., 12,4 га/скв., 17,9 га/скв., 21,3 га/скв., 24,1 га/скв.). Все варианты предусматривают применение ГРП для определения потенциальных возможностей разработки месторождения с использованием данной технологии на полное развитие.

Годом начала реализации программы пробной эксплуатации Майского месторождения является 2007 г. Продолжительность периода пробной эксплуатации составляет 3 года, после чего месторождение разбуривается на полное развитие. Во всех вариантах предусмотрено бурение в период ПЭ нескольких разведочных скважин.

На период пробной эксплуатации предполагается разбуривание двух элементов обращенной пятиточечной системы. Учитывая имеющиеся скважины 392Р и 393Р, предлагается произвести бурение проектных скважин 588, 572, 564, 573, 587, 593, 676 с переводом скважин 392Р и 676 под нагнетание в 2008 г. На всех добывающих скважинах проводится ГРП (7 ед.) для определения потенциальных возможностей разработки месторождения с применением ГРП на полное развитие. Расстояние между скважинами 400 м.

В 2008 г. в юго-восточной части залежи предлагается бурение двух разведочных скважин (5145 в 2008 г. и 5134 и 2009 г.) для перевода запасов категории С₂ в промышленную категорию. При дальнейшей разработке месторождения по пятиточечной схеме (с 2010 г.) предлагается пробурить 182 добывающих и 191 нагнетательная скважина. Число проводимых ГРП — 66 ед.

Все характеристики расчетных вариантов предложенных фирме Альянснефтегаз для разработки пласта Ю₁₄₋₁₅ предложены в таблице 3.3.

А так же карта плана разработки пласта на рисунке 3.3.

Для наиболее выгодного технико-экономической разработки были представлены пять вариантов объекта Ю₁₄₋₁₅ и выбран наиболее экономичный третий вариант разработки. Который принесет наибольший доход фирме и государству при минимальном капиталовложении и эксплуатационных затратах. Эти данные представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.3 — Основные характеристики расчётных вариантов разработки объекта Ю14−15

Рисунок 3.3 — Карта плана разработки пласта Ю₁₄₋₁₅.

Таблица 3.4 — Технико-экономические показатели вариантов объект Ю₁₄₋₁₅

Для обоснования режимов работы добывающих скважин для эксплуатационных объектов Ю₁³⁻⁴ и Ю₁₄₋₁₅ был проведен системный (узловой) анализ, который позволяет предсказать поведение системы добычи, включающей в себя пласт, скважину и поверхностные трубопроводы. Данный метод широко используется в нефтяной практике во всем мире. Основная область его применения — оптимизация работы системы добычи.

С помощью системного анализа были проведены расчеты по характеристике работы скважины для фонтанного режима и условий механизированной добычи (ЭЦН):

— при начальных пластовых условиях;

— при падении пластового давления;

— до и после ГРП.

Для оценки продуктивности скважин были использованы средние значения эффективной проницаемости по нефти и эффективной нефтенасыщенной толщины по залежам месторождения. Все расчеты проведены для нулевой обводненности и отсутствия скин-эффекта.

Не рекомендуется эксплуатировать скважины фонтанным способом, так как в этом случае депрессия на пласт будет ограничена относительно высокими забойными давлениями для эксплуатационного объекта Ю₁³⁻⁴, что приведет к низким уровням добычи нефти и ухудшит экономические показатели разработки. Так, скважины, пробуренные на Ю₁³⁻⁴, на начальной стадии будут фонтанировать с дебитами жидкости, не превышающими 35 м³/сут. при начальном пластовом давлении и устьевом давлении Р_у = 1 МПа. Забойное давление при этом будет составлять около 17 МПа (график 3.7.). При расчетах движения газожидкостной смеси по насосно-компрессорным трубам использовалась модифицированная корреляция Хагедорна и Брауна. Предельное пластовое давление, при котором скважина перестанет фонтанировать при нулевой обводненности, по расчетам составляет 19 МПа.

Эксплуатационный объект Ю₁₄₋₁₅ характеризуется значительным газовым фактором, что обеспечивает значительные дебиты скважин при эксплуатации их фонтанным способом. Необходимо отметить, дебит фонтанных скважин будет значительно снижаться под воздействием таких факторов, как падение пластового давления и увеличение обводненности продукции. Требование к забойному давлению скважин, эксплуатирующих нижний объект — 17 МПа в период пробной эксплуатации до ввода системы ППД и 12 МПа после ввода системы ППД (график 3.8.).

Расчеты по механизированной добыче нефти производились на проектное значение забойного давления Р_заб = 7 МПа и нулевую обводненность для пласта Ю₁³⁻⁴. При начальном пластовом давлении и скин-факторе, равном нулю, скважины, пробуренные на пласт Ю₁³⁻⁴, с ЭЦН будут давать в среднем 72 м³/сут нефти (график 3.7.). Скважины пласта Ю₁₄₋₁₅ с Р_заб = 12 МПа будут работать с дебитом 63 м³/сут (график 3.8.). При падении пластового давления до 18 МПа дебиты скважин по обоим объектам разработки снизятся приблизительно в два раза для пласта Ю₁³⁻⁴, и в три раза для пласта Ю₁₄₋₁₅.

Рекомендуемым вариантом разработки верхнего эксплуатационного объекта предусматривается бурение горизонтальных добывающих скважин. По расчетам потенциала подобных скважин на фонтанном способе эксплуатации ожидается получить дебит нефти в среднем 250 м³/сут. При механизированном способе эксплуатации, при снижении забойного давления до 7 МПа средний дебит будет составлять около 500 м³/сут. (график 3.9.).

Исходя из вышесказанного, настоящим проектом на месторождении предлагаются следующие мероприятия:

при вводе скважин в эксплуатацию на пласт Ю₁³⁻⁴ оборудовать их установками ЭЦН, что позволит достигнуть проектные годовые уровни добычи нефти путем снижения забойного давления до 7 МПа при вводе скважин в эксплуатацию на пласт Ю₁₄₋₁₅ оборудовать их установками ЭЦН при увеличении обводненности или падении пластового давления для поддержания проектных дебитов при вводе добывающих скважин в работу, расположенных в ЧНЗ эксплуатационного объекта Ю₁₄₋₁₅, проводить ГРП.

Оценка прироста дебита добывающих скважин после ГРП производилась для псевдоустановившегося режима фильтрации, скин-фактор после ГРП оценивался по методике М. Economides и др., главной целью которой является достижение максимального безразмерного технологически достижимого коэффициента продуктивности для фиксированного объема закачки проппанта, результаты расчетов представлены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 — Результаты расчета параметров трещины после ГРП и потенциального дебита для средних параметров пласта

По результатам расчетов оптимальный объем закачки проппанта в процессе ГРП был определен на уровне 70 т. Приведенный расчет проводился для средних значений взятых для Ю₁₄₋₁₅. Соответственно, в среднем по результатам проведения ГРП ожидается потенциальный дебит добывающей скважины порядка 170 м³/сут. Однако перед проведением ГРП требуется для каждой добывающей скважины разрабатывать свой оптимальный дизайн трещины, который бы обеспечивал наибольший экономический эффект.

Необходимо отметить, что в таблице 3.5 величина скин-фактора соответствует начальному значению сразу после проведения операции. Учитывая эффект затухания ГРП и переход от псевдо-установившегося режима фильтрации к установившемуся, при моделировании скин-фактор был принят равным — 4, что, в свою очередь, соответствует средней достижимой величине скин-фактора для месторождений Томской области (юрские отложения).

График 3.7 — Режим работы скважин при фонтанном и механизированном способе эксплуатации скважин, пласт Ю₁³⁻⁴

График 3.8 — Режим работы скважин при фонтанном и механизированном способе эксплуатации скважин, пласт Ю₁₄₋₁₅

График 3.9 — Режим работы горизонтальной скважины при фонтанном и механизированном способе эксплуатации скважин, пласт Ю₁³⁻⁴

На этапе пробной эксплуатации (2007 — 2009 гг.) на Майском месторождении планируется пробурить 21 скважину (13 эксплуатационных, 7 разведочных, 1 поглощающую и 1 резервную), общее количество проектных добывающих скважин в период полного развития составляет 55 добывающих и 69 нагнетательных скважин. Динамика показателей эксплуатации добывающих скважин на период 2007 — 2015 гг. представлена в таблицах 3.6 и 3.7.

Необходимо иметь в виду, что текущие коэффициенты продуктивности скважин в процессе эксплуатации могут снижаться, поэтому для поддержания расчетных показателей разработки необходимо проведение комплекса мероприятий по их сохранению.

Таблица 3.6 — Показатели эксплуатации скважин Майского месторождения, объект Ю₁³⁻⁴

Таблица 3.7 — Показатели эксплуатации скважин Майского месторождения, объект Ю₁₄₋₁₅

4. Анализ методов интенсификации на Майском нефтяном месторождении

4.1 Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

4.1.1 Сущность ГРП

Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих пласты с низкими коллекторскими свойствами, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Характеризуемый как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается вдоль плоскости, расположенной перпендикулярно направлению минимальных напряжений, благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости. Это приводит к расширению области пласта, дренируемой скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

Проведение ГРП преследует две главные цели:

повышение продуктивности пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины

создание высокопроницаемого канала притока в поврежденной призабойной зоне.

В итоге, кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также, увеличивается конечная нефтеотдача за счет выработки слабо дренируемых зон и пропластков.

Наиболее высокая эффективность этого метода может быть достигнута при проектировании ГРП как элемента системы разработки с учетом системы размещения скважин и оценкой их взаимовлияния при различных сочетаниях обработки добывающих и нагнетательных скважин. Эффект от проведения ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва, но и влияние взаимного расположения скважин, распределения неоднородности пласта и др. Таким образом, систематический авторский надзор за внедрением ГРП, что позволяет принимать оперативные меры для повышения его эффективности.

В проектировании данных операций нужно учитывать геологические условия каждой скважины, на которой планируется ГРП. Соответственно по каждой скважине оптимизироваться параметры трещины с физической и экономической точки зрения.

4.1.2 Технология проведения ГРП

1. Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета проекта гидроразрыва пласта.

2. Составляется программа проведения гидроразрыва по результатам расчета на ЭВМ.

3. На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.

4. Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.

5. Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.

6. Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.

7. Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 700 атм. в течение 10 мин.

8. При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.

9. После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается чистая чистой загеленной жидкости разрыва (подушка до 450 м³).

10. За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы проппанта от 100 до 1200 кг/м³ до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 450 атм. Для закрепления трещин закачивается 200−300 тонн. проппанта.

11. Непосредственно за смесью проппанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.

12. Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3−7 м³/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.

13. Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.

14. В процессе гидроразрыва ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества проппанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по гидроразрыву с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП.

На Майском месторождении рекомендовалось проводить ГРП на скважинах, расположенных в ЧНЗ пласта Ю₁₄₋₁₅ на расстоянии не менее 100 м от ВНЗ для предотвращения преждевременного обводнения скважинной продукции. Дополнительным фактором в пользу использования ГРП при эксплуатации залежи Ю₁₄₋₁₅ является увеличение дебита нефти в 23 раза (1,1 м³/сут. и 23,3 м³/сут.). После проведенного на скважине 392Р гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН, так же был проведен ГРП на скважинах 542, 539, 202, 205, 393Р, 397. По скважинам 542, 202 и 393Р были проведены исследования. Они показали эффективность ГРП.

Приток по этим скважина вырос в 25−30 раз. Скважины 539, 205, 397 на данный момент ведется освоение и исследование эффективности ГРП. Ниже предоставлены расчеты и сводка по ГРП проведенном на скважине № 202 при закачке 301 тонны проппанта. Все данные приведены в таблицах, а так же графики при проведении ГРП.

Таблица 4.1 — План входной обработки (поверхности.)

Тип флюида: K30H — 3.6=30# сшитый гель, WG46DSH, 200HT. Тип флюида: KLIN — линейный гель, WG46DSH. Тип проппанта: 0000 — no proppant. Тип проппанта: BP1 — 16/30 BorProp. Тип проппанта: BP2 — 12/18 BorProp. Тип проппанта: RCP2 — 12/18 ForeRCP

Таблица 4.2 — Закачивание по плану обработки (поверхности.)

Таблица 4.3 — Закачивание по плану обработки (забой)

Таблица 4.4 — Решение гидравлики скважины

Таблица 4.5 — Решения продвижения трещины (Расчетные значения в конце обработки)

Таблица 4.6 — Сводка расчета проппанта

Таблица 4.7 — Свойства пород

Рисунок 4.1 — Трещина разрыва пласта График 4.1 — Чистое давление функция времени График 4.2 — Эффективность функция времени График 4.3 — Давление обработки на забое и поверхности Таблица 4.8 — Данные пласта

Таблица 4.9 — Данные эксплуатации

Таблица 4.10. — Данные скважины

Таблица 4.11. — Расчет продуктивности

График 4.4 — Временная функция

4.1.3 Оборудование используемое при ГРП

Организация гидроразрыва состоит в приготовлении соответствующих реагентов в качестве жидкости гидроразрыва и последующей закачки ее в продуктивную зону с низким расходом и под высоким давлением с тем, чтобы расклинить породу, образовать в результате трещину как результат гидравлического воздействия. Прежде всего, чистая жидкость закачивается в скважину для инициирования трещин и ее продвижение в пласте. После этого суспензия продолжает развивать трещину.

Подготовка жидкости ГРП производится на кусту скважин, непосредственно перед закачкой ее в пласт. Система подготовки жидкости ГРП включает: песковоз, емкости с гелеобразной жидкостью, смесительный агрегат (блендер). При приготовлении гелеобразной жидкости для ГРП главное подготовить воду. Если в воде будут бактерии, то гель начнет распадаться и жидкость для ГРП испортится, что повлечет срыв ГРП.

Обвязка системы имеет 1,5-кратный запас прочности. Перед началом ГРП, оборудование и обвязка опрессовываются на рабочее давление. Управление непосредственно ГРП осуществляется через компьютерный центр.

Для производства ГРП используется следующая техника:

1. УРАЛ-ЦА 320, УРАЛ-4320 пожарная машина,

2. MERCEDES песковоз,

3. MERCEDES хим. фургон,

4. MERCEDES блендер,

5. MERCEDES насосная установка,

6. MERCEDES цемент агрегат,

7. MERCEDES трубовоз,

8. MERCEDES лаборатория,

9. УАЗ-3962 санитарный фургон,

10. К-700 вакуумная установка.

Рисунок 4.2 — Принципиальная схема расстановки оборудования при ГРП и оборудования забоя скважины

4.1.4 Зависимость эффективности ГРП от коллекторских свойств пласта

Основной целью производства ГРП является интенсификация выработки запасов нефти, сосредоточенных в прерывистых коллекторах, в зонах трудно извлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти. За период с 2005 по 2008 годы гидроразрыв пласта произведен на шести добывающих скважинах. Для проведения работ по ГРП использовался фонд скважин, характеризуемый как малодебитный слабопроницаемого пласта Ю₁₄₋₁₅. Средний приток нефти по данной категории скважин составлял 3,5 т/сут.

В результате проведения гидроразрыва пласта по данной группе добывающих скважин произошло существенное улучшение технологических показателей. Данные мы видим в таблице 4.13. Так как ГРП производились сразу после бурения, мы можем сравнивать только разность притоков до ГРП и после дебит скважины. Исследование проводились на разведывательных скважинах, и приток колебался от 1,1 т/сут до 5 т/сут. Средний приток составляет 3,5 т/сут. Сравнивая полученные притоки до ГРП и дебит после ГРП, таблица 4.13. и сравнивая коллекторские свойства каждой скважины, таблица 4.12. мы видим, что скважин 393Р и 539 имеют лучшие коллекторские свойства и по этим скважинам лучший дебит. В связи с тем, что при ГРП было закачено много жидкости, а так же после работы КРС на данный момент анализ воды показывает, что это раствор глушения и раствор ГРП. Но и на первоначальном этапе видно, что качество ГРП обводненность и дебит по скважинам, где проводилась интенсификация с помощью ГРП, зависит от коллекторских свойств пласта.

Таблица 4.12 — Коллекторские свойства скважин, на которых проводилось ГРП.

4.1.5 Анализ эффективности ГРП

ГРП является технологией, позволяющей увеличить область дренирования пласта. Без ГРП осуществляется радиальный приток жидкости, направленный к одной точке элемента — забою скважины. После ГРП создающаяся зона трещиноватости, является активной дренажной системой, позволяющей увеличить удельную поверхность породы, участвующей в фильтрации.

После разрыва пласта и закрепления трещины пропантом образуется двойная среда трещины (высокопроводящие каналы) и поровые блоки (исходная матрица породы). Фильтрация флюидов происходит аналогично и в микрообъеме пласта (в керне).

В первую очередь вытеснение нефти происходит из наиболее крупных пор, характеризующихся лучшими коллекторскими свойствами, и одновременно с этим начинается фильтрация нефти из более мелких пор в более крупные.

В случае с гидроразрывом первоначальное движение флюидов осуществляется по трещинам (высокопроводящим каналам) и одновременно с этим происходит фильтрация нефти из поровых блоков (матрицы породы) в трещины.

Анализ имеющегося кернового материала свидетельствует о том, что среди юрских залежей, объект Ю₁₄₋₁₅ наиболее сильно подвергался активным вторичным изменениям — уплотнению и процессам вторичного минералообразования.

Основной целью производства ГРП является интенсификация выработки запасов нефти, сосредоточенных в прерывистых коллекторах, в зонах трудно извлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти.

За период с 2005 по 03.2008 годы гидроразрыв пласта произведен на 6 добывающих скважинах.

Для проведения работ по ГРП использовался фонд скважин, пробуренных в пласт Ю₁₄₋₁₅ характеризуемый как малодебитный. Средний коэффициент продуктивности скважин для пласта Ю₁₄₋₁₅ составил около 3,75 м³/сут/МПа при нулевом скин-факторе, средней проницаемости 2,7 мД и средней мощности 19,7 м.

В результате проведения гидроразрыва пласта произошло существенное улучшение технологических показателей. Исследование показали, что до проведения ГРП приток на 392Р составлял Q=1,1 м³/сут при пластовом давлении 28,4 МПа. После проведения ГРП приток составил 31,8 м³/сут по жидкости, по нефти составило 23,3 м³/сут и по воде 8,5 м³/сут при давлении 28,4 МПа.

Согласно данным, степень реализации потенциала, созданного после проведения ГРП, достаточно высок. Таким образом, проведенный анализ показал, что эффект от ГРП, в условиях объекта Ю₁₄₋₁₅ Майского месторождения, достаточно стабилен, прирост дебита жидкости составляет в среднем 35 м³/сут., и продолжительность его не ограничивается анализируемым периодом.

Непродолжительный период эксплуатации после ГРП пока не позволяет сделать однозначных выводов. Однако, эксплуатация скважин со значительно высоким притоком по нефти, чем до интенсификации, позволяет извлечь больший объем углеводородов за срок жизни скважин, тем самым, способствуя увеличению конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Положительное влияние от проведения ГРП на дальнейшую эксплуатацию скважин в значительной мере зависит от степени сформированности системы воздействия на объект. В свою очередь, темпы и динамика обводнения зависят от направления геологического строения и структуре запасов, но и геометрии распространения трещин.

В связи с этим дальнейшее решение проблемы эффективной эксплуатации добывающих скважин и участков проведения ГРП работ по ГРП связано с исследовательскими работами по определению направления трещин и адаптации системы заводнения по отношению к ориентации зоны трещиноватости.

В результате проведения ГРП имеем значительное увеличение дебитов скважин, (относительно базового варианта, без ГРП). Необходимо отметить также, что область применения ГРП не ограничивается низкопродуктивными зонами, проведение ГРП также возможно в песчаных телах, не имеющих гидродинамической связи с зоной закачки.

В целом отмечается высокая продолжительность эффекта, обусловленная стабилизацией, как обводненности, так и дебитов жидкости. Для оценки прироста дебита жидкости и продолжительности эффекта после производства работ по интенсификации была построена динамика показателей эксплуатации скважин, в которых проводились работы, приведенная к одной дате начала проведения ГРП для избежание влияния временных факторов. Результаты показывают, что на объекте Ю₁₄₋₁₅ эффект от ГРП, достаточно стабилен и сохранение его не ограничивается анализируемым периодом.

На Южном поднятии после проведения работ величина дебита нефти составляла порядка 23,3 м³/сут на скважину при обводненности 30%, прирост при этом составлял 22 м³/сут. К концу первого года отмечалась стабилизация дебита нефти на уровне 17 — 18 м³/сут при обводненности 40−50%, которая сохраняется на протяжении всего рассматриваемого периода.

В куполе северо-западного поднятия (393Р, 539) аналогичная картина — в начале послеоперационного периода произошло увеличение дебита жидкости до 35−100 м³/сут (прирост составил 25 — 45 м³/сут) при обводненности 10−55%.

Рассматривая эффективность метода по поднятиям, можно отметить, что на Южном поднятии (скважины 392Р, 542,), характеризующемся крайне сложным геологическим строением, низкими коллекторскими свойствами, увеличение дебита нефти произошло с базового — 1,1 м³/сут до потенциального — 23,3 м³/сут (в 23 раза). На северо-западном поднятии (393Р), имеющем лучшее геологическое строение, дебит жидкости возрос с базового — 5 м³/сут до потенциального — 35−100 м³/сут (в 7−10 раз). В связи с тем, что ГРП проводят сразу после бурения берется базовый приток полученный при исследовании разведовательных скважи который коллеблится от 1,1 до 5 м³/сутки.

Чем ниже проницаемость, тем медленнее происходит процесс фильтрации, тем выше коэффициент падения дебита жидкости скважин в процессе эксплуатации.

Оценивая эффективность ГРП, следует отметить его положительное влияние на полноту вовлечения запасов нефти в разработку. Одним из основных параметров, определяющих объем извлекаемых запасов, является коэффициент охвата, учитывающий степень дренирования пластовой нефти (таб.4.13).

Создание систем трещин в слабопроницаемых коллекторах, безусловно, увеличивает степень вскрытия и приведенный радиус скважин, создает дополнительно высокопроницаемые каналы, по которым осуществляется фильтрация. Это позволяет более эффективно эксплуатировать скважины в сложных геологических условиях, что в свою очередь приводит к увеличению текущего коэффициента нефтеизвлечения.

Таблица 4.13. — Средний дебит скважин после ГРП

Таким образом, мы видим, что массовое внедрение ГРП на объекте Ю₁₄₋₁₅ Майского месторождения позволило увеличить приток скважин, вывести их на рентабельный уровень эксплуатации, в конечном итоге, обеспечить благоприятную динамику выработки запасов нефти.

4.2 Бурение горизонтальных скважин

Основной целью бурения горизонтальных добывающих скважин является увеличение контакта с пластом и коэффициента продуктивности скважин. Важным фактором, влияющим на показатели эксплуатации горизонтальных скважин, является схема заканчивания их горизонтального забоя. В зависимости от геологических условий пласта горизонтальная скважина может быть закончена открытым стволом с установкой лайнера-хвостовика, лайнера с пакером или обсаженным стволом с последующей перфорацией колонны. Учитывая строение пласта Ю₁³⁻⁴ и максимальное снижение скин-эффекта на Майском нефтяном месторождении при строении горизонтальной скважины, заканчивают скважину с установкой перфорированного хвостовика.

Влияние толщины пласта на продуктивность горизонтальной скважины достаточно значительно. Для данной длины горизонтальной скважины отношение L/h представляющее собой элементарное приращение площади контакта скважины, для пласта меньшей толщины намного больше, чем для пласта большей толщины.

Тип пласта определяет допустимые глубинные отклонения при бурении горизонтальных скважин. Основными особенностями разработки месторождения горизонтальными скважинами являются:

1. Кратное увеличение площади дренирования для горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными;

2. Приращение площади контакта скважины L/h для пласта меньшей толщины намного больше, чем для пласта большей толщины;

3. Снижение проницаемости пласта в вертикальном направлении значительно уменьшает продуктивность горизонтальной скважины;

4. При малых L/h расположение скважины вне центра пласта уменьшает ее продуктивность, причем потери продуктивности снижаются с увеличением отношения L/h;

5. Для достижения наибольшего охвата запасов сетка горизонтальных скважин разряжена по сравнению с сеткой вертикальных скважин;

6. Величина снижения давления в скин-зоне для горизонтальных скважин меньше, чем для вертикальных.

Общепризнанными преимуществами этого метода являются:

возможность сокращения числа скважин в 2 — 4 раза

снижение объема капитальных вложений

увеличение текущей добычи нефти и нефтеотдачи за счет повышения коэффициента охвата

возможность ввода в разработку сложнопостроенных залежей с низкопроницаемыми и неоднородными фильтрационно-емкостными свойствами, залежей с активной законтурной областью или с газовой шапкой.

Важным преимуществом является возможность объединения в куст большого числа скважин, что имеет особое значение для разработки мелких месторождений и решения экологических проблем.

Для уменьшения различных рисков при бурении ГС рекомендовалось применение следующей схемы. Сначала бурятся скважины-пилоты (вертикальные скважины), которые позволили уточнить представление о геологическом строении залежи и геолого-физические параметры пласта. После этого принимается решение о целесообразности бурения горизонтальной скважины и ее направлении.

Ввиду того, что соотношение вертикальной проницаемости к горизонтальной пласта Ю₁³⁻⁴ составляет 0,44, по данному эксплуатационному объекту рекомендовалось бурение горизонтальных скважин. При этом при испытании горизонтальной скважины 394Р Майского месторождения дебит нефти достиг 361 м³/сут.

На 396 скважина, горизонт которой составляет 500 метров, дебет был фонтаном 480 м³/сут в течение шести месяцев, после чего она была переведена на механизированную добычу, дебет на данный момент горизонтальных скважин составляет от 80 до 200 м³/сут.

Так как еще не ввели систему ППД, Майское месторождение разрабатывается методом растворенного газа. Так как месторождение маленькое пластовое давление падает значительно быстро и из-за этого и падает ежесуточно добыча нефти.

Ожидалось, что коэффициент продуктивности горизонтальных скважин по данному пласту будет превышать продуктивность вертикальных скважин в 3 — 4 раза оправдалось. (таб.4.14). Однако перед началом бурения горизонтальной скважины определяли оптимальную траекторию ствола внутри продуктивного горизонта, на основании расчетов гидродинамической модели.

В процессе строительства горизонтальной скважины обеспечивалось сопровождение бурения с получением данных бурения и комплекса ГИС в реальном времени, что обеспечило максимальную эффективную длину горизонтального ствола.

Таблица 4.14. — Средний дебит горизонтальных скважин объекта Ю₁³⁻⁴

4.3 Дополнительная перфорация и воздействие пороховыми генераторами давления

На добывающих скважинах дополнительная перфорация применяется перед проведением ГРП, а также для увеличения притока к скважине.

Для воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта с целью увеличения проницаемости и повышения нефтеотдачи или приемистости используются пороховые генераторы давления ПГД БК и аккумуляторы давления АДС. Пороховые генераторы и аккумуляторы давления производят термогазохимическое воздействие на прискважинную зону пласта и разрыв пласта без закрепления трещин.

Способ разрыва пласта пороховыми газами основан на механическом, тепловом и химическом действии газов, генерируемых в скважине, на горные породы и насыщающие их флюиды. Горение порохового заряда в скважине, заполненной жидкостью, сопровождается резким повышением давления и температуры. Под воздействием давления пороховых газов жидкость смещается по стволу скважины от места горения. Часть образовавшихся газов занимает освободившийся участок скважины. Остальная часть газов вместе со скважинной жидкостью под действием давления с высокой скоростью задавливается через перфорационные каналы и естественные трещины в пласт, выполняя роль клина, раздвигающего горную породу.

4.4 Кислотные обработки призабойной зоны

Этот метод повышения нефти отдачи только внедряется на Майском месторождении. Обработка призабойной зоны была сделана на одной скважине 397, и данных ГИС не проводилось так, что охарактеризовать выполненную операцию не имею возможности. Данная обработка производятся растворами, получаемыми при смешивании соляной и плавиковой кислот, и других реагентов.

Соляная кислота и глинокислота по-разному реагируют с породой коллектора и загрязнениями ПЗП. Соляная кислота повышает продуктивность, создавая обходные каналы вокруг загрязненного участка, но, не прочищая каналы.

Целью обработки глинокислотой является, скорее, разблокировка существующих каналов путем растворения загрязнения ПЗП и минералов, заполняющих промежуточное поровое пространство.

Для проведения глинокислотных обработок ПЗП используются разные составы. Самый распространенный раствор — смесь соляной (HCl) и плавиковой кислот (HF) с бифторидом аммония (БФА). Также используются и другие растворы: HCL + HF, соляная кислота + БФА, БСК + БФА, БСК + БФА + HF и др.

Принимая во внимание низкие коллекторские свойства продуктивного горизонта и проведение ГРП на Майском месторождении, что требует очистки существующих поровых каналов, а также низкое значения карбонатности, к применению целесообразно рекомендовать обработки призабойной зоны химическими системами с приготовлением плавиковой кислоты непосредственно в пласте.

Глинокислотная обработка проводилась только на одной скважине (№ 397), и достоверных результатов не получено.

5. Охрана окружающей среды

5.1 Охрана атмосферного воздуха

Основной вид деятельности на территории Майского нефтяного месторождения — добыча и транспортировка нефти. Основные источники выбросов ЗВ в атмосферу в период строительства скважин на Майском месторождении:

котельная с котлами ПКН-2С,

установка для освоения, А 60/80,ППУ (передвижная паровая установка),

дизельные электростанции,

двигатели внутреннего сгорания автотранспорта и строительной техники.

Валовый выброс ЗВ в атмосферу на стадии строительства эксплуатационных скважин ориентировочно составит 1500 тонн.

Проект эксплуатации Майского нефтяного месторождения предусматривает герметизированную систему добычи, сбора и транспорта продукции скважин. Нефтегазоводяная смесь от эксплуатационных скважин по нефтесборным коллекторам поступает на установку подготовки нефти (УПН) Майского месторождения. Схема предусматривает подачу нефти через узел учета к насосам внешней перекачки и в нефтепровод диаметром 325 мм, протяжённостью около 70 км «Майское-Фестивальное».

Основные направления использования попутного нефтяного газа: топливо для котельной, топливо для печей подогрева. Рассматривается вопрос об использовании попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии для нужд промысла.

Утилизация газа на стадии пробной эксплуатации месторождения составляет 71% от ресурса. При использовании газодизельных установок для выработки электроэнергии утилизация газа будет составлять 88,7%.

Выработка электроэнергии предусматривается на дизель-генераторных установках ДГУ 1МВт «Cummins» (4 рабочих, 1 — резервная). Дизельное топливо будет производиться на нефтеперерабатывающем заводе в блочно-модульном исполнении, полной заводской готовности производительностью 50 тонн дизельного топлива/сутки.

Потребителями электроэнергии будут электродвигатели погружных насосов эксплуатационных скважин, двигатели насосов внешней перекачки, дренажных емкостей и задвижек, двигатели насосов системы ППД, электроосвещение и обогрев проектируемых сооружений и площадок.

Источники выброса эксплуатации месторождения:

котельная,

факел низкого давления (ФНД),

факел высокого давления (ФВД),

резервуарный парк (РВС-2000, 2 ед.),

дизель-генераторные установки,

печи подогрева,

установка по утилизации отходов «Факел-1М» ,

нефтеперерабатывающий завод.

Планируемые источники выброса ЗВ в атмосферу рассредоточены по площади месторождения, что способствует рассеиванию выбрасываемых 3 В в приземном слое атмосферы. В условиях равнинного рельефа Майского месторождения и отсутствия препятствий, вытянутых в одном направлении, возможность длительного застоя выбрасываемых ЗВ исключена.

Предусмотрены мероприятия по сокращению выбросов ЗВ в атмосферу в период неблагоприятных метеорологических условий. Сокращение выбросов ЗВ от подогревателей и котлоагрегатов обеспечивается методами, относящимися к оптимизации процесса сжигания топлива при одновременном снижении образования токсичных продуктов сгорания. На факельных системах усиливается контроль за режимом горения, за работой контрольно-измерительных приборов и автоматических систем управления.

Охрана атмосферного воздуха на территории нефтепромысла обеспечивается мероприятиями, направленными на сокращение потерь нефти и газа, повышение надежности нефтепромыслового оборудования, высокую степень утилизации попутного нефтяного газа.

Для повышения степени экологической безопасности и минимизации ущерба, наносимого окружающей природной среде, проектом пробной эксплуатации предусматривается:

герметизированная система сбора, подготовки и транспорта нефти;

контроль швов сварных соединений трубопроводов;

защита оборудования от коррозии;

оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное;

сброс газа с предохранительных клапанов на факел;

испытанием оборудования и трубопроводов на прочность и герметичность после монтажа;

утилизация попутного нефтяного газа.

Контроль за выбросами ЗВ в атмосферу на промысле осуществляет служба экологической безопасности ООО «Альянснефтегаз».

5.2 Охрана недр в процессе эксплуатации

Охрана недр в процессе эксплуатации месторождения сводится к контролю за работой эксплуатационных скважин в установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета продуктивных пластов, рациональную выработку запасов и не допускающих преждевременного обводнения скважин.

Контроль за выработкой запасов обеспечивается учетом добываемой продукции и ее потерь, контролем за состоянием надпродуктивной части в процессе всего периода эксплуатации месторождения. Для замера дебита каждой скважины АГЗУ (типа «Мера-40−8-400»).

При обустройстве и эксплуатации месторождения мероприятия по охране недр должны являться составной частью всех основных технологических процессов, направленных на обеспечение безаварийности производства и рациональное использование природных ресурсов.

Проседание земной поверхности над нефтяными месторождениями отмечается при разработке с падением пластового давления продуктивного пластов-коллекторов рыхлых или слабосцементированных песчаных пород мощностью в несколько сотен метров, залегающих на глубине не более 2000 м, и возрастом не старше эоцена. Просадка земной поверхности является результатом снижения давления флюидов, содержащихся в поровом пространстве горных пород (пластовое давление противодействует горному давлению, стремящемуся уплотнить горные породы; снижение пластового давления приводит к увеличению эффективного напряжения, равного разности между горным и пластовым давлением, что и вызывает уплотнение горных пород; уменьшение мощности уплотняющихся пород передается по земной поверхности, вызывая ее оседание).

Майское месторождение сложено древними уплотненными породами с небольшой мощностью продуктивного горизонта — 19,77 м, залегающего на глубине 2538 м, эксплуатация планируется с применением системы ППД, поэтому нет необходимости в предварительном прогнозе (расчете) возможности просадки земной поверхности над площадью разработки.

Добывающие скважины рассчитаны на длительный срок эксплуатации. Нарушение герметичности эксплуатационных колонн может привести к образованию грифонов, межпластовых перетоков и открытому фонтанированию. На случай аварийного состояния коллекторов в групповых замерных установках предусматривается устройство автоматической блокировки скважин. Причиной потери герметичности обсадных колонн может быть электрохимическая коррозия наружной поверхности труб. Защита промыслового оборудования проводится с применением оборудования из коррозионностойких сталей и защитных металлических и неметаллических покрытий, для предотвращения коррозионного разрушения применяется цементирование колонн до устья скважин.

В процессе эксплуатации скважин приповерхностная зона ствола скважин подвержена максимальным нагрузкам на верхние секции эксплуатационных колонн и интенсивным температурным напряжениям, ухудшающим условия крепления ствола скважин и герметичность обсадных колонн. Строительство скважин предусмотрено с теплоизолированными устьевыми арматурами.

В целях охраны недр при эксплуатации скважин контроль за условиями крепления ствола скважин и герметичностью обсадных колонн проводится на уровне обязательных технологических решений, выполняемых нефтедобывающим управлением. Своевременное выполнение изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, подлежащих ликвидации или консервации, предупреждает их негативное влияние на сохранность и рациональное использование природных ресурсов.

Контроль за охраной недр и окружающей природной средой при строительстве и освоении скважин осуществляет служба охраны окружающей среды предприятия, выполняющего буровые работы и на всех этапах разработки месторождения — служба экологической безопасности ООО «Альянснефтегаз» .

В соответствии с масштабом техногенного воздействия нефтепромысла на окружающую природную среду, программа комплексного экологического мониторинга должна предусматривать проведение мониторинга за состоянием воздушной среды, поверхностных вод (гидрохимический мониторинг, мониторинг донных отложений, гидробиологический мониторинг), почв, локальный объектный мониторинг геологической среды (гидрохимический мониторинг подземных вод питьевого качества), мониторинг за радиационной обстановкой.

Перечисленный комплекс работ должен выполняться 4 раза в год, по возможности, в постоянные сроки.

Предусматриваемые мероприятия по охране окружающей среды и недр направлены на обеспечение эффективной и безаварийной разработки месторождения и рациональное использование природных ресурсов.

Заключение

Майское нефтяное месторождение разрабатывается с 2005 г. и к настоящему времени находится на первой стадии разработки. Остаточные запасы нефти, составляющие 96,87% от начальных извлекаемых, достигают 7,747 млн. т. и представляют собой большой резерв увеличения извлекаемых ресурсов.

Эксплуатационные объекты характеризуются послойной и зональной неоднородностью строения; неизбежная опережающая выработка запасов, приуроченных к интервалам с наибольшей проницаемостью, ведет к соответствующему изменению структуры запасов нефти.

На Майском месторождении работы по повышению интенсификации притока ведутся с момента разработки. Перечень наиболее распространенных включает: гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных скважин и кислотная обработка ПЗП.

Самым массовым методом, применяемым по плану разработки на месторождении, является гидроразрыв пласта. ГРП на месторождении проводится с 2005 г., его результаты показывают большую эффективность операций. Непосредственно после ГРП приток жидкости увеличивались преимущественно в четыре раза. Как показывают промысловые исследования в скважинах, гидроразрыв пласта увеличивает охват воздействием. В связи с высокозатратностью ГРП в настоящее время сделано только 9% ГРП от плана разработки. Фирмой было закуплено оборудование для ГРП, что обеспечит экономию средств на работы по интенсификации скважин пласта Ю₁₄₋₁₅.

На Майском месторождении пробурены шесть скважин с горизонтальным положением на объекты Ю₁³⁻⁴. Средние дебиты жидкости по ним в 3 — 10 раз превышают дебиты окружающих скважин с вертикальным бурением. Таким образом, эксплуатация ГС на Майском месторождении показала высокую эффективность. На данный момент вводится система поддержание пластового давления (ППД). В плане применение физико-химических методов, которые позволят уменьшить неблагоприятное соотношение подвижностей вытесняющего агента и вытесняемой нефти устранить причины капиллярного удержания нефти в порах; изолировать высокопроницаемые пропластки неоднородного продуктивного пласта.

При выполнении выпускной квалификационной работы были проанализированы все виды интенсификации. При полученных данных прирост после ГРП составил 38 540 тонн нефти и 96 050 тонн прирост от горизонтальных скважин.

1. Бухаленко Е. И., Вергинова В. В. Нефтепромысловое оборудование. М.: Изд-во Искра, 1997 г. — 421с.

2. Ентов В. М., Зазовский А. Ф. Гидродинамика повышения нефтеотдачи. — М.: Недра, 1988. — с.18−21.

3. Ильина Г. Ф., Алтунина Л. К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов западной Сибири: Изд-во ТПУ, 2006. — 166с.

4. Кучумов А. И., Зенкиев М. Я. Диагностирование эффективности ГРП в условиях Западной Сибири. — Мегион: Изд-во Мегион_Экспресс 999 г. — 432с.

5. Молодых П. В. Отчет пробной эксплуатации Майского месторождения. 2007 г. — 397с.

6. Отчеты по ГРП ЗАО СП МеКаМинефть — Мегион. Изд-во Мегион_Экспресс, 2007 г. — 110с.

7. Показатели текущего состояния разработки Майского месторождения. 2005;2007г. г. и первый квартал 2008 г.

8. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи пластов. — М., Недра, 1986 г. — 308 с.

9. Усачев П. М. Константинов С.В. и др." Инструкция по технологии глубоко проникающего гидравлического разрыва пласта" - Москва, 1988 год.