Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

дипломная работа

2.3 Анализ ранее проведенных работ по применению методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти

Для интенсификации добычи нефти на месторождении применяются: гидравлический разрыв пласта, интенсификация добычи нефти на добывающих скважинах спуском глубинных насосов на большие глубины (ИДН), глинокислотные или солянокислотные обработки (ГКО, СКО), комплексные обработки призабойной зоны (КОПЗП) нагнетательных скважин и большеобъемные закачки гелевых растворов. Краткие результаты применения вышеуказанных технологий по отношению к пластам БС16-22 приводятся ниже. Основные геолого-физические характеристики ачимовской толщи, используемые при выборе того или иного способа воздействия на пласт, представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Геолого-физическая характеристика пластов Ач1-3

Параметры

Ач1-3

Средняя глубина залегания, м

2600

Тип залежи

структурно-литологический

Тип коллектора

терригенный, поровый

Площадь нефтегазоносности, тыс. м2, (В + С1)/С2

453765

Средняя общая толщина, м

156,9

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

26,9

Средняя насыщенность ЧНЗ, доли ед.

0,58

Средняя насыщенность ВНЗ, доли ед.

0,59

Пористость, доли ед.

0,18

Проницаемость (по ГИС/по модели), мкм2

0,007/0,006

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,2

Коэффициент расчленённости, доли ед.

16,95

Начальное пластовая температура, °С

86,4

Начальное пластовое давление, МПа

27,8

Абсолютная отметка ВНК, м

2720

Плотность нефти, т/м3

0,769

Плотность воды, т/м3

0,985

Давление насыщения нефти газом, МПа

9,75

Вязкость нефти, мПа.c

1,13

Вязкость воды, мПа.c

0,32

Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т

645769

Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т

147078

Пьезопроводность пласта, 104м2

23

Минерализация пластовой воды, г/л

16

Наличие ППД

с 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.

олее подробный анализ и выработка рекомендаций по повышению эффективности ГРП представлен в следующей главе.

нтенсификация добывающих скважин. 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.

Делись добром ;)