Дипломная работа: Способы определения параметров трещин гидроразрыва пласта

На основании полученных данных, построена динамика изменения проектной и фактической годовой добычи нефти, которая представлена на рисунке 2.2.

Фактическая добыча жидкости в 2014 году близка к проектному значению, разница минимальна. В период с 2015 по 2018 год фактическая добыча жидкости превосходит проектную разница составляет 24-33%. Динамика изменения проектной и фактической годовой добычи жидкости представлена на рисунке 2.3.

Средний дебит скважин по жидкости в среднем превосходит проектные значение в течение всего периода, приведенного для анализа, и на 2018 год проектные и фактические значения составляют соответственно 23,4 и 23,5 т/сут.

Средний дебит скважин по нефти с 2014 по 2015 гг. меньше проектных значений, разница составляет 7-13%, с 2016 по 2017 происходит обратное: фактические значения выше проектных на 1-7%, что связано с уменьшением фонда скважин в этот период разработки. На 2018 год проектные и фактические значения составили соответственно 16,2 и 13,5 т/сут.

Действующий фонд добывающих скважин в настоящее время составляет 8 ед., что меньше проектного значения на 1 ед. Динамика изменения проектного и фактического количества добывающих скважин представлена на рисунке 2.4.

Средняя обводненность продукции действующих скважин в среднем превосходит проектные значения. На данном объекте в течение всего периода разработки существуют проблемы с прорывом воды. Значение обводненности на 2018 год составляет 78,2% что выше проектного значения на 53%. Динамика изменения проектной и фактической средней обводненности скважин представлена на рисунке 2.5.

Добыча нефти ведется с отставанием от проекта, накопленная добыча на 2018 год составила 1265,4 тыс.т., что меньше проектного значения на 4%.

Добыча жидкости, в целом, ведется с опережением, ввиду высокой обводненности. Разница между проектной и фактической накопленной добычей жидкости на 2018 год составляет 160 тыс.т., что составляет 9%.

Закачка рабочего агента с 2014 по 2016 велась с большим опережением, что и повлияла на быстрый прорыв воды в добывающие скважины, разница проектной и фактической годовой закачки достигала 28%, затем до 2018 году годовая закачка рабочего агента снижена и фактические значения ниже проектных: на 2018 год разница составила 14%.

Таким образом, в целом за анализируемый период отклонение фактического уровня накопленной добычи нефти от проектного находится в допустимых пределах (±5%).

2.4 Сложившаяся система разработки и оценка энергетическое состояние залежи

Разработка пласта Д-1 начата в 1957 г. одной добывающей скважиной. Начальное пластовое давление по залежи было принято равным 32,18 МПа. Начальная температура пласта Д-1 равна 72 С. В дальнейшем, на фоне роста добычи нефти вследствие увеличения фонда скважин пластовое давление по залежи постепенно снижалось и составило 17 МПа в 2010 г [1].

В соответствии с рекомендациями проектного документа в 2010 г. была начата закачка пресной воды в скважину №352. Однако в связи с дальнейшим большого роста пластового давления не наблюдалось. В 2012 - 2014 гг. по закачку воды были переведены еще две добывающие скважины (скв.356, 42).

После усиления системы ППД пластовое давление в целом по залежи стабилизировалось на уровне от 16-23 МПа.

Общий текущий энергетический уровень горизонтов девона в целом является приемлемым с точки зрения недопущения разгазирования нефти в пласте, хотя и значительно сниженным по сравнению с первоначальной величиной. За последние годы тенденции к дальнейшему снижению пластового давления, за исключением отдельных участков, не наблюдается. По объекту Д-1 пластовое давление снижено на 27,3-43,2%, что вызывает необходимость регулирования отборов жидкости при эксплуатации на естественном режиме или оптимизации нагнетательного фонда при эксплуатации с ППД.

О текущем пластовом давлении можно судить только по единичным замерам в скв.367 (18 МПа), 403 (20 МПа), 349 (15 МПа), 29 (16 МПа), 370 (22 МПа), 357 (23 МПа) которые свидетельствуют о его стабилизации на уровне от 15 до 23 МПа [1]. Динамика изменения пластового давления представлена на рисунке 2.6.

2.5 Анализ выработки запасов

Возможности реализованной системы в плане регулирования процесса разработки в полном объеме не используются по причине недостаточного объема проводимых мероприятий по контролю за разработкой. Основные направления по совершенствованию разработки объекта, на наш взгляд, могут быть связаны с разработкой пластов самостоятельными скважинами. Ведь за всю историю разработки на данном объекте эксплуатировались в той или иной степени совместными скважинами. На 01.01.2019 г. из восьми добывающих скважин две являются совместными.

Опыт разработки пластов совместными скважинами на Михайловско-Коханском и других месторождениях показал не достаточно высокую эффективность данной системы. С одной стороны, прирост дополнительной добычи от приобщения и переводов на вышележащие горизонты составляет 39,6 тыс.т, что составляет 13,4 % от всей дополнительной добычи по всем мероприятиям за последние 8 лет. Но с другой стороны, в последние годы, а именно 2017-2018 гг. наблюдается тенденция обводнения продукции скважин, после проведения вышеописанных мероприятий.

Залежь характеризуется высокой расчлененностью и ухудшенной связью с законтурной зоной питания. Разработка залежи осуществляется с ППД с 2010 г. посредством очагового заводнения. После начала процесса заводнения отмечалась стабилизация и незначительный рост пластового давления. ППД осуществляется избирательно, обширные части не охвачены системой заводнения. На 01.01.2019 нагнетательный фонд составляет четыре единицы [1].

Для повышения эффективности процесса разработки при вовлечении в разработку недренируемых зон, потребуется усиление реализуемой системы ППД, для чего необходимо на восточном участке залежи предусмотреть дополнительный очаг заводнения.

В условиях разработки неоднородных пластов (Красчл?1), коим и является данный объект, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, в этом случае предлагается ГРП.

2.6 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

Фактически выполненные ГТМ и их эффективность представлены в таблице 2.3.

За период (2013-2018 гг.) на Михайловско-Коханском месторождении (пласт Д-1) было проведено 30 различных ГТМ (геолого-технических мероприятий): ГРП (гидроразрыв пласта) - 11 операций, ОПЗ (обработка призабойной зоны) - 8 операций, ИДН (интенсификация добычи нефти) -5 операций, ППР (планово-предупредительные работы) - 3 операции, ПиП (переходы и приобщения) - 2 операции, КРС (капитальный ремонт скважин) - 1 операция [5].

Эффект от проведения различных ГТМ представлены в таблице 2.3.

На рисунке 2.7 представлено распределение проведенных мероприятий на объекте Д-1.

Наибольший дополнительный прирост нефти обеспечили мероприятия ГРП-238 т/сут, ОПЗ, порядка 109 т/сут, ИДН-73,1 т/сут, Пип-68,8 т/сут, ППР 39,6 т/сут, КРС-5 т/сут.

Распределение дополнительной добычи нефти после проведенных ГТМ на объекте Д-1 представлено на рисунке 2.8.

Распределение дополнительной добычи нефти на одну скважино-операцию представлено на рисунке 2.9.

Таблица 2.3 ? Эффект от проведения различных ГТМ на скважинах пласта Д-1 за период 2013-2018 гг.

Как видно из представленных выше рисунков, наибольший дополнительный прирост приходится на ГРП. Гидроразрыв пласта, проводимый на скважинах Михайловско-Коханского месторождения, пласт Д-1, обеспечил практически половину (45%) всей дополнительной добычи нефти от всех проводимых ГТМ и является наиболее эффективным мероприятием.

2.7 Специальный вопрос «Анализ эффективности применения ГРП, с целью увеличения дебитов нефти по пласту Д-1 Михайловско-Коханского месторождения»

С учетом особенностей геологического строения коллекторов, физико-химической характеристики насыщающих флюидов для обеспечения рациональных темпов отбора продукции на объекте Д-1 за период 2013-2018 гг. было проведено 11 мероприятий [5], связанных с гидроразрывом пласта.

Гидравлический разрыв пласта является одним из методов, позволяющим увеличить проницаемость призабойной зоны скважин. ГРП позволяет соединить призабойную зону скважины с зоной коллектора, не подвергшейся влиянию процессов происходящих при бурении и перфорации - с ненарушенной зоной пласта. Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта. В результате кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков [6].

ГРП позволяет соединить призабойную зону скважины с зоной коллектора, не подвергшейся влиянию процессов происходящих при бурении и перфорации - с ненарушенной зоной пласта.

Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта. В результате кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью [6].

По полученным результатам построена диаграмма, показывающая эффект от проведения гидроразрыва пласта (рисунок 2.10).

В таблице 2.4 представлены результаты проведения ГРП на скважинах Михайловско-Коханского месторождения.

Таблица 2.4 - Эффект от проведения гидроразрыва пласта на скважинах Михайловско-Коханского месторождения (пласт Д-1) за период (2013-2018 гг.)