Научно-исследовательская работа. Научноисследовательская работа по теме Моделирование работы горизонтальных скважин с гидравлическим разрывом пласта
 Скачать 1.2 Mb.
|
1 2 ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Горно-нефтяной факультет Кафедра «Разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» Научно-исследовательская работа по теме «Моделирование работы горизонтальных скважин с гидравлическим разрывом пласта» Выполнил ст. гр. МГР14-19-01 _________________ Масалимов И.И. Проверил к.т.н, доцент _________________ Ситдикова Д.Ф. Уфа 2020 СОДЕРЖАНИЕВведение 3 1 Литературный обзор 4 1.1 Общие сведения, назначение и применение горизонтальных скважин 4 1.2 Методы бурения, устройство горизонтальных скважин 6 1.3 Анализ факторов, влияющих на эффективность гидравлического разрыва пласта 8 1.4 Технологии гидравлического разрыва пласта 15 1.5 Техника проведения гидравлического разрыва пласта 18 1.6 Выбор объектов и скважин для гидравлического разрыва пласта 21 1.7 Механика трещинообразования 23 1.8 Технология проведения гидроразрыв пласта в горизонтальных скважинах 27 Заключение 36 Список используемых источников 37 ВВЕДЕНИЕАктуальность темы обусловлена тем, что гидравлический разрыв пластов (ГРП) в добывающих и нагнетательных скважинах является одним из эффективных инструментов повышения нефтеотдачи, вовлечения в разработку низкопроницаемых зон и пропластков, механизмом более широкого охвата продуктивных зон заводнением, позволяющим переводить часть забалансовых запасов в промышленные. По оценкам экспертов, применение ГРП позволяет повысить коэффициент извлечения нефти и газа до 10-15 %. Эффективность ГРП существенно возрастает при применении метода в качестве одного из основных элементов системы разработки месторождений в сравнении с его реализацией на единичных скважинах. В этой связи для повышения эффективности разработки нефтегазовых месторождений требуются новые методические подходы и технологические решения проектирования и управлении ГРП. Целью исследования является повышение эффективности технологии разработки нефтегазовых месторождений методом гидроразрывом пласта в горизонтальных скважинах. Задачами исследования являются анализ имеющихся способов применения гидроразрыва в России и за границей, способов бурения горизонтальных скважин, обзор современных методик и технологий гидроразрыва на отечественных месторождениях 1 Литературный обзорОбщие сведения, назначение и применение горизонтальных скважин Структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в разработку при разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется не вовлеченным в промышленную разработку. В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудно извлекаемых запасов – переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением ГС, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в призабойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов [2]. Горизонтальная скважина (ГС) – это скважина конечной длины, ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80–100° относительно вертикали. В более широком смысле, под горизонтальной скважиной понимают скважину, имеющую протяженную фильтровую зону - ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластования целевого пласта в определенном азимутальном направлении. Горизонтальные стволы, проходя по продуктивному пласту на сотни метров, а в отдельных случаях несколько сотен метров, могут открыть в неоднородном пласте участки трещиноватых зон с повышенной проницаемостью, что позволит получить по этим скважинам дебиты в несколько раз выше, чем по вертикальным. Появляется возможность разбурить газонефтяные залежи с обширными подгазовыми зонами и водонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объекты при минимальных депрессиях[2]. При применении технологии разработки нефтяных месторождений с использованием ГС можно достичь стабильного коэффициента нефтеизвлечения, равного 60–80%, за счет следующих факторов: – ГС могут использоваться для разработки на любой стадии различных по типу и условиям залегания коллекторов; – при проводке ГС можно обеспечить пересечение естественных вертикальных трещин в пласте, что позволит до максимума увеличить проницаемость пласта и отборы пластовых флюидов; – для дренирования нефтяного коллектора нужно бурить в 4–5 раз меньше горизонтальных скважин, чем вертикальных. С помощью подобных скважин можно обеспечить разработку продуктивных пластов, залегающими под руслами рек, озерами, горами, городскими сооружениями и др. Мировой и отечественный опыт проводки горизонтальных скважин свидетельствует о том, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевести забалансовые запасы нефти в балансовые: в частности, темпы отбора нефти из систем ГС по сравнению с системами ВС повышаются в 3–5 раз, увеличиваются дебиты скважин, сокращаются сроки разработки. Можно предположить, что применение ГС в этих условиях позволит обеспечить темпы выработки запасов на уровне рентабельности. Годовой темп отбора может быть не менее 2–3%, в то время как при применении ВС этот показатель не превышает 1–1,5% [1]. Использование ГС требует за счет сокращения их общего числа на объектах значительно меньших (в 1,5–2 раза) капитальных вложений на бурение скважин при относительном росте (до 70%) стоимости каждой ГС за счет усложнения их конструкций. Однако, при массовом бурении ГС стоимость одного метра проходки, как показывает мировой опыт, может быть доведена до стоимости проходки ВС. Это создает еще более благоприятные предпосылки для повышения эффективности использования ГС[1]. Методы бурения, устройство горизонтальных скважин Искусственное отклонение скважин широко применяется при бурении скважин на нефть и газ. Оно подразделяется на наклонное, горизонтальное бурение, многозабойное (разветвленно-наклонное, разветвленно-горизонтальное) и многоствольное (кустовое) бурение. Бурение этих скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает нефтегазоотдачу пластов, снижает капиталовложения и уменьшает затраты дорогостоящих материалов[1]. Для бурения горизонтальных скважин используются следующие методы: - использование закономерностей естественного искривления на данном месторождении (способ типовых трасс). В этом случае бурение проектируют и осуществляют на основе типовых трасс (профилей), построенных по фактическим данным естественного искривления уже пробуренных скважин. Способ типовых трасс применим только на хорошо изученных месторождениях, при этом кривизной скважин не управляют, а лишь приспосабливаются к их естественному искривлению. Недостаток указанного способа – удорожание стоимости скважин вследствие увеличения объема бурения. Необходимо также для каждого месторождения по ранее пробуренным скважинам определять зоны повышенной интенсивности искривления и учитывать это при составлении проектного профиля. - управление отклонением скважин посредством применения различных компоновок бурильного инструмента. В этом случае, изменяя режим бурения и применяя различные компоновки бурильного инструмента, можно, с известным приближением, управлять направлением ствола скважины. Этот способ позволяет проходить скважины в заданном направлении, не прибегая к специальным отклонителям, но в то же время значительно ограничивает возможности форсированных режимов бурения. - направленное отклонение скважин, основанное на применении искусственных отклонителей: кривых переводников, эксцентричных ниппелей, отклоняющих клиньев и специальных устройств. Перечисленные отклоняющие приспособления используются в зависимости от конкретных условий месторождения и технико-технологических условий[1].  Рисунок 1.1 - Виды наклонного и горизонтального бурения Получив широкое распространение, одноствольное наклонное бурение не исчерпало своих резервов. Возможность горизонтального смещения забоя относительно вертикали (проекции устья скважины на пласт) позволила создать вначале кустовой, а затем многозабойные методы бурения. Техническое усовершенствование наклонного бурения явилось базой для расширения многозабойного и кустового бурения. Необходимость использования кустового бурения зависит от условий, которые подразделяются на: - технические – разбуривание месторождений под застроенными участками; - технологические – разработки (естественное искривление скважины) объединяют в кусты, чтобы избежать нарушения сетки; - геологические – разбуривание многопластовых залежей; - орографические – вскрытие месторождений под водоемами и участками земли (рельеф сильно пересеченный); - климатические – разбуривание месторождений зимой или во время распутицы. Выполняя разбуривание многопластовых месторождений, в кусте может пропорционально увеличиваться число скважин. Монтажные и демонтажные работы зависят от того, как расположены устья в кусте. Кроме того, от этого зависят и размеры отчуждаемой территории, имеющей важное значение для обжитых районов[1]. 1.3 Анализ факторов, влияющих на эффективность гидравлического разрыва пласта Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности 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. Факторы, которые влияют на процесс гидроразрыва пласта можно разделить на технологические, которые можно регулировать, используя промысловый опыт и геологические (исходная информация) – факторы не поддающиеся корректировке. В работе [2] были рассмотрены факторы, влияющие на эффективность гидроразрыва пласта в зависимости от коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств пластов. 1) Тип коллектора, а именно литологическая характеристика пласта, степень сцементированности зерен, степень трещиноватости и кавернозности, степень глинистости. Из опыта ГРП по России известно, что наибольший эффект от проведения операций ГРП получается в карбонатах или сильно сцементированных песчаниках с низким содержанием глин и малой степенью трещиноватости. Неуспешные операции ГРП определялись некоторыми признаками и один из первых — это разрушение глинистых экранов и, как следствие резкое, увеличение обводненностью скважин. Наличие в пласте трещин ставит под угрозу выполнение ГРП, так как возможен уход жидкости разрыва в естественные трещины и мы не получим никакого эффекта. 2) Литологическая неоднородность, характеризующаяся коэффициентами песчанистости, расчлененности, анизотропии. Большой эффект получается при воздействии на однородный пласт с низким коэффициентом анизотропии по проницаемости. 3) Физические свойства пласта (пористость, проницаемость). Эффект будет положительным в пластах с низкими фильтрационными характеристиками, так как при высоких данных характеристиках нет смысла проводить ГРП. 4) Наличие газовой шапки и подошвенной воды. При их близости ставится под сомнение успешность ГРП. Известно также, что во избежание прорыва воды не рекомендуется осуществление ГРП в случаях, когда раздел между продуктивным и водоносным горизонтами менее 10 м. 5) Толщина продуктивного пласта. Для направленного ГРП необходимо пласт отпакеровать двумя пакерами. Поэтому достаточно проблематично осуществление данного процесса в пластах мощностью менее 2 м. 6) Глубина залегания пласта, а точнее величина пластового давления. 7) Степень закольматированности призабойной зоны пласта. В отдельных случаях невозможно провести иные ГТМ по повышению продуктивности, кроме ГРП. 8) Степень обводненности продукции скважин, которая характеризует равномерность дренирования эффективной толщины пласта. При наличии в продуктивной толщине высоко обводненных пропластков эффективность ГРП низка. 9) Темп закачки и давление обработки иногда ограничивают, в зависимости от градиента разрыва пласта и возможностей устьевого оборудования. 10) Жидкость разрыва оказывает сильное влияние на распределении и закачивание расклинивающих агентов и на общую эффективность воздействия на пласт. Высоковязкая жидкость создает более широкую трещину и лучше транспортирует расклинивающие агенты, но при ее закачивании возникает более высокое давление, которое создает предпосылки для нежелательного роста трещины по вертикали. 11) Объем жидкости разрыва. От параметра зависит длина и раскрытость трещины. 12) Качество расклинивающего агента. Прочность расклинивающего агента должна быть достаточной, чтобы не быть раздавленной массой вышележащей толщи горных пород и, в то же время, зернистые материалы не должны вдавливаться в поверхность трещины. Не допускается широкий разброс по фракционному составу. Считается, что с увеличением размера частиц увеличивается гидропроводность трещины, а с уменьшением их размера повышается транспортирующая способность жидкости-песконосителя. 13) Концентрация расклинивающего агента. Содержание песка либо другого агента определяется удерживающей способностью жидкости-песконосителя. При малом содержании агента имеем возможность того, что трещина полностью не заполнится, а при большом появляется возможность образования песчаной пробки. 14) Объем продавочной жидкости. Он определяет конечную глубину проникновения расклиненной трещины и ее проводимость Существенное влияние на технологическую эффективность гидроразрыва пласта оказывает проницаемость коллектора, с ростом которой наблюдается уменьшение величины дополнительной добычи нефти, что, по-видимому, связано с фильтрацией жидкости разрыва в поровое пространство пласта. Влияние глинистости в коллекторе сводится к уменьшению его проницаемости по мере роста содержания глинистого материала в скелете горной породы и соответственно – к снижению возможности фильтрации жидкости разрыва в поровое пространство пласта [2]. В работе [3] рассматривалась эффективность применения гидроразрыва пласта в условиях бавлинского месторождения. В статье выполнен анализ применения методов воздействия на призабойную зону пласта в скважинах № 442, 1060 Бавлинского месторождения. Представлена оценка эксплуатационных характеристик скважин после обработок, показано влияние на эффективность проведения гидроразрыва геологических факторов. Применялись расчетные методы определения технологического эффекта воздействия на призабойную зону пласта. Было изучено влияние следующих факторов по скважине: общая, эффективная, эффективная перфорированная толщины; толщина пропластков, входящих в высокосвязанные области пласта; проницаемость; расчлененность; проводимость и ряд других параметров. Проведенные исследования показали, что по всей совокупности обработок ни от одного из геологических факторов зависимости не наблюдается.  Рисунок 1.2 – Показатели суточной добычи нефти до и после проведения ГРП Проведенный анализ показал, что эффективность ГРП зависит от множества факторов, главными из которых являются: пространственная ориентация и геометрические размеры трещины; эксплуатационная характеристика скважины до ГРП; характеристика призабойной зоны пласта; характеристика пласта: степень неоднородности, объем слабодренируемых запасов, характер распределения песчаных прослоев [3]. При определенном соотношении содержания нефти, воды и газа система флюидов является малоподвижной и ведет к разобщению залежей на отдельные участки. В связи с этим, применение методов воздействия должно быть направлено, в основном, на расширение зоны дренирования пласта скважиной. Опыт разработки Южно-Харампурского месторождения показал, что максимальное увеличение нефтеотдачи обеспечивается комплексным воздействием различных методов на пласт, поэтому в настоящее время перспективным направлением развития технологии ГРП являются комплексное применение ГРП и МУН. За анализируемый период проведено 181 мероприятие по гидроразрыву пласта, успешность составила 83%, средняя продолжительность эффекта около 5 месяцев. Прирост добычи нефти составил 408,4 тыс.т, что составляет 7,8% от дополнительной добычи нефти. Удельный технологический эффект составил 2,3 тыс.т дополнительно добытой нефти на одну скважину. На примере работы скважины мы можем наблюдать динамику изменения до и после ГРП (рисунок 2). По результатам исследований выяснилось, что в процессе эксплуатации месторождения произошло падение пластового давления ниже давления насыщения и связанные с ним явления, ухудшающие фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта. Поэтому необходимо проведение ГРП направленные на очистку ПЗП добывающих скважин. В связи с этим предложено проведение ГРП на скважинах с низкой обводненностью. С заниженными дебитами по отношению к окружающим, обладающие повышенным скин-фактором, с низкой проницаемостью [4].  Рисунок 1.3 – Динамика изменения Рпл, Рзаб и дебита по нефти на скважине Южно-Харампурского нефтяного месторождения до и после ГРП Наряду с убывающими традиционными ресурсами, активно разворачивается добыча нефти в сланцевых формациях, изучаются потенциальные возможности глинистых сланцев, богатых органическим веществом (ОВ), в тех странах, где такие отложения занимают значительные территории и объемы разновозрастных отложений. В работе [5] обсуждаются методические подходы к проблеме повышения эффективности проведения ГРП на основе последовательного комплексного рассмотрения различных литогенетических процессов, происходивших с осадками, породой и УВ в разных термобарических условиях, в основном на примере месторождения Игл Форд (Западный Техас). По общепризнанным описаниям сланец представляет собой твердую глинистую мелкозернистую породу (аргиллит), состоящую из тонких слоев или прослоек. Можно выделить три классических типа аргиллита: богатый ОВ (рисунок 1.4, а), с умеренным и низким содержанием ОВ (рисунок 1.4, б), трещиноватый (рисунок 1.4, в).  Рисунок 1.4 – Характерные признаки аргиллитов продуктивной толщины: насыщенность ОВ (а); сланцеватость (б); трещиноватость (в) Основным способом разработки сланцевых формаций является гидроразрыв пласта – создание дополнительных трещин в области хрупких и уплотненных пород, что обеспечивает эффективное продвижение флюида к стволу скважины. Упругие параметры являются ключевыми входными параметрами для моделирования гидроразрыва пласта и прогнозирования горизонтального ствола скважины. Упругие параметры не линейны, и степень их анизотропии является важной компонентой для оптимизации дизайна завершения в сланцевых формациях. Упругие параметры, полученные по сейсмическим данным и исследованиям ГИС, могут масштабироваться. В совокупности такой подход позволит повысить рентабельность проектов за счет снижения себестоимости произведённой продукции в случае, например, точного определения области хрупких и уплотненных пород (рисунок 4). На основе использования показателей хрупкости и пластичности сланцевых формаций можно на качественно-количественном уровне прогнозировать пространственное положение трещин и анизотропию напряжений, а также оценку потребности в объемах воды и проппанта. Конкретные цифры получаются после интегрирования данных в модель. При разработке продуктивных интервалов сланцевых залежей предлагается использовать метод циклической разработки с повторным ГРП [5].  Рисунок 1.5 – Прогноз пространственного положения трещин и анизотропии напряжений 1 2 |