Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта для интенсификации притока жидкости на Майском нефтяном месторождении Томской области

дипломная работа

3.1 Анализ текущего состояния Майского нефтяного месторождения

Для определения фильтрационных характеристик пластов Ю13-4 и Ю14-15 были проведены гидродинамические исследования скважин 390Р, 392Р, 393Р, 394Р.

Ю14-15

Испытания на приток и определение гидродинамических характеристик пласта Ю14-15 проводилось по скважине 390Р, строительство которой осуществлялось в 1972 г., и по скважинам 392Р и 393Р, строительство которых осуществлялось в 2004 - 2005 г.

Скважина 390Р была заложена в юго-восточной части Майского локального поднятия. Опробование пласта Ю14-15 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 - 3097 метров. Вызов притока производился сменой глинистого раствора на техническую воду с последующим снижением уровня воды свабированием на глубину 400 м. На среднем динамическом уровне 320 м был получен приток пластовой воды с дебитом 15,3 м3/сут. (при забойном давлении порядка 31 МПа). Пластовое и статическое давление на устье определялось после 15 часов стояния скважины на восстановлении давления, в результате оценка пластового давления составила 31,2 МПа. Отсутствие следов нефти объясняется тем, что опробование пласта Ю14-15 проводилось в открытом стволе в интервале 2900 - 3097 м совместно со всеми пластами тюменской свиты начиная от Ю6 и ниже. Следовательно, можно предположить, что основной приток жидкости происходил из нижележащих водонасыщенных пластов, чем и объясняется отсутствие признаков нефти по результатам испытаний скважины 390Р в этом интервале.

В районе ранее пробуренной поисковой скважины 390Р в 2005 г. была пробурена скважина 392Р. В скважине 392Р опробование пласта проводилось в интервале 2980,0 - 2995,2 м. Пласт вскрыт с помощью зарядов ЗПКО-89С-АТ. Плотность перфорации составила 19 отв. /п. м. Вызов притока из пласта осуществлялся снижением уровня солевого раствора по трубной системе методом свабирования до глубины 1905 м. Средний дебит притока нефти с фильтратом бурового раствора (до 40%) составил 1,8 м3/сут. при депрессии равной 14,87 МПа. Соответственно дебит нефти равен 1,1 м3/сут., фильтрата бурового раствора 0,7 м3/сут. Первоначальный коэффициент продуктивности пласта составил 0,118 м3/ (сут * МПа).

После проведения ГРП и выполнения очистки скважину вывели на стабильный режим свабирования. В таком режиме скважина отработала в течение 21 часа. Коэффициент продуктивности при этом составил 4,24 м3/ (сут * МПа).

Далее в течение 118 часов была записана кривая восстановления давления (КВД), и затем в течение 32 часов был записан полный комплекс профиля притока с периодическим определением уровней и записью забойных давлений.

В результате анализа и интерпретации, данных исследования скважины 392Р на неустановившемся режиме фильтрации (замер КВД) определены следующие параметры пласта: пластовое давление - 29,42 МПа, проницаемость пласта - 2,67 - 4,72 мД, гидропроводность - 11,4 х 10-12 м3/ (Па * с), скин-эффект равен - (-1,57).

По материалам регистрации профиля притока на скважине 392Р установлено, что подошва работающей мощности пласта отмечается на глубине 2995 м. Основной приток пластового флюида выявлен в интервале 2982,0 - 2990,4 м. Источником обводнения скважинной продукции является перфорированная часть пласта в интервале 2980,3 - 2994,4 м. [5].

После проведенного на скважине 392Р гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН дебит нефти при работе ЭЦН составил 23,3 м3/сут. и минерализованной воды 8,5 м3/сут. (депрессия 14,61 МПа). [7].

В скважине 393Р (расположенной в центральной части месторождения), в интервале 2953 - 3004 м было проведено исследование пласта Ю14-15 пластоиспытателем КИИ-146 на неустановившихся режимах фильтрации методом КВД. Проведено два цикла испытания: первый цикл - приток в течение 20 мин, замер кривой восстановления давления в течение 20 мин; второй цикл - приток продолжительностью 120 мин, замер восстановления давления в течение последующих 120 мин. При первом цикле испытания был получен приток нефти и глинистого раствора со средним дебитом 32,6 м3/сут. Контроль состава проводился по влагометрии и резистивиметрии. Кривая восстановления давления первого цикла не обрабатывалась из-за недостаточной продолжительности самого исследования. При обработке кривой восстановления давления второго цикла испытания были получены следующие результаты: оценка пластового давления составила 32,3 МПа; проницаемость - 0,8Ч10-3 мкм2; скин-фактор S = 5,35; коэффициент продуктивности составил 0,06 м3/сут/МПа при депрессии на пласт - 31,35 МПа. [5].

Ю13-4

Испытания на приток и определение гидродинамических характеристик пласта Ю13-4 проводилось по скважине 390Р, строительство которой осуществлялось в 1972 г и по скважинам 392Р, 393Р, 394Р, строительство которых осуществлялось в период 2004 - 2006 гг.

В скважине 390Р пласт вскрыт в интервале 2675 - 2693 м с помощью зарядов ПКС-80. Плотность перфорации составила 16 - 17 отв. /п. м. Вызов притока из пласта осуществлялся сменой глинистого раствора на техническую воду. По результатам исследования были сделаны следующие выводы: интервал 2675 - 2693 м является нефтеводоносным, причем нефтяные пропластки находятся в верхней части, так как основное количество нефти скапливалось в затрубном пространстве, дебит на среднем динамическом уровне 727 м пластовой минерализованной воды 10,8 м3/сут, нефти 1,4 м3/сут. Пластовое давление 27 МПа, пластовая температура +850С.

В скважине 392Р пласт Ю13-4 был вскрыт перфорацией в интервалах 2665,5 - 2666,1 м, 2667,9 - 2670,3 м, 2671,3 - 2673,1 м с помощью зарядов Predator 4 1/2". Плотность перфорации составила 16,6 отв. /п. м. Вызов притока осуществлялся снижением уровня свабированием до глубин 1950, 1840, 1820 м с извлечением из скважины 49,7 м3 жидкости (тех. вода, солевой раствор, нефть 8,9 м3). Первые два снижения выполнены с целью очистки пласта и первоначальной оценки продуктивности пласта. После третьего снижения уровня проведены исследования. В результате объект испытания (пласт Ю13-4) можно охарактеризовать как непереливающий, нефтенасыщенный, с низкими коллекторскими свойствами. При исследовании при депрессии 15,89 МПа был получен дебит практически безводной нефти равный 3,2 м3/сут. Оценка коэффициента продуктивности составила 0,2 м3/ (сут * МПа). Результаты обработки индикаторной диаграммы, полученной по расчетному дебиту скважины и измеренному забойному давлению, представлены на график 3.1 Оценка коэффициента продуктивности по индикаторной диаграмме составила 0,06 м3/сут/МПа, что значительно меньше среднего диапазона значений коэффициентов продуктивности по пласту Ю13-4 и противоречит величине коэффициента продуктивности (0,2 м3/сут/МПа), полученной по известной депрессии и дебиту скважины 392Р. Следовательно, достоверность определения данной величины не будет учитываться при дальнейшем анализе.

График 3.1 - Индикаторная диаграмма (по результатам исследования скважины 392Р)

В скважине 393Р, в процессе бурения в интервале 2655,7 - 2665 м было проведено исследование пласта Ю13-4 пластоиспытателем КИИ-146 на неустановившихся режимах фильтрации методом КВД. При испытании был получен приток разгазированной нефти со средним дебитом 71,2 м3/сут. Перед остановкой скважина отработала 118 мин, после чего была остановлена на 77 мин для записи КВД. Оценка пластового давления составила 26,58 МПа, проницаемость - 19,2Ч10-3 мкм2, скин-фактор S = 0,34. Потенциальный коэффициент продуктивности составил 7,2 м3/сут/МПа. Для проверки достоверности результатов анализа была проведена повторная интерпретация данных КВД (графики 3.2 - 3.3), при этом:

1. оценка проницаемости составила 20,3Ч10-3 мкм2, что близко по значению к первоначальной оценке в 19,2Ч10-3 мкм2.

2. оценка скин-фактора составила S = 2,4, что, в отличие от первоначальной оценки скин-фактора (S = 0,34), говорит об определенном ухудшении состояния призабойной зоны.

График 3.2 - Диагностический график (по результатам исследования скважины 393Р)

График 3.3 График Хорнера (по результатам исследования скважины 393Р)

В 2006 г. в центральной части месторождения севернее скважины 393Р была пробурена горизонтальная поисковая скважина 394Р. Скважина 394Р вскрыла пласт Ю13-4 и при ее освоении был получен короткий период притока с оценочным дебитом нефти порядка 361 м3/сут. Освоение скважины проводилось в летний период, при отсутствии системы нефтесбора, вследствие этих причин полноценного испытания скважины провести не удалось. В процессе освоения скважины газовый фактор варьировался в диапазоне 38 - 55,8 м3/т.

На данный момент, наиболее распространенным методом расчета технологических показателей разработки является создание постоянно действующих геолого-технологических моделей коллекторов. При создании проекта эксплуатации Майского месторождения были использованы модульные программные комплексы для геолого-гидродинамического моделирования Petrel и Eclipse компании Schlumberger®. Входящие в их состав модули были использованы на различных этапах создания модели: от визуализации и анализа исходных данных до создания трехмерной сетки, населения ее свойствами и расчета фильтрации флюидов в пласте. Данный программный продукт прошел аттестацию и рекомендован ЦКР Роснедра для создания постоянно действующих геолого-технологических моделей.

С помощью модулей данных программных комплексов возможно построение геологической и гидродинамической моделей трехмерной многофазной фильтрации в сжимаемом пласте. Они имеют обширные сервисные возможности в задании геологии залежи, физико-химических свойств пластовых флюидов и физико-механических параметров пласта, а также могут служить для воспроизведения истории разработки, выдачи получаемой информации в числовом и графическом виде. Кроме этого, программные пакеты обладают мощной системой для экспорта и импорта данных, что обеспечивает их хорошую информационную связь и преемственность с другими программными пакетами.

Таким образом, созданная геолого-технологическая модель является мощным инструментом для расчета прогнозных вариантов и принятия оптимального решения по его дальнейшей разработке.

Модель пластового флюида - двухфазная (модель "черной нефти”): нефть (с растворенным газом) и вода. Начальное пластовое давление для пласта Ю13-4 принято равным 27 МПа, для пласта Ю14-15 - 31,1 МПа.

Физико-химические свойства нефти и воды заданы в виде зависимостей свойств от давления. Значения свойств получены по аналогии с соседними месторождениями, а также в соответствии с эмпирическими корреляциями.

Относительные фазовые проницаемости в модели были определены для каждой ячейки с использованием функции масштабирования относительных фазовых кривых программы симулятора.

Для пласта Ю13-4 было проведено 5 экспериментов по определению относительных фазовых проницаемостей (график 3.4.):

График 3.4 - Относительные фазовые проницаемости для пласта Ю13-4

Для получения единых кривых относительных фазовых проницаемостей экспериментальные данные были аппроксимированы функциями Кори (формулы 3.1 - 3.3., график 3.5.):

, (3.1.)

, (3.2.)

, (3.3.)

где

Кв - водонасыщенность, д. е.

Квн - нормированная водонасыщенность, д. е.

Кво - насыщенность связанной воды, д. е.

Кно - остаточная нефтенасыщенность, д. е.

kов, kон - относительная фазовая проницаемость для воды и нефти соответственно

kов, kон - максимальное значение относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти соответственно

kовexp, kонexp - коэффициенты Кори.

Параметры функций Кори были подобраны методом наименьших квадратов:

kов = 0,079; kон = 1,0; kовexp = 1,9; kонexp = 2,5, Кво = 0,40, Кно = 0,25.

При этом коэффициент вытеснения составил 0,574.

Для пласта Ю14-15 было проведено 1 исследование по определению относительных фазовых проницаемостей (график 3.5.).

График 3.5 - Относительные фазовые проницаемости для пласта Ю14-15

Ввиду того, что данное исследование может быть не репрезентативно для всего пласта, в качестве ОФП для данной модели были взяты модифицированные ОФП с месторождения-аналога Широтного (полученные путем адаптации гидродинамической модели), но при этом остаточные насыщенности были перемасштабированы на значения, полученные экспериментально с учетом капиллярометрии (график 3.6.):

Кво = 0,46, Кно = 0,27.

График 3.6 - Относительные фазовые проницаемости, используемые в модели пласта Ю14-15

Капиллярные кривые (также как и относительные фазовые проницаемости) задавались для каждой ячейки, нормированные за остаточную водонасыщенность.

Законтурная область в обеих моделях моделировалась аналитическим водоносным горизонтом Картера-Трэйси.

Построенные гидродинамические модели были использованы для выбора оптимального варианта разработки по каждому объекту. [5].

Одна из задач эксплуатации многопластовых месторождений, особенно при низкой степени изученности залежей, является выделение эксплуатационных объектов. Ведущая роль при этом принадлежит геологическим характеристикам пластов. Различные пласты объединяются или разделяются на основе комплексного изучения геологического строения залежи и её объектов, их гидродинамической характеристики и технико-экономических показателей разработки при различных схемах выделения эксплуатационных объектов. [2].

В данном месторождении оба объекта рассматриваются и эксплуатируются раздельной эксплуатации в силу ряда факторов:

Делись добром ;)