+5++ДИПЛОМ+ГРП+Усть-Балыкское. Общая часть 10 Характеристика района работ 10
 Скачать 2.34 Mb.
|
ФЕС объектаНа месторождении была проведена статистическая обработка результатов анализов проб воды по аптальбсеноманскому, неокомскому и юрскому гидрогеологическим комплексам исследуемого месторождения. Снижение минерализации наблюдается с глубиной от 22,0 г/л в апталъбсеноманском комплексе до 10,0 г/л в юрском, происходит уменьшение содержания кальций – иона и возрастание гидрокарбонатиона, соответственно, а также смена хлоркалъциевого гидрокарбонатно – натриевым типом вод (по В.А. Сулину). Апталъб – сеноманский гидрогеологический комплекс представлен сложным переслаиванием уплотненных песков, песчаников, алевролитов и глин покурской свиты, мощностью порядка 800 м. В нижней части разреза развиты глинистые отложения чернореченской толщи и алымской свиты, суммарной мощностью до 300 м, надежно изолирующие резервуар от нижележащего неокомского гидрогеологического комплекса. Ввиду маломощности коллекторов и их низких филътрационно – емкостных характеристик, отложения. чернореченской толщи и алымской свиты не входят в состав агпалъбсеноманского геологического комплекса. Средневзвешенные значения водопроводимОС11f песчаников по разведочным скважинам составляют 263,8 м.2/сут, коэффициента пьезопроводность 5,94*10s ·t.2/сут. В районе работ отметки пьезометрического уровень по состоянию на 2002 г.) СОСТ8В.1W111 порядка 50 – 55 м, водопроводимости – 250 – 300 ,С/сут. В разрезе мегабассейна комплекс характеризуется самой высокой водообмьностью по данным журналов откачек из скважин Усть – Балыкского месторождения в интервале залегания аптальб – сеноманского комплекса дебиты притоков пластовой воды составили 575 – 3585 м3tсут. По составу воды хлоридные натриевые, хлор калъциевого типа по В.А. Сулину, минерализация изменяется на месторождении – от 16,4 до 19,5 г/л. По водородному показывает, что воды нейтральные от слабокислых до слабощелочных (рН=6,О – 8,5). Коэффициент метаморфизации гNa/гCI изменяется от 0,87 до 0,98. Плотность подземных вод обычно составляет 1,001 – 1,012 г/см • Пластовые воды характеризуются повышенным содержанием йода 6,8 – 22,9 мг/ли брома – 43,3 – 57,4 мг/л, что характерно для Западной Сибири. Подземные воды комплекса насыщены в основном метаном. В региональном плане район работ относится к зоне неупорядоченного изменения газонасыщенности вод, где ее величина составляет 1,0 – 1,5 мз/мз. Температура подземных вод возрастает с глубиной, в кровле покурской свиты изменяется от +27,4 до +31,0 °С, в кровле чернореченской толщи от +52 до +55 °С, кровле алымской свиты – от +53,2 до +58,8 °С. Неокомский гидрогеологический комплекс формируется в отложениях сангопайской, усть – балыкской и сортымской свит, представленных песчаниками и алевролитами, чередующихся в сложном сочетании с аргиллитоподобными глинами общая мощность которых порядка 900 м. Строение комплекса осложнено развитием субрегиональных водоупоров (пимской, сармановской, чеускинской и покачевской глинистых пачек). Коллекторские свойства водовмещающих пород на изучаемом месторождении в интервале продуктивных отложений пористость составляет от 20,0 до 24,0 %, проницаемость – 55 – 500 мД, в нижней части сортымской свиты (проницаемость – 15 мД. На начальных этапах разработки месторождения, воды комплекса высоконапорные. Водообильность неоднозначная, зависит от степени глинизации отложений. По данным 1961 – 1983 гг., на Усть – Балыкском месторождении через Н:КТ 73 мм были . получены переливы пластовой воды из отложений усть – балыкской (3,6 – 264,0 /сут) и сортымской (1,0 – 6,0 /сут) свит. Дебиты непереливающвх притоков в скважинах, обсаженных эксплуатационной колонной, рассчитаны при испытании скважин, изменялись от 0,7 до 31,2 м.3/сут при средних динамических уровнях 402 и 450 м, соответственно. Водообильность отложений ачимовской толщи слабая, при испытании разведочных скважин дебиты изменялись от 1,5 до 12,6 /сут при среднединамических уровнях 1164 и 299 м, соответственно. В разрезе неокомских отложений в районе изучаемого месторождения наблюдается развитие латеральной и вертикальной гидрохимической инверсии, что проявляется в одновременном присутствии в разных пластах гидрокарбонато – натриевого и хлоркалъциевого типов вод. В отдельных скважинах встречаются хлормагниевые воды, что характерно для «переходной» зоны вод. Коэффициент метаморфизации гNa/гCl от 0,95 до 1,14, водородный показатель (рН) варьирует от 6,2 до 8,8; плотность вод – 1,005 – 1,014 г/см. Подземные воды, заключенные в отложениях сангопайской свиты, хлоркалъциевого типа (по В.А. Супину) с минерализацией 15,9 – 20,8 г/л; в отложениях усть – балыкской и сортымской свит – преимущественно хлоркальциевого (реже хлормаnmевого) типа с минерализацией 10,7 – 19,4 г/л и 14,2 – 19,7 г/л, соответственно. В пробах, отобранных из нижней части устьбалыкской свиты воды гидрокарбонатонатриевого типа с минерализацией 12,6 – 17,1 г/л. Аналогичные воды встречаются в отложениях сортымской свиты их минерализация равна 11,2 – 16,2 г/л. Из микрокомпонентов определены: йод в количестве 6,0 – 24,8 мг/л, бром – 21,4 – 63,4 мг/л, бор – 1,3 – 18,1 мг/л. Водорастворенный газ метанового состава. Значения газонасыщенности в единичных скважинах составляют 1,42 – 1,44 /м. Температура пластовых вод в рассматриваемом районе при точечных замерах при испытании разведочных скважин увеличивается с глубиной от 60 – 76 °С в отложениях сангопайской и устъ – балыкской свиты до 73 – 79 °С в отложениях сортымской свиты. Гидрогеологические комплексы верхнеюрских и нижнесреднеюрских отложений, залегающие в основании мезозойского гидрогеологического бассейна, в пределах Устъ – Балыкского участка охарактеризованы крайне ограниченно. Породы комплекса характеризуются низкими фильтрационными свойствами: открытая пористость составляет 15% (редко 20 % ), проницаемость не превышает 10 – 20 мД. Водообилъность отложений юрского комплекса невысокая и зависит от мощности и коллекторских свойств пород. На Усть – Балыкском месторождении при испытании юрских отложений дебит пластовой воды в скважине 2001 составил 3,3 м3/сут при депрессии 10,2МПа, а дебиты смеси изменяются от 0,63 до 28,0 м3/сут, в скв. 234р Усть – Балыкской из отложений тюменской свиты получены переливающие притоки дебитом 2,4 – 5,7 /сут. По химическому составу воды гидрокарбонатно натриевого типа (по В.А.Сулину) с минерализацией 10,3 – 12,6 г/л. Глава 3 Сведения о разработке Проектные решения разработки Семь скважин Усть – Балыка и Мегиона дали за лето 134 тысячи тонн нефти. 1 апреля 1965 года был создан нефтепромысел №2 (ныне ЦДНГ – 1). Возглавил его Н.Е. Дурасов, старшим инженером стал В.Н. Пыриков. 27 мая 1965 года скважина №160 дала первую нефть Западного Сур – гута. Всего до конца года на месторождении было добыто 101 990 тонн нефти. 1 апреля 1968 года был организован цех поддержания пластового давления. А через год – 1 марта 1969 года – ЦППН. Введена в работу первая термохимическая установка с печами, сконструированными специалистами НГДУ «Сургутнефть». 5 августа 1971 года на Западно – Сургутском месторождении была добыта 10 – миллионная тонна нефти с начала его эксплуатации. В сентябре введён напорный газопровод, проложенный от месторождения до Сургутской ГРЭС, и газораспределительная станция. Под занавес 1972 года НГДУ «Сургутнефть» было удостоено чести именоваться Сургутским НГДУ имени 50 – летия СССР. Контроль за разработкой месторождения При проведении ГРП рабочая жидкость и проппант закачиваются через НКТ и перфорационные отверстия относительно небольшого диаметра в некоторые десятки футов порового пространства. Продуктивный интервал обычно находится на глубине 1 – 2 мили (иногда 3 – 4) от земной поверхности. При проведении ГРП обычно производятся замеры только устьевого давления в реальном времени. При анализе ГРП его многочисленные параметры и переменные полезно разделять на две категории: факторы, которые мы можем контролировать, и факторы, которые мы не можем контролировать (см. таблицу 14). Факторы, которые мы можем контролировать, относятся к физическому планированию операции с учетом ее объема, типа жидкости, типа проппанта и его концентрации и т.д. и конструкции скважины (размер НКТ, плотность и фазировка перфорационных отверстий, тип пакера и т.д.). Те факторы, которые мы не можем контролировать, касаются пласта и его характеристик. Например, глубина пласта, его мощность, проницаемость, температура и т.д. рассматриваются при дизайне ГРП как фиксированные параметры. Таблица 3.1. – Сравнение контролируемых и неконтролируемых факторов при дизайне ГРП.
Эффективность применения методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти Методы увеличения нефтеотдачи Часто бывает необходимым увеличение продуктивности (приемистости) скважины. Почти каждая скважина может быть рассмотрена как кандидат для воздействия. Существует широкий спектр методов и способов удаления загрязнения призабойной зоны пласта и улучшения притока углеводородов к скважине. Так как операции по воздействию на пласт могут быть очень дорогими, а результаты непродолжительными, то экономическая эффективность всегда очень важна. С другой стороны, воздействие на пласт может быть использовано как эффективный инструмент для интенсивного улучшения техничко – экономических показателей работы скважины. Существуют три основных типа воздействия на пласт: перфорирование; кислотная обработка; гидравлический разрыв пласта. Перфорирование. В последние годы был достигнут значительный прогресс в технологии перфорирования. Так как существует определенное количество мероприятий, предназначенных для установления хорошего сообщения между скважиной и пластом, перфорирование было классифицировано одним из методов воздействия на пласт. Кислотная обработка является одним из методов воздействия на пласт, который может быть одновременно использован как в песчаных, так и в карбонатных коллекторах. Кислотная обработка песчаных коллекторов включает в себя использование химически активной кислоты, способной растворить мелкие частицы и загрязнение призабойной зоны для восстановления проницаемости пласта. Карбонатные коллекторы могут быть подвержены воздействию, как кислотной обработки, так и кислотного разрыва пласта. При кислотной обработке в пласт закачивается небольшое количество кислоты при давлении ниже давления развития трещины для удаления загрязнения призабойной зоны и восстановления первоначальной проницаемости. Кислотный разрыв представляет собой закачку кислоты в пласт на большой скорости и при давлении, превышающем давление разрыва пород с целью создания стабильных высокопроницаемых трещин. Гидравлический разрыв пласта – ГРП используется в качестве метода воздействия на пласт с конца 1940 – х годов. ГРП нашел широкое применение и каждый день успешно используется для увеличения добычи из пласта (как в карбонатных, так и в песчаных коллекторах). ГРП рассматривается как более обширный метод воздействия на пласт по сравнению с применением кислотной обработки. Во всех операциях по ГРП используются инертные гели и проппант (для создания высокопроводящей трещины), также доступны способы с использованием кислоты для создания эффективных вытравленных трещин. Другие подробности, касающиеся ГРП, будут рассмотрены во время обсуждения кислотного ГРП в секции кислотной обработки карбонатных коллекторов. Оптимизация воздействия на пласт включают в себя следующие этапы: определение потенциала скважины; определение текущих условий в скважине; адаптация метода воздействия на пласт к текущим условиям. Определение потенциала скважины – Выбор кандидатов для воздействия должен быть основан на величине потенциала, который можно достичь. Зачастую кислотная обработка используется как попытка инициировать добычу из пласта или как попытка оживить старые скважины без определения причин их низкой продуктивности. Низкий потенциал скважины не может быть увеличен с помощью воздействия на пласт. Недостаток знаний, касающийся пропускной способности пласта kh и степени загрязнения породы, сильно затрудняет интерпретацию проведенной операции по воздействию на пласт, даже если скважина показывает удовлетворительный приток. Следовательно, перед дизайном операции рекомендуется произвести обзор как можно большего количества данных. ГДИС, каротаж и практический опыт являются бесценной информацией для обеспечения успеха операции. Низкая проницаемость пласта – Зачастую для обеспечения экономически обоснованных дебитов низкопроницаемого пласта необходима его обработка. Очень важно знать проницаемость пласта, так как успех операции может быть ограничен слишком низкой ее величиной. Термин «низкая» проницаемость неконкретен, поэтому должен быть определен. В данном курсе низкая проницаемость будет определяться исходя из: Проницаемости «плотного газа» < 0.10 md; Низкой проницаемости для газа < 1.0 md; Низкой проницаемости для нефти < 5 md. Также необходимо подчеркнуть, что производительность скважины зависит от пластового давления (необходимо поступление углеводородов из пласта к скважине), как в прочем и от пропускной способности kh. Управление разработкой. Применение методов воздействия на пласт может быть использовано для повышения эффективности управления разработкой. В таком случае даже лучшие скважины могут быть рассмотрены как кандидаты для воздействия, так как управление разработкой включает в себя выработку запасов на всем месторождении. Применение методов воздействия на пласт может быть использовано для повышения эффективности управления разработкой за счет: увеличения продуктивности скважины. Повышение продуктивности от скважины к скважине может увеличить общий уровень добычи. Увеличение продуктивности отдельных скважин может снизить срок разработки и обеспечить извлечение большего объема углеводородов за меньший промежуток времени (снижение общей стоимости проекта); поддержания добычи на текущем уровне. Высокодебитные скважины могут давать нефть без применения методов воздействия на пласт. Так или иначе, воздействие на пласт (создание отрицательного скин – фактора) позволит скважинам давать тот же объем пластовой жидкости при меньших депрессиях. Проведение операций по воздействию на пласт в нескольких скважинах может увеличить продуктивность каждой скважины настолько, что потребуется меньшее количество скважин для обеспечения желаемого уровня добычи; снижения потерь давления за счет турбулентного течения (отклонение от закона Дарси) – Как уже упоминалось, турбулентное течение в высокодебитных газовых скважинах может создать положительный скин – фактор, который может быть устранен с помощью воздействия на пласт. Стимулирование таких скважин позволяет снизить депрессию, что помогает отсрочить проблемы с выпадением конденсата в газовых скважинах; оптимизации добычи из нескольких пластов. Воздействие на пласт может быть применено избирательно в скважинах, добывающих из нескольких интервалов с проницаемостями k1, k2, k3. Такое воздействие может облегчить эксплуатацию различных интервалов без продления срока проекта вследствие ожидания добычи из низкопроницаемых интервалов (при упавшем пластовом давлении). Экономическая значимость воздействия на пласт. Воздействие на пласт всегда затрагивает следующие экономические факторы: окупаемость затрат на операцию. Результаты, полученные после проведения воздействия на пласт, должны быть достаточными для быстрого покрытия затрат и получения дополнительной прибыли, наблюдаемой в виде увеличения дебита Δq; возврат инвестиций (ROI) и дисконтированный поток денежной наличности (NPV) – Эффективное воздействие на пласт обеспечивает доходность капитала, вложенного в проведение операции, и соответственное увеличение дисконтированного потока наличности каждой скважины; планирование воздействия на пласт – Планирование воздействия на пласт очень важно не только вследствие планирования бюджета, но и для улучшения характеристик работы скважины. Большой практический опыт проведения воздействия на пласт показывает, что, когда это возможно, ГРП должен быть спланирован как можно раньше для эффективного использования имеющейся пластовой энергией. Когда это сделано именно так, ROI и увеличение NPV может быть заметнее, чем после проведения ГРП в скважине, добывающей из частично истощенного пласта. Глава 4 Техническая часть. Подбор скважин, подготовка данных и проектирование ГРП При выборе кандидатов для ГРП необходимо сделать следующие шаги: сбор данных о характеристиках пласта и конструкции скважины; определение потенциала скважины; оценка технического состояния скважины; расчет дизайна ГРП. Сбор данных. При анализе поведения ГРП на данной скважине очень важна вся ее история, так как каждое событие может повлиять на тип необходимого воздействия на пласт. История добычи также может говорить о вероятности успеха проведения ГРП. Важные источники информации представлены в таблице 4.1. Таблица 4.1. – Источники данных о пласте и скважине.
Анализ разработки пласта. Анализ разработки пласта включает в себя определение степени выработки запасов, увеличения продуктивности в результате ГРП, предполагаемого влияния на газовый фактор или водонефтяной фактор, геологии и свойств горных пород продуктивного интервала и прилегающих к нему пластов, влияния трещины на ближайшие скважины и обзор другой имеющейся информации. Текущие условия эксплуатации скважины влияют на результат проведения каждого ГРП. Поэтому, наличие более полной информацией о пласте необходимо для выбора кандидатов для проведения ГРП. Некоторые параметры должны быть рассмотрены в обязательном порядке: высокие газонефтяной или водонефтяной факторы; интерференция с соседними скважинами; геомеханические барьеры (включая литологические барьеры и горные напряжения); причина низкой продуктивности. Высокие газонефтяной или водонефтяной факторы. Система трещин, сообщающаяся с продуктивным интервалом, позволяет повысить продуктивность скважины. Так или иначе, если трещина затрагивает соседние интервалы (вторжение в водонасыщенную зону) или прорывается в газовую шапку, то вскоре вероятно возникновение проблем при добыче. Как правило, если газовый фактор или обводненность высокие, после проведения ГРП они будут увеличиваться. После установления притока из нежелательных зон, как правило, невозможно изолировать дополнительную добычу воды или газа. Это очень важный момент, потому что высокая обводненность или раннее истощение газовой шапки может пагубно повлиять на дальнейшую добычу из пласта. Интерференция скважин. Глубина проникновения трещины в пласт может повлиять на соседние скважины (в зависимости от их расположения). Это происходит, когда созданная трещина контактирует с системой трещин соседних скважин. Поэтому знание вероятного азимута образования трещины и определение объема воздействия важно, особенно на месторождениях, разбуренных по плотной сетке. По этой причине при выборе расстояния между скважинами нужно учитывать длину трещины и ее азимут для минимизации интерференции скважин и для увеличения коэффициента извлечения. Геомеханические барьеры. Развитие трещины при проведении ГРП зависит от двух факторов: 1) естественных горных напряжений; 2) свойств горных пород. Эти характеристики должны быть рассмотрены при планировании ГРП. Из лабораторных и полевых исследований известно, что определенным типам горных пород соответствуют особые свойства. Например, более плотные глины реагируют на давление разрыва иначе, чем песчаники или известняки. Свойства горных пород (модуль упругости Юнга, коэффициента Пуассона и предел прочности на разрыв) влияют на их поведение при проведении ГРП. Когда трещина развивается из продуктивного интервала в зону плотных глин (или известняков), скорость развития трещины будет меняться в зависимости от свойств горных пород. Обычно, более плотные непроницаемые зоны ограничивают вертикальную трещину, или, по крайней мере, снижают скорость развития трещины. Было сказано, что горные напряжения (в особенности, σhorizontal) значительно больше влияют на рост трещины в высоту, чем свойства горных пород. Для моделирования процесса развития трещины (длина, высота и ширина) были разработаны модели, основанные на трехмерной геометрии трещины. Одной из наиболее важных входных величин в трехмерной модели является профиль напряжений горных пород. В настоящее время напряжения горных пород определяются из акустического каротажа (такого как дипольный акустический каротаж, включающий в себя измерение скорости распространения поперечной и продольной волн через исследуемый образец породы). Несмотря на то, что это каротаж намного дороже, чем обычный, он дает бесценную информацию, касающуюся вероятности роста высоты трещины и относительную вероятность трещинообразования в скважинах, законченных на несколько продуктивных пластов. Может оказаться достаточным проведение однократного дипольного акустического каротажа для получения профиля горных напряжений, которые могут быть использованы для остальных скважин данного месторождения. Для оценки высоты трещины сервисные компании создают модели, использующие акустические исследования и свойства горных пород. Такие модели дают информацию, касающуюся степени роста трещины в ширину при изменении давления разрыва. Измерение высоты трещины используют для оценки эффективности проведенного ГРП, а также для оценки эффективности перемычек. Методы оценки высоты трещины (на забое) включают в себя использование меченых атомов при закачке жидкости и проппанта, измерение профиля температуры и микросейсмические исследования. Хотя литология пласта и горные напряжения оказывают доминирующее влияние на высоту созданной трещины, существуют и другие факторы, оказывающие дополнительное влияние на этот процесс. Например, ширина трещины является функцией вязкости жидкости, скорости и объема закачки. Выявление причин низкой продуктивности. Перед применением ГРП для повышения производительности скважин необходимо выявить причину ее низкой продуктивности.В основном существует три причины: низкая проницаемость пласта; загрязнение пласта; истощение пласта; Низкая проницаемость пласта. Способность породы доставлять к скважине нефть или газ зависит от ее пропускной способности kh. Обычно проницаемость пласта менее 1,0 мД считается низкой, в некоторых газовых залежах существует проницаемости менее 0,01 мД. Многие породы имеют аномальные пластовые давления (градиент порового давления более 0,5 psi/фут), но могут обеспечивать лишь небольшие дебиты из – за ограниченной проницаемости. Загрязнение пласта. Существует множество источников загрязнения призабойной зоны пласта добывающей скважины. Загрязнение служит причиной низкой продуктивности скважин из – за снижения проницаемости. Существуют следующие типы загрязнений призабойной зоны и причины ухудшения проницаемости пласта: закупорка пор глинами и мелкими частицами; закупорка перфорационных отверстий; образование эмульсий; эффекты относительной проницаемости; отложения асфальтенов, парафинов и солей; загрязнение пласта буровым раствором. Во многих случаях загрязнение призабойной зоны может быть удалено при помощи кислотной обработки. Такой тип воздействия предназначен для растворения загрязняющих пласт веществ при помощи кислоты и органических растворителей. Гидравлический разрыв пласта может быть использован при присутствии интенсивного загрязнения, которое не может быть эффективно удалено при помощи кислотной обработки. В таком случае создание трещины сводит к минимуму влияние поврежденной зоны на приток к скважине. Истощение пласта. Уровень добычи углеводородов из пласта снижается с течением времени. В конечном счете, даже дебит лучших скважин падает до экономического предела. Воздействие на пласт путем ГРП обычно имеет ограниченный успех в частично истощенных резервуарах (в зависимости от степени истощенности), хотя и позволяет извлечь оставшиеся запасы в ускоренном темпе. Так как пластовое давление в таких скважинах низкое, добыча после ГРП (рабочих жидкостей из пласта) обычно занимает достаточно большой промежуток времени даже при использовании активированных жидкостей (насыщенных азотом или углекислым газом). |