30 Дек

МЕТОД ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА




Номер части:
Оглавление
Содержание
Журнал
Выходные данные


Науки и перечень статей вошедших в журнал:

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее сложных видов работ в нефтегазовой отрасли. Эта технология была впервые использована в США в конце 40-х годов для приобщения к разработке пластов с нарушенной проницаемостью возле ствола скважины и увеличения продуктивности скважин в низкопроницаемых коллекторах.

В настоящее время ГРП широко применяется во всем мире как в низкопроницаемых , так и в высокопроницаемых пластах-коллекторах[1].

Цели ГРП для пластов с низкой проницаемостью следующие:

 — увеличить добычу или приемистость созданием каналов с высокой продуктивностью;

 — улучшить сообщаемость флюидов между скважиной и пластом

Подбор объектов разработки для применения ГРП на месторождениях осуществляется в два этапа.

Вначале на основе ранее выработанных критериев были проанализированы материалы по скважинам месторождения Жанажол, подобранным специалистами ТПП. Во время второго этапа были выбраны объекты для системного применения ГРП, а затем геолого-промысловому анализу были подвергнуты фонды действующих, простаивающих и находящихся в консервации скважин по выбранным объектам. По подобранным скважинам были определены геолого-промысловые характеристики и произведена оценка технологической эффективности применения ГРП в типовых скважинах на этих объектах.

При проведении работы был проанализирован геолого-промысловый материал по всему фонду добывающих скважин, находящихся в работе, простое и консервации, в результате чего из списков , предложенных ОАО значительное количество скважин было исключено, но они были пополнены другими скважинами, более полно удовлетворяющими критериям применения ГРП.

По геолого-промысловым данным производится моделирование процесса по программе Мейера и рассчитывается оптимальное расположение пропанта в пласте. Данные моделирования уточняются по программе ЛУПНП и КРС и включаются в план производства работ.

Производится не менее восьми циклических закачек жидкости с резким набором и сбросом расхода до указанного в плане работ и объёмом около 1 м3 каждая. Перерыв между 1-2 и 7-8 закачками одинаковыйи не менее 5 минут. Между остальными закачками – около 20 секунд.

По спущенным НКТ нагнетают сначала жидкость разрыва в таких объёмах, чтобы создать на забое давление, достаточное для разрыва пласта. При этом непрерывно наблюдают за давлением и расходом жидкости на устье. Момент разрыва на поверхности отмечается резким увеличением расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при одном и том же давлении на устье или резким уменьшением давления на устье при одном и том же расходе.

После разрыва пласта, не снижая давления, в скважину закачивают жидкость –песконоситель – вязкую жидкость, смешанную песком, которая под воздействием продавочной жидкости (маловязкой углеводородной жидкости) проталкивается в НКТ и в пласт.

По геолого-технологическим характеристикам по каждой скважине и по требуемому для скважины количеству проппанта производится расчёт параметров трещины, расчёт минимальной скорости закачкии максималь ное ожидаемое давление разрыва. Полученные данные подставляются в исходные данные для расчётов плана работ и программы компьютера .

Для составления качественного проекта гидроразрыва, обеспечивающего создание трещины с оптимальными параметрами (длиной и проводимостью), заданными в проекте разработки, необходимым условием является возможно более точное определение характеристик пласта и экранов, используемых в расчётах процесса ГРП.

Непосредственная технологическая эффективность ГРП выражается в увеличении дебита или приёмистости скважины благодаря большой пропускной способности создаваемых в пласте трещин. Даже продуктивные пласты с очень высокой проницаемостью не могут обеспечить те дебиты, которые достигаются путём создания трещин. Чем больше раскрытость и глубина распространения трещин в пласте, тем больше эффект от ГРП [2].

Если взять радиус контура питания (половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами) Rк равным 250 метров, а радиус скважины rc равным 0,1м, то при длине трещины в 1 ,5, 10, 25, 50, и 100 м максимальное увеличение дебита скважины будет в 1,4, 2,0, 2,4, 3,4, 4,9 и 8,5 раза соответственно. Однако фактическая кратность увеличения дебита часто бывает намного больше. Это объясняется несовершенством скважин, более низкой проницаемостью призабойной зоны пласта по сравнению с его удалённой частью, неоднородным строением пласта по толщине и т. д.

Фактическая кратность увеличения дебита может быть и несколько ниже, если в результате ГРП призабойная зона не соединилась с удалёнными высокопроницаемыми участками пласта или скважины находились в зонах литологического выклинивания пластов.

К оценке качества проведённого ГРП относится также определение местоположения созданной трещины. Для этого используют следующие способы : в последнюю порцию песка добавляют радиоактивное вещество, после ГРП проводят гамма-каротаж и по аномалии его диаграммы определяют местоположение трещины; проводят исследования профилей притока (в нефтяных добывающих скважинах) и приёмистости ( в водонагнетательных скважинах) и считают, что интервал наибольших притока или приёмистости (так называемые пики притока и приёмистости) соответствует местоположению созданой трещины.

Под эффективностью понимают увеличение дебита нефти добывающих и приёмистости воды водонагнетательных скважин в течении некоторого времени после проведённой обработки пласта. Такая эффективность называется технологической [2].

Технологическую эффективность ГРП лучше всего определять по изменению коэффициента продуктивности или приёмистости, так как один и тот же дебит скважины может быть получен при разных депрессиях на пласт. Для этого до и после ГРП определяют забойное давление при 3-4-х режимах работы скважины. Используя известную величину пластового давления ( обычно его определяют до ГРП ), рассчитывают депрессию на пласт для тех же 3-4-х режимов. При каждом режиме замеряют дебит скважины ( в т/сут или в м3/сут) и строят так называемую индикаторную кривую : по горизонтальной оси откладывают дебит, а по вертикальной — депрессию скважины (рисунок 1). По полученным кривым, задаваясь любым значением депрессии, определяют коэффициент продуктивности К по формуле:

 К = Q/ ∆ Р,

где Q — дебит нефти или приёмистость воды, т . сут-1 или м3 . сут –1;

 ∆ Р — депрессия на пласт, МПа.

Эффективность ГРП оценивается также путём сравнения профилей притока в добывающих скважинах и профилей приёмистости в водонагнетательных скважинах.

 1 – до ГРП ; 2 – после ГРП

Рисунок 1- Индикаторная диаграмма

 

Профили отражают картину распределения притока нефти или приёмистости воды по толщине продуктивного пласта (или по перфорированной толщине пласта в обсаженных скважинах). По профилям определяют так называемые коэффициенты охвата пласта притоком в добывающих скважинах или охвата пласта заводнением в водонагнетательных скважинах. Коэффициент охвата – отношение толщины пласта, охваченной притоком или заводнением, ко всей толщине продуктивного пласта.

Если коэффициент охвата увеличивается после проведённого ГРП, то ГРП считается эффективным. Данные о коэффициентах охвата пласта притоком или заводнением используются при анализе разработки месторождений с целью оценки характера и степени выработки продуктивных пластов.

Технологический эффект гидроразрыва пласта оценивается сопоставлением производительных и гидродинамических характеристик скважин и пластов до и после проведения ГРП. Для этого после проведения ГРП в скважинах проводятся комплексные термо – гидродинамические исследования, результаты которых позволяют не только оценить эффективность этого технологического процесса, но и решить вопрос о целесообразности проведения мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта, с целью повышения продуктивности скважин.

Cпиcoк иcпoльзoвaнных иcтoчникoв

  1. Басниев, К.С., Подземная гидромеханика : учебник для вузов по направлению «Нефтегазовое дело» / К. С. Басниев, и др. . – М. : Ин-т компьют. исслед., 2005 . – 496 с.
  2. Назарова, Л.Н, Теоретические основы разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений./Л.Н.Назарова, М.: Изд-во РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина.-2006. 444 с.
    МЕТОД ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА
    В статье приводятся результаты исследований для выбора метода воздействия на призабойную зону пласта с целью повышения дебита эксплуатационных скважин. Как метод механического воздействия на призабойную зону пласта гидроразрыв пласта является одним из наиболее эффективных и технологичных методов увеличения дебита скважины в процессе эксплуатации.
    Written by: Рахимов Абельшаек Абельхаликович, Нариков Канат Амангельдиевич, Жариков Нурхан Муратович
    Published by: БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА
    Date Published: 01/13/2017
    Edition: ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_30.12.16_33(2)
    Available in: Ebook