Дипломная работа: Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта

В административном отношении Михайловско-Коханское месторождение находится на территории Кинель-Черкасского и Борского районов в 100 км к востоку от областного центра города Самара.

В орогидрографическом отношении рассматриваемая площадь расположена к северному склону водораздела рек Кутулук и Малый и Большой Кинель. Рельеф местности относительно спокойный, однако в связи со значительной протяженностью месторождения по широте, колебания абсолютных отметок рельефа довольно значительные: от +60 м до +180 м.

В геологическом строении Михайловско-Коханского месторождения выделяются породы девонской, каменноугольной, пермской, неогеново и четвертичной систем, залегающих на породах кристаллического фундамента. Пласт Д-1 приурочен к пашийскому горизонту Франского яруса, верхнего отдела девона.

В тектоническом плане Михайловско-Коханское месторождение расположено в пределах Бузулукской впадины и приурочено к крупной Жигулёвско-Самаркинской системе валов, а именно к Коханскому валу.

Пласт Д-1 залегает в кровле франского яруса на глубине 2907 м на Михайловском, Марьевском и Коханском куполах. В разрезе пласта на данном объекте выделяется от 1 до 3 прослоев коллектора, толщина которых изменяется от 0,7 м до 9,3 м. Коллектор терригенный. Толщина плотных разделяющих прослоев составляет 0,6 - 5,5 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина - от 1,0 м до 9,3 м.

Залежь пластового типа, литологически экранированная. Размеры залежи в плане 16,3Ч2,4 км. Этаж нефтеносности - 71,1 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 до 9,3 м. ВНК принят по залежи на отметке минус 2803 м.

Коллекторские свойства пластов: наиболее важными являются пористость средняя (0,14), проницаемость средняя (0,067 мкм2). Средняя нефтенасыщенность по пласту - 0,93.

По плотности, пластовая нефть особо легкая (658,0 кг/м3), с незначительной динамической вязкостью (0,51 мПа·с).

Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 18,73 МПа, высокий газовый фактор (226,4 м3/т). По результатам исследований поверхностных проб, нефть среднесернистая (массовое содержание серы в нефти 0,87%), смолистая (6,09%), высокопарафинистая (6,2%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 52,0%.

По величине запасов Михайловско-Коханское месторождение относится к крупным, а пласт Д-1относится к мелким. Начальные балансовые запасы нефти пласта Д-1, рассчитанные объемным методом, составили 5504,2 тысяч тонн. Начальные извлекаемые - 2631 тысяч тонн, утвержденный КИН - 0,478. На 01.01.2019 г. остаточные балансовые запасы нефти - 4238,8 тысяч тонн, извлекаемые - 1365,6 тысяч тонн.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Основные положения проектных документов

Впервые промышленная оценка нефтеносности Михайловского месторождения была проведена в 1956 году при подсчете запасов нефти и газа, в составе подсчета был представлен проект разработки Михайловского месторождения.

За весь период разработки Михайловско-Коханского месторождения было выполнено 13 проектных технологических документов на разработку отдельных пластов, поднятий и месторождения в целом [1].

Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Дополнение к технологическому проекту разработки Михайловско-Коханского газонефтяного месторождения Самарской области», выполненное ООО «СамараНИПИнефть» в 2016 году [1].

Данный проектный документ предусматривает для пласта Д-1: изоляцию добывающих скважинах от других пластов, перевод скважин на вышележащие горизонты, бурение добывающих скважин, перевод с других горизонтов на данный объект разработки, перевод скважин в систему ППД (поддержание пластового давления), физическое воздействие на ПЗС (призабойная зона скважины), ГРП (гидроразрыв пласта). Достижение КИН (коэффициент извлечения нефти) - 0,478, Квыт. (коэффициент вытеснения) - 0,623, Кохв. (коэффициент охвата) - 0,767. Проектный срок разработки - 100 лет.

2.2 Анализ разработки пласта Д-1 с начала эксплуатации

Пласт Д-1 представлен нефтяной залежью в пределах Михайловского, Марьевского и Коханского куполов с единым контуром нефтеносности. Залежь выделена в самостоятельный объект разработки. Весь процесс разработки пласта Д-1 с начала эксплуатации можно условно разделить на 3 стадии.

Данные об основных фактических показателях разработки пласта Д-1 представлена в таблице 2.1. Динамика основных фактических показателей разработки пласта Д-1 приведена на рис. 2.1., и в приложении Г [1].

Первая стадия разработки объекта длилась с 1957-2009 гг. Первый максимум добычи нефти был достигнут уже на второй год разработки и составил 68,9 тыс.т. нефти, затем до 1966 года добычи нефти падала с практически отсутствующей обводненностью. В 1968 году обводненность достигла 67,3%. Что обуславливается прорывом подстилаемой воды.

До 1968 г. залежь разрабатывалась двумя скв.23 и 27, расположенными в западной части Михайловского купола. За 10 лет эксплуатации скважинами было добыто 276 тыс.т или 23,9% от суммарной добычи объекта в целом. Начиная с 1966 г. разработка объекта сопровождалась снижением добычи нефти и жидкости с ростом обводненности.

После ввода в эксплуатацию расположенной в юго-восточной части Михайловского купола скв.29, с 1971 г. наблюдается значительный рост добычи нефти и жидкости и до 1993 г. темпы отбора НИЗ в основном сохранялись на уровне 1-2 % [1].

Второй максимум добычи нефти был достигнут в 1972 году и составил 49,9 тыс.т. нефти. Обводненность при этом составляла лишь порядка 2,5 %, благодаря проведенным ремонтно-изоляционным работам. В последующие годы добыча постепенно уменьшалась одновременно с растущем фондом скважин и увеличивающейся обводненностью. На 1983 год годовая добыча нефти составила 7,9 тыс.т. , при обводненность 43,8%.

К 1986 наблюдается рост добычи нефти, а также и уменьшение обводненности, уменьшение фонда скважин на 1 ед, что обусловлено выводом из эксплуатации сильно обводнившихся скважин, с целью уменьшения прорыва подошвенной воды. К 1997 году скважины выводились из эксплуатации. В период 1997-2003 гг. фонд скважин составлял 1 скважину, работающей в диапазоне обводненности 70-90%. Добыча нефти составляла менее 1 тыс.т. В 1988 году добыча нефти снизилась до 6,9 тыс.т., Обводненность достигала 50,8% [1].

Таблица 2.1 - Показатели разработки пласта Д-1 Михайловско-Коханского месторождения

В 2004 г. ввелись в эксплуатацию скв.35, 367 на Марьевском куполе и до 2009 г. ими определялась основная добыча нефти и жидкости из объекта. До 2009 г. объект разрабатывался единичными скважинами.

С 2010 года наступает вторая стадия разработки. За счет перевода скважин число добывающих скважин к 2015 г. возросло до 15 единиц.

Увеличение отборов жидкости привело к снижению пластового давления, в связи с чем на залежи было организовано искусственное поддержание пластового давления с высокой текущей компенсацией отборов закачкой. Закачка начата в 2010 г. в переведенную из добывающего фонда скв.333 Марьевского купола. Cреднегодовой дебит жидкости на одну добывающую скважину пл.Д-1 на конец 2010 г. составил 42,0 т/сут.

С 2012 года начинается третья стадия разработки и продолжается до настоящего времени. В 2012 г. посредством перевода под закачку еще двух скв.352 и 356, расположенных вдоль длинной оси к западу от скв.333, сформированы дополнительные очаги заводнения. В 2014 г. под закачку освоена скв.631, пробуренная как добывающая и попавшая в промытую зону пласта.

Организация закачки воды положительно повлияла на динамику пластового давления, по ряду окружающих добывающих скважин зафиксирован рост пластового давления, неcмотря на это дебиты жидкости продолжали снижаться.

Период 2012-2017 гг. характеризуется поддержанием стабильного уровня добычи нефти порядка 35-40 тыс.т., увеличением фонда добывающих скважин до 15 ед., вводом еще 3 нагнетательных скважин, ростом обводненности. На 2016 год пришелся максимум закачки воды и составил 258,6 тыс. м3. На 01.01.2019 г. пластовое давление фиксируется на уровне 186 атмосфер при принятом начальном 321,8 атмосфер. Очевидно, что существующая система ППД не является оптимальной [1].

В настоящее время наблюдается уменьшение фонда добывающих скважин и на 2018 год фонд составил 8 ед, снижение годовой добычи нефти до 29 тыс.т., накопленная добыча нефти составила 1265,4 тыс.т., КИН при этом составил 0,229 ед., при проектном 0,478 ед., обводненность 78,2%. Накопленная закачка воды составила 1461,5 тыс. м3. Фонд нагнетательных скважин 4 ед [4]. Темп выработки запасов составляет: от начальных 1,1%, от остаточных 2,1%. В целом объект разрабатывается удовлетворительно при близких значениях обводненности и степени выработки НИЗ (начальных извлекаемых запасов).

Динамика изменений основных показателей разработки представлена на рисунке 2.1.

2.3 Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки

Результаты сравнения основных фактических и проектных показателей по пласту Д-1 представлены в таблице 2.2 [1,4].

Таблица 2.2 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Как видно из представленной таблицы, фактическая годовая добыча нефти в 2014 году меньше проектной, разница в пределах 10%. Однако в 2015 году фактическая добыча превосходит проектную на 3,9 тыс.т., что связано с увеличением фонда скважин: значение фонда скважин в 2015 году выше проектного на 1 ед. Затем до 2018 года фактическая добыча меньше проектных значений: разница доходит до 48% в 2018 году. Это связано с увеличением фактической обводненности до 78,2%, что обусловлено прорывом воды.