Расчет параметров гидравлического разрыва пласта на примере МалоБалыкского месторождения
 Скачать 0.8 Mb.
|
|
">http://www.allbest.ru/ Федеральное государственное автономное бюджетное образовательное учреждение Высшего образования «РОССИЙСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ДРУЖБЫ НАРОДОВ» ИНЖЕНЕРНЫЙ ФАКУЛЬТЕТ Кафедра нефтепромысловой геологии, горного и нефтегазового дела Курсовая работа Дисциплина: «Геомеханика нефтяных и газовых пластов» Тема: «Расчет параметров гидравлического разрыва пласта на примере Мало-Балыкского месторождения» Москва 2015 Введение Мало-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание ачимовской толщи (БС16-22). Особенностью разработки месторождения является то, что вводимые в эксплуатацию добывающие и нагнетательные скважины характеризуются низкими дебитами и приемистостью, тем самым не обеспечивая плановый отбор продукции. Основным является эксплуатационный объект БС16-22, добыча которого составляет 64% всей добытой нефти месторождения. Коллектора представлены песчано-алевролитовыми отложениями, с преобладанием мелкозернистых песчаников. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм2) и высокая пластовая температура (86 оС), значение пористости в среднем составляет 18%. По классификации А.А. Ханина коллекторы пластов БС16-22 можно отнести - к V классу. Все это является основным ограничивающим фактором для применения большинства известных технологий методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Поэтому основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения гидравлического разрыва пласта (ГРП). За период 1988 - 2005 г. на месторождении проведено более 700 гидроразрывов. Его применение привело к значительному превышению проектных уровней отбора нефти, несмотря на более медленные темпы разбуривания залежи, чем заложено по проекту. В данном проекте произведен анализ эффективности ГРП и разработаны рекомендаций по ее повышению на Мало-Балыкском месторождении применительно к основному объекту разработки - пластам ачимовской толщи (БС16-22). 1. Геолого-физическая характеристика месторождения Общие сведения о месторождении. Мало-Балыкское месторождение в административном отношении расположено в Нефтеюганском районе на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Ближайшие населенные пункты - Нефтеюганск, Пыть-Ях, Мамонтово. Климат района - резко континентальный с холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Характерная особенность района - наличие многолетнемерзлых пород. На западе и востоке площади встречаются болота преимущественно торфяного типа. Растительность района представлена сплошным лесом с преобладанием хвойных пород (кедр, ель, сосна, лиственница). Месторождение открыто в 1966 г. и введено в промышленную эксплуатацию в 1984 г. Работы проводит НГДУ Майскнефть ООО «РН-Юганскнефтегаз», базирующиеся соответственно в поселке Мамонтово и городе Нефтеюганске. В настоящее время на месторождении эксплуатируются три объекта: АС4-6 с 1984 г., АС7-8 с 1988 г. и БС16-22 с 1986 г. С 2002 г. разработка месторождения осуществляется на основе проектного документа «Анализ разработки Мало-Балыкского месторождения», утвержденного Центральной комиссией по разработке горючих полезных ископаемых Минэнерго России (протокол от 16.01.2003 г. № 2957). Этот проектный документ был утвержден со следующими основными положениями: для объекта БС16-22 - площадная девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 400 х 400 м; для объекта АС4-6 - блочно-замкнутая система воздействия, для объекта АС7-8 - организация приконтурного заводнения с рядной системой размещения скважин. На ачимовской толще с 1991 года, в массово применялся гидроразрыв пластов, что привело к значительной интенсификации добычи нефти по сравнению с проектной. 2. Геологическое строение месторождения и залежей Стратиграфия. Геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности палеозойского складчатого фундамента. На Малобалыкской площади палеозойские отложения вскрыты на глубине 2784 - 3300 м, толщина коры выветривания на Малобалыкской площади составляет от 9 до 100 м. Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения. Из всех свит систем осадочного чехла подробно рассмотрим только ахскую свиту меловой системы, к которой относятся интересующие нас пласты Ач1, Ач2 и Ач3, так как тема данного проекта раскрывается применительно к этим пластам. Меловая система представлена двумя отделами: нижним и верхним [1]. Нижний отдел включает в себя породы пяти свит (снизу вверх): ахскую, черкашинскую, алымскую, викуловскую и ханты-мансийскую. К верхнему отделу меловой системы относятся уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты. Отложения ахской свиты формировались в области морского осадконакопления. В основании свиты залегает нижняя глинистая пачка, называемая подачимовской, сложена глинами уплотненными темно-серыми, прослоями почти черными с коричневатым оттенком, доля которых значительно увеличивается вблизи границы с породами баженовской свиты. Толщина пачки 10 - 50 м. В районе Малобалыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя, средняя и верхняя. Их отделяют друг от друга и от отложений баженовской свиты три хорошо прослеживаемые глинистые пачки. Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. Наиболее хорошо выдерживаются песчаные прослои в средней песчано-алевритовой пачке. В первой и третьей пачках песчаники зачастую глинизируются. Наблюдается закономерное уменьшение мощностей пачек в западном направлении. Средняя глинистая пачка ахской свиты представлена большей своей частью аргиллитами серыми и темно-серыми, средней крепости, алевритистыми, с подчиненными прослоями алевролитов серых средне- и крупнозернистых, средней крепости, с незначительной примесью углистого материала. Верхняя песчано-глинистая толща сложена преимущественно аргиллитами серыми, иногда с голубоватым оттенком, плотными, массивными, иногда тонкогоризонтальнослоистыми. Характерным является то, что в западном и северо-западном направлениях происходит постепенное замещение песчаников алевролитами и алевритистыми глинами. Ахская свита заканчивается характерной пачкой темно-серых аргиллитов, тонкоотмученных, уплотненных, содержащих богатый комплекс фораминифер. Эта пачка аргиллитов, вошедшая в унифицированную стратиграфическую схему под названием «пимской». В целом толщина ахской свиты на Малобалыкском месторождении составляет 499 - 695 м. Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м. Тектоника. В тектоническом отношении район исследований расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты, входящей в состав молодой Уральско-Сибирской платформы и приурочен к Малобалыкской мегаседловине. Район Малобалыкской площади занимает наиболее высокое гипсометрическое положение среди окружающих площадей. Центральное поднятие Малобалыкского месторождения приурочено к горстообразному выступу фундамента, формирование которого происходило в условиях сильного бокового сжатия. Мобильные блоки фундамента в центральной части Малобалыкского выступа сформировались в области разгрузки сжимающих тектонических напряжений. В породах фундамента здесь широко развиты зоны разуплотнения, зоны разломов, плоскости которых в значительной степени наклонены. Вследствие этого, в присводовой части Малобалыкского палеоподнятия сформировалась область дробления, многочисленны разломы, плоскости которых в значительной степени наклонены. Ачимовская толща имеет клиноформное строение. Пласты «падают» с востока на запад с амплитудой 300 - 400 м, выполаживаясь вверх по разрезу. Залежи нефти контролируются структурно-литологическим фактором. Разломы в центральном куполе и юго-восточной части сохраняются по всем пластам ачимовской пачки, хотя амплитуда их уменьшается. Стратиграфический диапазон тектонической раздробленности весьма широк - от низов ачимовской пачки до сеномана. Наблюдаемая по данным сейсморазведки 2Д, 3Д и данным ГИС высокая дислоцированность пород фундамента и осадочного чехла, включая меловые отложения, дает основания предположить, что последняя тектоническая активизация изучаемой территории проходила в постмеловое время [2]. Нефтегазоносность месторождения. На Мало-Балыкском месторождении нефтегазоносными являются юрские и нижнемеловые отложения. Всего в разрезе выделяется десять продуктивных пластов, находящихся на балансе РГФ. Залежи пластов АС4, АС5-6, АС7, АЧ1, АЧ2, АЧ3 находятся в промышленной разработке. Залежи пластов БС92, БС101, ЮС0 и ЮС2 нуждаются в доразведке. Залежь пласта Ач3. Пласт распространен по всей площади месторождения и содержит 18% балансовых и 8% извлекаемых запасов ачимовской толщи. Подошва нефти отбивается по данным геофизических исследований скважин (ГИС) на отметках от 2578 до 2809 с перепадом 231 м, что подтверждается результатами испытания. Также, как и для АЧ2, ВНК пласта АЧ3 отбивается неравномерно. 3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек Коллекторские свойства и начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов Малобалыкского месторождения изучались по данным лабораторных исследований керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин. Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов группы АЧ1-3. Запасы нефти и газа. Впервые подсчет запасов нефти по Малобалыкскому месторождению был выполнен в 1965 году, в 1988 году был выполнен пересчет запасов нефти по категориям С1 и С2. Основным продуктивным пластом Малобалыкского месторождения является пласт Ач2. Запасов категории С1 на Ач2 приходится - 66,2%, на Ач3 - 10,3%; запасов категории С2 на Ач2 - 38,2%, на Ач3 - 28%. Числящиеся на балансе РГФ на 01.01.2005 г. запасы нефти приведены в таблице 1.10. Запасы нефти Малобалыкского месторождения по категории BС1 составили 601317 тыс. т, по категории С2 - 201082 тыс. т. По основному продуктивному пласту Ач2, начальные числящиеся на балансе, запасы нефти составили по категории В + С1 - 397891 тыс. т и 76907 тыс. т (категория С2). Таким образом, в районе Малобалыкской площади в отложениях ачимовской толщи выделены три песчано-алевритовые пачки: нижняя (Ач3), средняя (Ач2) и верхняя (Ач1). Слои песчаников внутри пачек не всегда выдержаны. В коллекторах преобладают мелкозернистые песчаники. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм2) и высокая пластовая температура (86 оС), значение пористости в среднем составляет 18%. Ачимовская пачка залегает в интервале глубин от 2650 до 2770 м, ее общая мощность около 200 м. Нефти месторождения относятся к маловязким, средним по плотности (от 860 до 880,5 кг/м3); сернистым, парафинистым, малосмолистым. Основным продуктивным пластом Малобалыкского месторождения является пласт Ач2. Запасов категории С1 на Ач2 приходится - 66,2%, на Ач3 - 10,3%; запасов категории С2 на Ач2 - 38,2%, на Ач3 - 28%. Тип залежи - структурно-литологический. Тип коллектора - терригенный, поровый. Начальные балансовые запасы нефти по ачимовской толще - 645769 тыс. т, начальные извлекаемые запасы нефти - 147078 тыс. т, средняя нефтенасыщенная толщина - 26,9 м. 4. Анализ текущего состояния разработки Анализ структуры фонда скважин. Рассмотрим структуру фонда скважин применительно к основному объекту разработки Мало-Балыкского месторождения, то есть ачимовской толще (БС16-22). Следует отметить, что на 01.01.2006 года 250 скважин характеризуются накопленной добычей более 50 тыс. т, а 98 из них - более 100 тыс. т нефти. В настоящее время на ачимовскую толщу пробурено 748 скважины, в том числе - 554 добывающих, 187 нагнетательных скважин и 7 специальных (6 контрольных и 1 пьезометрическая). Эксплуатационный добывающий фонд составляет 503 скважины (90,8% от пробуренного добывающего фонда). Две скважины являются совместными с АС4-6 (скважины 3767 и 3659). Действующий фонд добывающих скважин на 01.01.2006 года составляет 463 скважины, бездействующий - 40. Коэффициент использования добывающих скважин с учетом времени накопления равен 0,87, коэффициент эксплуатации - 0,78. В эксплуатационном нагнетательном фонде находятся 185 скважин. Под закачкой воды в настоящее время находится 180 скважин, в бездействии - 5. Коэффициент использования нагнетательных скважин с учетом времени накопления равен 0,91, коэффициент эксплуатации 0,96. Пять скважин были переведены с объекта АС4-6 на ачимовский объект в период 2002 - 2005 г. Добыча жидкости на ачимовском объекте осуществляется, в основном, механизированным способом с использованием ЭЦН - 439 скважин (94,8% действующего фонда), 23 скважины (5%) работают на фонтане, на одной скважине (0,2%) установлен ШГН. Динамика фактических показателей с начала разработки представлена на рисунке 2.1. На 01.01.2006 г. отбор нефти составил 3984,7 тыс. т, или 99,4% максимального уровня добычи нефти, достигнутого в 2002 году. Годовая добыча жидкости - 6491,0 тыс. т (максимальный уровень добычи). С начала разработки добыто 35796 тыс. т нефти, извлечено 44979 тыс. т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 28,9% при обводненности 38,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 7,2%. Средний дебит жидкости, приходящийся на одну скважину, равен 49,5 т/сут., средний дебит по нефти составляет 30,5 т/сут. Накопленный водонефтяной фактор - 0,3. Текущая компенсация отбора закачкой равна 135,6% при накопленном значении 125,4%. Средняя приемистость скважин составляет 181,9 м3/сут. Массовое проведение ГРП в течение рассматриваемого периода времени, а также использование ЭЦН как основного способа подъема жидкости, позволили обеспечить стабильную добычу нефти. Анализ выработки запасов нефти из пластов. Целью изучения состояния выработки запасов нефти по пластам и залежам были проанализированы данные проводимых на месторождении промыслово-геофизических исследований. По характеристикам вытеснения проведена оценка введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, приведено сравнение с пластами аналогами. Основной объект месторождения - БС16-22 - содержит 74,9% начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий, пласт АС4 - 15%, 8,2% приходится на пласт АС5-6. Пласты АС7-8, ЮС0, ЮС2, БС9/2 содержат соответственно 0,6%, 0,7%, 0,3% и 0,3% начальных извлекаемых запасов нефти промышленных категорий. Состояние выработки запасов нефти по разрабатываемым пластам, а также накопленных отборов нефти по состоянию на 01.01.2006 г. приведены в таблице 2.2. Разработка ведется на 4-х объектах из семи и наибольшее количество нефти добыто из пласта БС16-22 - 35796 тыс. т (64% всей добычи месторождения). Из пластов АС4 и АС5-6 добыто 12285 и 7541 тыс. т, что составляет 21,8% и 13,4% от общей добычи. Из пласта АС7-8 отобрано 614 тыс. т или 0,8% от общей добычи. Проведенные исследования профиля приемистости и притока в добывающих и нагнетательных скважинах позволили рассчитать коэффициенты работающей толщины (КРТ) пласта (таблица 2.3). Геолого-физическая характеристика пластов Ач1-3 ПараметрыАч1-3Средняя глубина залегания, м2600Тип залежиструктурно-литологическийТип коллекторатерригенный, поровыйПлощадь нефтегазоносности, тыс. м2, (В + С1)/С2453765Средняя общая толщина, м156,9Средняя нефтенасыщенная толщина, м26,9Средняя насыщенность ЧНЗ, доли ед.0,58Средняя насыщенность ВНЗ, доли ед.0,59Пористость, доли ед.0,18Проницаемость (по ГИС/по модели), мкм20,007/0,006Коэффициент песчанистости, доли ед.0,2Коэффициент расчленённости, доли ед.16,95Начальное пластовая температура, °С86,4Начальное пластовое давление, МПа27,8Абсолютная отметка ВНК, м2720Плотность нефти, т/м30,769Плотность воды, т/м30,985Давление насыщения нефти газом, МПа9,75Вязкость нефти, мПа.c1,13Вязкость воды, мПа.c0,32Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т645769Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т147078Пьезопроводность пласта, 104м2/с23Минерализация пластовой воды, г/л16Наличие ППДс ППД Как показано выше, объект разработки имеет сложное геологическое строение и относительно невысокие фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Характерной особенностью является высокая заглинизированность, частое переслаивание песчаных и глинистых пропластков. Пласты ачимовской пачки низкопроницаемы и очень неоднородны. Это обуславливает существенную неоднородность призабойной зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин, что является определяющим фактором при выборе методов и технологий воздействия на ПЗП. Ачимовский объект представлен на месторождении тремя песчано-алевритовыми пачками: Ач1 (пласт БС16), Ач2 (пласты БС17-20) и Ач3 (пласты БС21-22). Распределение геологических запасов по пачкам следующее: БС16 - 8,2%, БС17-20 - 73,5%, БС21-22 - 18,3%. Гидравлический разрыв пласта. На 01.01.2006 г. на месторождении проведено 714 скважино-операций гидроразрыва, из них 16 на объекте АС4-6. Проведены повторные ГРП на 72 скважинах и трехкратный на одной. Низкий коэффициент вскрытия и работающих толщин ведут к недостаточной выработке запасов пачки Ач3, которая, ввиду низкой проницаемости, возможна только с применением технологии ГРП. На объекте БС16-22 проведено 698 скважино-операций гидроразрыва. Из них 72 ГРП проводились повторно. Общая мощность Ачимовского объекта достигает 200 метров, поэтому на 16 скважинах ГРП по различным группам пластов проводились раздельно. Общий фонд скважин с ГРП составляет 610 единиц. ГРП применяется для устранения скин-эффекта и интенсификации притока жидкости к скважинам. Проведение ГРП позволило получить средний прирост дебита нефти 35 т/сут. при незначительном росте обводненности. Массовое применение ГРП привело к изменению технологии разработки ачимовского объекта. Анализ выработки запасов нефти по объекту БС16-22 показал, что прогнозируемый коэффициент нефтеизвлечения (23%) по отношению к активным запасам может достигнуть 26 - 28%, при этом накопленная добыча нефти на одну скважину составит 110 - 130 тыс. т. Основным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП. Поэтому, кроме повторных ГРП, планируется проведение ГРП на новых скважинах. Более подробный анализ и выработка рекомендаций по повышению эффективности ГРП представлен в следующей главе. В последние пять лет на месторождении проводились целенаправленные работы по интенсификации добычи нефти путем замены насосного оборудования на более высокодебитное. Необходимость данных работ, отчасти, обусловлено большими, чем предполагалось, продуктивностями скважин и эффективностью ГРП. Основная масса операций по интенсификации добычи нефти (ИДН) проводилась на месторождении в 2001 - 2003 годах. Анализ ИДН проводился как отдельно по скважинам, так и по группам, объединяющим скважины по объектам и положению относительно ВНК [9]. Интенсификация добычи на Ачимовском объекте проводилась, главным образом, на скважинах с ГРП, осуществленных в 90-х годах. В анализе участвовали скважины с временным разграничением между ГРП и ИДН, достаточным для разделения эффектов от этих операций. Сопоставление базовых и фактических технологических показателей скважин с ИДН показывает, что в 89% случаев проведения интенсификации получена дополнительная добыча нефти. Средняя продолжительность эффекта составляет 26 месяцев, дополнительная добыча составила в среднем 4,7 тыс. т на скважину. Потокоотклоняющие технологии. По пластам ачимовской пачки в 2005 г. впервые были осуществлены закачки гелеобразующих составов после обводнения фонда скважин, на которых проводились ГРП. Всего было обработано 9 скважин ачимовской пачки (1313, 3744, 1006b, 1153, 1205, 1166, 1199, 1020, 1001) по технологии РВ-3П-1. Закачано 2970 м3 10% раствора реагента, в среднем по 330 м3 на скважину. Расчеты по участкам показали положительный результат - дополнительно добыто 6,1 тыс. т нефти, поскважинный анализ показал, что технологический эффект составляет около 15,5 тыс. т дополнительно добытой нефти. Применение потокоотклоняющих технологий на скважинах ачимовской пачки можно расширить по мере обводнения добывающего фонда и завершения технологических эффектов от ГРП. Таким образом, по месторождению в целом дополнительная добыча от применения потокоотклоняющих технологий в 2005 по пласту БС18 - 15,5 тыс. т и удельный технологический эффект составил по пласту 1,7 тыс. т нефти на одну скважино-обработку. Полученные результаты применения показывают, что пласты ачимовской пачки восприимчивы к воздействию, однако достаточного опыта применения МУН на месторождении нет. Методы интенсификации добычи. ОПЗ скважин применяются на месторождении с 1991 г. Проведено 72 ОПЗ, в том числе 27 ГКО, 26 СКО, 8 ОПЗ УНГ, 6 кислотных ОПЗ (HCl и сульфаминовая кислота), 4 СКО + ГКО, 1 ТХГВ + СКО. Сравнение эффективности применения различных технологий показало, что наиболее успешным оказалось проведение СКО и ГКО - в 75% обработок получен положительный результат, далее ОПЗ УНГ - 62%, ОПЗ сульфаминовой и соляной кислотами - 50%. Наибольший удельный технологический эффект получен при проведении ГКО и кислотного воздействия соляной и сульфаминовой кислотами - 1,1 тыс. т на скважину, эффективность СКО (без учета скважины 3507, на которой СКО была проведена после ГРП) - 0,7 тыс. т на скважину, при совместном проведении СКО и ГКО средний технологический эффект составил 0,5 тыс. т на скважину. Необходимо отметить, что вне зависимости от применяемой технологии практически в 50% обработок происходит снижение обводненности. Эффективным оказалось проведение комплексного воздействия (ТХГВ + СКО) - несмотря на снижение дебита жидкости с 64 до 40 т/сут., дебит нефти увеличился более чем в 1,5 раза за счет снижения обводненности более чем на 40% [8]. В целом, проведение ОПЗ добывающих скважин на пластах ачимовской пачки показало достаточно высокую эффективность - дополнительно добыто 48 тыс. т нефти, средний удельный технологический эффект составил 0,7 тыс. т нефти на скважину при средней продолжительности эффекта 6 месяцев. Таким образом, с начала разработки добыто 35796 тыс. т нефти, извлечено 44979 тыс. т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 28,9% при обводненности 38,4%, текущий коэффициент нефтеизвлечения 7,2%. Средний дебит жидкости, приходящийся на одну скважину, равен 49,5 т/сут., средний дебит по нефти составляет 30,5 т/сут. Накопленный водонефтяной фактор - 0,3. Текущая компенсация отбора закачкой равна 135,6% при накопленном значении 125,4%. Средняя приемистость скважин составляет 181,9 м3/сут. Мало-Балыкское месторождение находится на второй стадии разработки, характеризующейся увеличением добычи нефти и вводом в действие новых скважин, при этом идет активное разбуривание ачимовской толщи (БС16-22). Основным является эксплуатационный объект БС16-22, добыча которого составляет 64% всей добытой нефти месторождения. Коллектора представлены песчано-алевролитовыми отложениями, с преобладанием мелкозернистых песчаников. Особенностями пластов являются аномально низкое среднее значение проницаемости пород-коллекторов (0,004 мкм2) и высокая пластовая температура (86 оС), значение пористости в среднем составляет 18%. Все это является основным ограничивающим фактором для применения большинства известных технологий МУН. Поэтому основным наиболее эффективным мероприятием, позволяющим вести эффективную разработку объекта БС16-22, является гидроразрыв пласта. Разработка значительной части площади нефтеносности нерентабельна без применения ГРП. Поэтому, кроме повторных ГРП, планируется проведение ГРП на новых скважинах. |