вкр Дрозд. ВКР Дроздов. 1 характеристика месторождения 6
 Скачать 1.04 Mb.
|
3.4 Боковые стволыЗарезки боковых стволов в качестве одного из методов увеличения КИН Приобского месторождения начали широко применяться с 2013 года. Выполнены зарезки боковых стволов обычного профиля (БС) и боковые стволы с горизонтальным окончанием, усовершенствованные несколькими секциями ГРП на горизонтальном участке (БГС МСГРП). По состоянию на 01.01.2016 г. всего выполнено 68 зарезок боковых стволов, в том числе 12 обычных БС и 56 БГС МСГРП. Накопленная добыча нефти с начала применения метода – 512,2 тыс.т, в т.ч., обычными БС – 85,5 тыс.т, БГС МСГРП – 426,7 тыс.т. (Таблица 4). Фонд боковых стволов и добыча от них продолжает увеличиваться (Рисунок 4). Таблица 4 Динамика фонда и добычи нефти по БС и БГС МСГРП за период 2013-2015 гг.
 Рисунок 4 – Добыча нефти и фонд БС, БГС МСГРП по месяцам Выводы по применению боковых стволов на Приобском месторождение: Зарезки боковых стволов в условиях Приобского месторождения эффективны, что обусловлено отсутствием на месторождении обширных водо-нефтяных зон и текущей низкой выработкой запасов. Показатели эксплуатации БГС МСГРП преимущественно выше показателей БС обычного профиля. Фактическими данными подтверждена зависимость дебитов БГС МСГРП от длины эффективной проходки ГС. Более высокие значения эффективной проходки (ЭП) повышают вероятность получения более высоких дебитов. Получение высокой (ЭП) зависит от контроля прокладки горизонтального участка. Рассмотрение БГС МСГРП, как одна из альтернатив новому бурению, рекомендуется для включения в проектные варианты разработки Приобского месторождения. 3.5 Анализ эффективности проведения ГРПСущность процесса ГРП заключается в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскости напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок - проппант, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта. Проведение операций ГРП на скважинах Приобского месторождения является неотъемлемой частью системы разработки, сложившейся на лицензионном участке. На месторождении формируется рядная система разработки, с ориентацией рядов с северо-запада на юго-восток в соответствии с направлением преимущественного развития техногенных трещин (трещины ГРП и в добывающих и «авто ГРП» в нагнетательных скважинах). Образуются галереи добывающих и нагнетательных рядов. На переходящем действующем фонде с 2001 г. проведено 865 операций ГРП (рефраки), дополнительная добыча составила 4227,4 тыс. т. нефти, средняя эффективность с начала применения метода – 4,9 тыс.т нефти на одну операцию ГРП. Средний прирост дебита нефти – 12,4 т/сут, средняя продолжительность эффекта – 5 месяца. В 2010 году на Приобском месторождении проведены опытно – промышленные работы по применению новых технологий ГРП. На пяти скважинах (№№12173, 13974, 14946, 15854 и 23512) применялась технология пенного ГРП (FoamFRAC). Все работы осуществлены компанией Schlumberger. В отличие от «стандартной» технологии при пенном ГРП снижается количество водного раствора (геля на полимерной основе) в жидкости разрыва и жидкости – песконосителе за счет использования смеси жидкости и газа. Использование водных растворов в качестве технологических жидкостей при первичном и вторичном вскрытии пластов приводит к снижению продуктивности низкопроницаемых полимиктовых коллекторов в результате гидрофилизации породы и появления дополнительного сопротивления фильтрации нефти по поровым каналам. Полимерные гели снижают проводимость трещины ГРП за счет закупорки каналов фильтрации. При пенном ГРП большая часть гелированного водного раствора заменяется на сжатый газ, в результате чего возрастает проницаемость трещины. Кроме того, при использовании газа (пены) происходит более интенсивная очистка трещины от технологических жидкостей, возрастает ее эффективная («рабочая») площадь. В качестве газовой фазы на Приобском месторождение использовался газ азот. Для проведения стимуляции были выбраны три новые и две скважины действующего фонда. Средняя масса проппанта составила 78,7 т. для пласта АС10.1-3 и 69,5 т. – для АС12.3-5. Жидкого азота закачано в среднем 45 т. на скважину. Ниже (Таблица 5) представлено сравнение средних показателей по пенному ГРП со стандартной технологией на соседних скважинах. Для пенного ГРП следует отметить: - Конечная концентрация проппанта меньше на 14 %; - В пласте размещено на 17 % проппанта меньше; - Масса загрузки гелиевого агента на тонну проппанта меньше на 41 %; - Объем геля, закачанного в пласт меньше на 56 %. Таблица 5 Сравнение средних показателей по пенному ГРП со стандартной технологией на соседних скважинах
Таким образом, технология пенного ГРП показала большую эффективность в сравнении со стандартными технологиями для условий Приобского месторождения. Выводы по применению ГРП на, Приобском месторождение: ГРП выполняется во всех скважинах Приобского месторождения. Без ГРП эксплуатация скважин практически не возможна. По причине постепенного снижения продуктивности скважин, требуется проведение повторных ГРП. По состоянию на 01.01.2016 г. дополнительная добыча нефти оценивается в 4227,4 тыс.т. Удельная эффективность мероприятия 4,9 тыс.т на одну операцию рефрака. Продолжительность эффекта около пяти месяцев. Высокая эффективность ГРП объясняется благоприятными факторами для их проведения (наличие чисто нефтяной зона пласта, отсутствие водонасыщенных интервалов). Выбор кандидатов для повторного ГРП должен учитывать энергетическую обстановку. Испытаны новые технологии проведения ГРП - пенное ГРП, которое показали свою перспективность. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||