WWW.DISUS.RU

БЕСПЛАТНАЯ НАУЧНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

 

Комплексный подход к планированию, оптимизации и оценке эффективности гидроразрыва пласта

На правах рукописи

ЗАГУРЕНКО АЛЕКСЕЙ ГЕННАДЬЕВИЧ

комплексный подход к ПЛАНИРОВАНИЮ, ОПТИМИЗАЦИИ И ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ гидроразрыва пласта

Специальность: 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва – 2010 г.

Работа выполнена в управлении технологий разработки месторождений Корпоративного научно-технического центра Открытого акционерного общества «Нефтяная компания «Роснефть» (ОАО «НК «Роснефть»)

Научный руководитель:
  • доктор технических наук, профессор Хасанов Марс Магнавиевич
Официальные оппоненты:
  • доктор технических наук, профессор Федоров Вячеслав Николаевич
  • кандидат технических наук Курамшин Ринат Мунирович
Ведущая организация:
  • Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов»
(ГУП «ИПТЕР»)

Защита состоится «1» июня 2011 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета ДМ 002.263.01 при Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адресу: 119334 г. Москва, ул. Бардина, 4.

Автореферат разослан «29» апреля 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук А.П. Аверьянов

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Гидроразрыв пласта (ГРП) в настоящее время является одним из самых эффективных методов разработки низкопроницаемых терригенных отложений. Более 50% остаточных извлекаемых запасов нефти Западной Сибири сосредоточено именно в низкопроницаемых пластах.

В конце 90-х годов прошлого века произошли значительные изменения в технологии ГРП, связанные как с появлением новых химических реагентов и более современной техники, так и расширением области применения технологии ГРП при разработке месторождений нефти и газа. Все это вызвало увеличение интереса к технологии со стороны специалистов и значительному увеличению количества исследований на тему гидроразрыва. Однако подавляющая часть этих исследований посвящены решению отдельных частных задач, а работы, в которых рассматривался бы весь процесс оптимизации ГРП в целом, практически отсутствуют. Таким образом, актуальной задачей является разработка алгоритма, объединяющего отдельные частные задачи в единое целое, – алгоритма выбора оптимальных параметров гидроразрыва пласта.

Выбор оптимальных параметров ГРП невозможен без учета существующих ограничений и экономических критериев оптимизации. Сильнее всего на эффективность практического применения ГРП влияет учет геологических ограничений, связанных с ростом трещины в высоту.

Для месторождений на поздних стадиях разработки, на которых применяется заводнение, так же очень актуальна задача прогноза обводненности после проведения гидроразрыва, так как даже относительно небольшая недооценка роста обводненности может привести к переоценке прироста дебита нефти в несколько раз.

Целью исследования является повышение эффективности гидроразрыва пласта при разработке нефтяных месторождений путем развития научно-методических подходов к планированию, оптимизации и оценке эффективности ГРП.

Задачами исследования являются:

  1. Разработка методических основ комплексного подхода к процессу планирования, оптимизации и оценки эффективности гидроразрыва пласта, выделение основных этапов и ключевых направлений для улучшений.
  2. Создание методики определения оптимальных параметров трещины гидроразрыва с учетом существующих геологических и технологических ограничений.
  3. Разработка методики оценки высоты трещины гидроразрыва.
  4. Создание методики прогноза обводненности скважины после ГРП в условиях проникновения части трещины за фронт нагнетаемой воды.

Научная новизна

  1. В результате обобщения подходов к оптимизации бизнес-процессов с применением гидроразрыва пласта автором разработан алгоритм планирования, оптимизации и оценки эффективности гидроразрыва пласта, а так же сформулированы научно-обоснованные требования к подбору кандидатов на ГРП.
  2. Разработан алгоритм определения оптимальных параметров ГРП, учитывающий существующие геологические и технологические ограничения.
  3. Автором выведена формула оценки высоты трещины гидроразрыва в предположении трехслойной модели распределения стрессов и модели Perkins-Kern-Nordgren (PKN) геометрии трещины гидроразрыва, не требующая применения сложных программных комплексов для моделирования и которая может быть легко применена на этапе подбора и оценки кандидатов на ГРП.
  4. Разработана научно-обоснованная методика прогноза обводненности добывающей скважины после ГРП в условиях проникновения части трещины за фронт нагнетаемой воды, результаты которой представлены в виде удобной для практического использования номограммы.

Практическая ценность работы

Результаты работы стали основой Положения ОАО «НК «Роснефть» «Планирование, оптимизация и анализ эффективности гидроразрыва пласта» и применяются в научно-исследовательских проектных институтах и добывающих предприятиях.

Внедрения разработанного подхода на производстве обеспечило:

  • Увеличение приростов после ГРП на действующем фонде ООО «РН-Пурнефтегаз» в 3 раза (с 9 т/сут до 30 т/сут) с одновременным повышением успешности. Так же наблюдается увеличение коэффициента охвата вытеснением (период наблюдения составил уже более 4 лет).
  • Увеличение дебитов вновь вводимых скважин с ГРП в ООО «РН-Юганскнефтегаз» на 10-15%, несмотря на то, что происходило ухудшение фильтрационно-емкостных свойств разбуриваемых участков и оптимизация массы проппанта в сторону сокращения.
  • Вовлечение в активную разработку ряда уже давно эксплуатируемых месторождений ОАО «Удмуртнефть», ООО «РН-Ставропольнефтегаз» и ООО «РН-Краснодарнефтегаз».

Основные положения, представляемые к защите

  1. Алгоритм определения оптимальных параметров ГРП с учетом геологических и технологических ограничений, эффективность которого подтверждена результатами практического его применения на месторождениях ОАО «НК «Роснефть».
  2. Методика оценки высоты трещины гидроразрыва, не требующая применения сложных программных комплексов для моделирования и легко применимая на этапе подбора и оценки кандидатов на ГРП.
  3. Алгоритм прогноза обводненности действующей скважины после ГРП в условиях проникновения части трещины за фронт нагнетаемой воды.
  4. Алгоритм планирования, оптимизации и оценки эффективности гидроразрыва пласта при разработке нефтяных месторождений.

Апробация работы

Содержание диссертации докладывалось на Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE 2006 (Москва, 26 – 28 октября 2006 г.), VI международном технологическом симпозиуме "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтегазоотдачи" на базе РАГС (Москва, 20-22 марта 2007), XI международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа» (Москва, 25-26 июня 2007 г.), Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 18-19 сентября 2007 г.), Заседании ЦКР Роснедра (Москва, 4 декабря 2007 г.), Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE 2008 (Москва, 28 – 30 октября 2008 г), IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», (Небуг, 15 – 17 сентября 2009), II Международном научном симпозиуме и выставке «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», (Москва, 15-16 сентября 2009 г.), Конференции «XVIII Губкинские чтения. Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России: наука и образование», (Москва, 24-25 ноября 2009 г.), на научно-технических советах ОАО «НК «Роснефть» (в 2005-2010 гг).

Публикации

Основное содержание изложено в 9-ти публикациях, в том числе 4 публикации в изданиях, входящих в перечень ВАК, и в тезисах докладов 5-и конференций.

Структура диссертационной работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка цитируемой литературы, включающего 105 наименований. Диссертация изложена на 114 страницах, включает 1 таблицу, 28 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, определены цель и задачи работы, сформулированы основные положения, выносимые на защиту, и дано краткое описание диссертации по главам.

В начале первой главы выполнен ретроспективный обзор развития подходов к моделированию и применению гидроразрыва пласта и определены основные этапы становления технологии, определившие сегодняшнее состояние данного вопроса.

На сегодняшний день технология ГРП является наиболее результативным геолого-техническим мероприятием, в отдельных случаях обеспечивающим кратное увеличение добычи и повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов. Однако, в рамках обсуждения применения ГРП, как правило, не рассматривают весь процесс в целом, а обсуждаются только какие-то отдельные аспекты. Отчасти, это связанно с тем, что гидроразрыв пласта является высокотехнологичным и наукоемким процессом, находящимся на стыке самых разных областей науки и техники и требует участия специалистов с очень высоким уровнем инженерной культуры. Поэтому большинство исследований, посвященных применению ГРП, в основном остается областью «решения частных задач».

Во второй части первой главы автором сформулирована последовательность этапов процесса применения гидроразрыва пласта при разработке нефтяных месторождений, и определено, какие из параметров на каждом этапов являются определяющими для оптимизации всего процесса гидроразрыва. Так же определены основные участники процесса и решаемые ими ключевые задачи.

При исследовании и оптимизации процесса ГРП важно не только правильное выстраивание последовательности этапов и их составляющих. Важно так же понимание того, как именно ключевые параметры влияют на весь процесс. Ключевые этапы и основные направления для улучшения приведены на Рис. 1.

В третьей части первой главы изложены общие положения при планировании и проведении ГРП, а так же разработанные автором требования к подбору скважин-кандидатов, полученные автором в результате применения комплексного подхода к ключевым элементам процесса ГРП.

Во второй главе представлен разработанный автором алгоритм выбора оптимальных параметров трещины ГРП с учетом геологических и технологических ограничений.

В первой части второй главы рассмотрены методические подходы к выбору оптимальной геометрии трещины гидроразрыва пласта на базе унифицированного дизайна ГРП (здесь «унифицировать» – приводить к единой форме или системе, к единообразию).

При оптимизации ГРП в первую очередь необходимо найти объем проппанта (или его массу), при котором мероприятие даст максимальный эффект. Но это только «первое приближение».

Рассмотрим случай постоянного объема трещины. Чем длиннее трещина, тем больше площадь притока из пласта к трещине. Но одновременно с этим трещина становиться уже, и уменьшается площадь поперечного сечения, и при некоторых значениях её проводимости трещина начинает играть роль некоторого штуцера. В результате падение давления в трещине увеличивается. Соответственно уменьшается эффективный перепад давления между трещиной и пластом. То есть при росте длины трещины действуют два противоборствующих фактора: рост площади притока к трещине, увеличивающий дебит скважины, и уменьшение эффективного перепада давления между трещиной и пластом, уменьшающий дебит скважины. Следовательно, при фиксированном объеме трещины гидроразрыва, существует такое соотношение полудлины трещины и её ширины, при котором дебит скважины будет максимален.

Основная идея унифицированного дизайна ГРП состоит в том, что решение отдельных задач, возникающих в процесс оптимизации дизайна, может быть описано в рамках единого алгоритма. При этом очень удобным оказывается сведение этого алгоритма к определению некоторых ключевых безразмерных параметров, определяющих эффективность ГРП.

Рис. 1 Ключевые этапы и основные направления для улучшения ГРП

Так, например, трещина ГРП может быть охарактеризована безразмерным числом проппанта Np, а эффект от проведения гидроразрыва – безразмерной продуктивностью JD. При этом весь дальнейший процесс оптимизации дизайна сводится к увязке отдельных элементов (задач) и характеризующих их параметров с этими ключевыми безразмерными переменами. Например, при фиксированном объеме проппанта определяются значения параметров, при которых достигается максимум продуктивности скважин. А все возможные геологические и технологические ограничения учитываются посредством корректировки параметров трещины так, чтобы отклонение от оптимума, который был определен без учета ограничений, было минимальным.

При таком подходе такие сложные эффекты, как рост трещины в высоту, отклонения от линейного закона Дарси при больших скоростях течения, эффекты вдавливания проппанта в стенки трещины (может быть значительным для пластов с очень высоким содержанием глин) и многие другие, решаются общими методами. Затем эти эффекты могут быть учтены в общей модели гидроразрыва через корректировку конечных параметров трещины относительно простыми и прозрачными способами, делая всю процедуру планирования, проведения и анализа эффективности ГРП последовательной и логичной.

Во второй части второй главы автором предложен алгоритм определения оптимальных параметров трещины гидроразрыва, который базируется на принципах унифицированного дизайна. Решена задача определения оптимальных параметров трещины гидроразрыва (в первую очередь полудлины и ширины трещины) при фиксированном объеме проппанта.

В работе показано, как задача нахождения оптимальных параметров сводится к определению таких параметров трещины, при которых безразмерная продуктивность скважины JD при заданном числе проппанта Np (эквивалентном объему проппанта Mp) будет максимальной.

Принципиальная схема технико-экономической оптимизации дизайна ГРП, разработанная автором, приведена на Рис. 2. Алгоритм состоит 4 основных шагов:

  1. Определение оптимальных параметров трещины при заданной массе проппанта.
  2. Расчет технологических показателей после ГРП для параметров из п.1.
  3. Оценка экономических показателей на основе п.2.
  4. Выбор оптимальной массы проппанта.

При этом в качестве критериев оптимизации выступают следующие:

  1. Достижение лучших экономических показателей
  2. Достижение максимальной продуктивности скважины;
  3. Достижение проектного коэффициента извлечения нефти через увеличение коэффициента охвата заводнением;
  4. При близких экономических показателях (при разнице меньше точности расчета) – обеспечение максимальных технологических показателей (в первую очередь добычи нефти).
 ринципиальная схема выбора оптимального дизайна ГРП -1
Рис. 2 Принципиальная схема выбора оптимального дизайна ГРП

Успешное применение технологии ГРП на практике не возможно без учета существующих геологических и технологических ограничений.

В третьей части второй главы предложена разработанная автором методика учета геологических и технологических ограничений, которые могут оказать значительное влияние при принятии решения о параметрах проведения ГРП. Показаны результаты внедрения данного подхода, на примере месторождений ОАО «НК «Роснефть», которые подтверждают её эффективность.

Большинство ограничений, возникающих при проведении ГРП, можно условно разделить на геологические и технологические ограничения.

К геологическим можно отнести ограничения, связанные с особенностями геологического строения объекта разработки выше и ниже лежащих пластов. Например, близость газо- или водоносных пластов (менее 10 метров) приводит к необходимости ограничивать рост трещины в высоту, что автоматически приводит к ограничению максимального объема закачиваемого проппанта, требует изменения стратегии проведения перфорации и дизайна гидроразрыва. Так же к геологическим ограничениям можно условно отнести ограничения, связанные с организацией заводнения. Например, в некоторых случаях, когда нагнетательная скважина, работающая при забойных давлениях выше давления гидроразрыва, располагается относительно близко от добывающей и находится по направлению распространения трещины (может быть определено с применением акустических методов), приходится ограничивать максимальную полудлину трещины ГРП на добывающей скважине.

К технологическим ограничениям относятся ограничения, связанные с техническими возможностями используемого оборудования и химических реагентов. Например, наличие ограничения по максимально развиваемому в процессе ГРП давлению (в первую очередь связано с возможностями устьевой арматуры и мощностью насосных агрегатов) может привести к ограничению максимально ширины трещины.

Для учета основных ограничений автором был разработан следующий алгоритм:

  1. После нахождения высоты трещины hf сравнить её с максимально допустимой высотой трещины hfmax. Если hf hfmax, то это означает, что превышен максимально допустимый объем ГРП и дальнейшее увеличение массы проппанта опасно.
  2. Ширина трещины не должна быть меньше, чем три диаметра наиболее крупного из закачиваемых проппантов Dp (если в процессе работы производится закачка различных видов проппанта). А так же не может быть больше, чем максимальная ширина, зависящая от механических свойств породы коллектора (которые учитывает модуль плоской деформации E’) и максимального эффективного давления Pnmax, которое может создать оборудование ГРП (на практике от 30 до 120 атм).
  3. Максимально допустимая полудлина трещины зависит от схемы размещения скважин и расстояния до ближайших нагнетательных скважин в направлении развития трещины ГРП.
  4. Оптимальная безразмерная проводимость трещины с учетом ограничений (CFDopt`) определяется уже через пересчитанные с учетом ограничений параметров (ширину и полудлину).

Для использования на практике описанная во второй главе методика были реализована автором в виде расчетного файла в формате программы Excel. Далее приведен пример расчетов на фактических данных.

На Рис. 3 представлены исходные параметры для проведения оптимизации параметров ГРП для скважины пласта АС12 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Для примера был выбран случай,

Из наиболее характерных особенностей данного пласта можно выделить его низкую проницаемость около 1 мД в сочетании с большой общей толщиной от 30 до 100 м и высокой расчленностью – доля коллектора составляет от 0.2 (в краевых худших по продуктивности зонах) до 0.8 (в самых выдержанных зонах). Необходимо отметить, что в таких условиях влияние оптимизации дизайна ГРП наиболее значительно. Именно проблемы разработки низкопроницаемых месторождений Западной Сибири и послужили толчком для появления данной работы.

В левой колонке на Рис. 3 сгруппированы технические данные (характеристики пласта, пластовых флюидов, проппанта и жидкости гидроразрыва), в правой – экономические (удельные стоимостные показатели) и технологические данные (плановый процент потерь, период эффекта и др.).

 ример исходных параметров для оптимизации дизайна. -2
Рис. 3 Пример исходных параметров для оптимизации дизайна.

Результаты расчетов приведены на Рис. 4. Из графиков видно, что в данном примере большое влияние оказывают 2 ограничения:

 езультаты расчетов Низкая проницаемость пласта.-3  езультаты расчетов Низкая проницаемость пласта.-4  езультаты расчетов Низкая проницаемость пласта.-5
Рис. 4 Результаты расчетов
  1. Низкая проницаемость пласта. Практически вплоть до объемов проппанта 160 тонн оптимальная ширина трещины оказывается меньше минимально допустимой.
  2. Ограничение по полудлине трещины, связанное с существующей системой разработки.

Внедрение разработанного автором подхода на производстве при принятии решений по параметрам проводимых ГРП в ООО «РН-Юганскнефтегаз» началось в конце 2005 года. На Рис. 5 представлены результаты сравнения ГРП, проведенных в 2005 и 2006 годах на крупнейшем месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» – Приобском месторождении.

Рис. 5 Результаты комплексного подхода к планированию и проведению ГРП на Приобском месторождении ООО «РН-Юганскнефтегаза»

Одним из ключевых параметров добычи, который позволяет провести оценку эффективности ГРП, является полученный дебит жидкости после ГРП, отнесенный к проводимости пласта (произведению проницаемости пласта на его эффективную толщину) Qж / kh. Другим информативным показателем является отношение объема проппанта на один ГРП к эффективной мощности пласта Mp / h.

Анализ результатов показывает, что внедрение разработанных подходов позволило обеспечить увеличение эффективности ГРП:

  • По Приобскому месторождению, не смотря на снижение kh на 17%, наблюдается увеличение Qж / kh на 3%.
  • Аналогичные результаты получены по Мало-Балыкскому месторождению: при увеличении kh всего на 8%, удалось увеличить Qж / kh на 22%.
  • При этом удельная концентрация проппанта на данных месторождениях значительно снизилась в 2006 г. (на 13% и 8% соответственно).

В третьей главе представлен алгоритм оценки высоты трещины гидроразрыва в предположении трехслойной модели распределения стрессов и Perkins-Kern-Nordgren (PKN) модели геометрии трещины гидроразрыва. Основой данного алгоритма служит полученная автором формула связывающая геометрию трещины с технологическими параметрами гидроразрыва и геомеханическими свойствами пласта.

При проведении гидроразрыва в низкопроницаемых коллекторах, как правило, создаются трещины очень большой протяженности (полудлиной до 200 м). При этом становиться очень актуальным вопрос оценки роста трещины в высоту. Так же задача оценки высоты трещины актуальна при близком расположении газо- и водоносных горизонтов, когда есть риск прорыва при ГРП барьеров, отделяющих целевой горизонт. При этом на стадии предварительного подбора и оценки кандидатов на ГРП специализированные симуляторы для моделирования процесса гидроразрыва либо еще не используются, либо их использование затруднено большим количеством кандидатов.

Проведенный автором анализ дизайнов ГРП, проводимых на месторождениях НК «Роснефть», показал, что геологическим условиям и создаваемой геометрии трещины очень хорошо соответствует аналитическая модель Perkins-Kern-Nordgren (PKN модель). Однако это 2D-модель и высота трещины в ней является входным параметром.

Исходя из предположения PKN геометрии трещины и трехслойной модели распределения стрессов (для большинства случае обеспечивает достаточную точность) автором было выведено уравнение, связывающее высоту трещины со свойствами пласта и технологическими параметрами гидроразрыва:

(1)

где – безразмерная высота трещины и – безразмерная масса проппанта:

,

где hf – высота трещины, hg – общая толщина пласта, Mp – масса проппанта, E’ – модуль плоской деформации, – вязкость жидкости гидроразрыва, q – скорость закачки жидкости гидроразрыва, p – плотность проппанта, p – пористость трещины, – разница стрессов между целевым пластом и выше и ниже лежащими барьерами.

Другой актуальной задачей является оценка части объема трещины гидроразрыва, которая выходит за пределы целевого пласта. Этот объем характеризуется параметром Ex. Основываясь на эллиптической форме трещины, в предположении PKN геометрии трещины гидроразрыва трещины, было получено выражение для расчета Ex:

(2)

где

,  На а примере скважины, параметры которой приведены в описании-15

На Рис. 6 на примере скважины, параметры которой приведены в описании главы 2, показано как на высоту трещины гидроразрыва влияет разница стрессов между целевым пластом и выше и ниже лежащими барьерами.

 лияние на рост высоты трещины разницы стрессов между целевым-16
Рис. 6 Влияние на рост высоты трещины разницы стрессов между целевым пластом и барьерами

В четвертой главе представлена методика прогноза обводненности добывающей скважины после проведения ГРП в условиях проникновения части трещины за фронт нагнетаемой воды.

Практически 95% низкопроницаемых месторождений в России разрабатываются с поддержанием пластового давления за счет заводнения. При этом на объектах разработки, где заводнение производится продолжительное время, и фронт закачиваемой воды практически достиг добывающих скважин, прогноз обводненности после ГРП делается в лучшем случае исходя из статистики. Соответственно для подобных условий возникает необходимость разработки метода прогноза обводненности скважины после ГРП, который учитывал бы проникновение трещины за фронт вытеснения.

В данной главе описывается подход, основанный на результатах проведенного моделирования и аналитических зависимостях, который позволяет прогнозировать обводненность скважины в зависимости от параметров ГРП и пласта.

Суть подхода заключается в расчете обводненности скважины после ГРП исходя из известного профиля притока вдоль трещины и положения фронта нагнетаемой воды. Поле пластового давления и распределение плотности притока вдоль трещины первоначально строится для случая однофазной фильтрации, который также рассматривается как предельный случай двухфазной фильтрации флюидов с одинаковыми физико-химическими свойствами и с соотношением подвижности (в литературе иногда используется термин фильтрация «цветной жидкости»), равным единице. В дальнейшем полученные результаты распространяются на случай с помощью внесения поправок в расчет обводненности скважины. С целью облегчения практического использования результаты всех расчетов представляются в виде набора номограмм.

 асчетная сетка для численного решения задачи о притоке жидкости к-17
Рис. 7 Расчетная сетка для численного решения задачи о притоке жидкости к трещине ГРП

Распределение потока жидкости вдоль трещины было получено автором по итогам гидродинамического моделирования с использованием метода локального измельчения расчетной сетки в области вокруг трещины (Рис. 7).

Результаты расчетов представлены на Рис. 8 в виде зависимости плотности притока к трещине от расстояния от скважины до конца трещины для различных значений безразмерной проводимости трещины. Для большей универсальности данные представлены в безразмерных координатах. По оси ординат отложена плотность притока к трещине на данном удалении от скважины q(x) по отношению к общему дебиту скважины Qw. По оси абсцисс приведено отношение расстояния от скважины вдоль координаты x к полудлине трещины xf.

 лотность притока жидкости к трещине ГРП в зависимости от-18
Рис. 8 Плотность притока жидкости к трещине ГРП в зависимости от расстояния от скважины до конца трещины

Для трещины конечной проводимости вследствие потерь давления по длине трещины интенсивнее всего приток осуществляется к самой скважине, так как в этой области создается наибольшая депрессия на пласт, а также к концу трещины за счет большей площади, открытой для фильтрации жидкости. При увеличении проводимости трещины потери в ней становятся меньше, профиль притока выравнивается, возрастая лишь к концу трещины лишь вследствие увеличения зоны, доступной для фильтрации.

Зная, как распределен поток вдоль трещины, можно рассчитать зависимость обводненности скважины от продвижения фронта воды вдоль трещины. Значения дебитов можно рассчитать, проинтегрировав функцию плотности притока в соответствующих пределах. По известным значениям дебитов воды и жидкости можно определить обводненность скважины для данной глубины проникновения трещины за фронт заводнения при единичном соотношении подвижностей

Далее определяется обводненность скважины при соотношении подвижностей, не равном единице, через обводненность скважины при единичном соотношении подвижностей.

С помощью изложенного выше подхода для различных значений глубины проникновения трещины за фронт заводнения рассчитаны значения обводненности скважины для трещин различной проводимости и для различных соотношений подвижностей воды и нефти (Рис. 9).

Cлева по оси абсцисс отложены расстояния от конца трещины до положения фронта заводнения по отношению к полудлине трещины (a/xf). По текущему значению этого параметра и заданной безразмерной проводимости трещины FCD можно определить обводненность скважины при соотношении подвижностей, равном единице, значение которой отложено по оси ординат. С помощью правой части номограммы из найденной обводненности при M = 1 для заданного соотношения подвижностей определяется значение обводненности при M 1.

В целом для относительно хорошо выдержанных по простиранию пластов (например, пласты БП14 и Ю1 в ООО «РН-Пурнефтегаз») методика при сопоставлении с фактическими полученными данными дает хорошую точность на уровне 80%. Анализ скважин со значительными отклонениями фактической обводненности от прогнозного значения показывает, что определяющую роль играет влияние заколонных перетоков на нагнетательных скважинах, связанных с плохим состоянием цементного камня. Поэтому успешность практического применения методики в значительной степени определяется качеством данных о техническом состоянии добывающих и нагнетательных скважин.

 омограмма для определения обводненности скважины в зависимости от-19
Рис. 9 Номограмма для определения обводненности скважины в зависимости от глубины проникновения трещины ГРП за фронт заводнения для различных значений безразмерной проводимости трещины и соотношений подвижностей воды и нефти

Использование предлагаемой методики дает возможность делать оценку обводненности скважины еще на начальном этапе анализа кандидатов на ГРП, не прибегая сразу к относительно долгому и трудоемкому численному моделированию.

.

Основные Результаты и выводы

  1. Обобщены методические подходы к планированию, оптимизации дизайна и оценки эффективности гидроразрыва пласта, определены основные этапы и ключевые направления для улучшений.
  2. Разработан алгоритм определения оптимальных параметров ГРП с учетом геологических и технологических ограничений.
  3. Создана методика оценки высоты трещины гидроразрыва, не требующая применения сложных программных комплексов для моделирования и легко применимая на этапе подбора и оценки кандидатов на ГРП.
  4. Предложен инструмент для прогноза обводненности действующей скважины после ГРП в условиях проникновения трещины за фронт нагнетаемой воды.
  5. Внедрение комплексного подхода к планированию, оптимизации дизайна и оценке эффективности ГРП на месторождениях НК «Роснефть» позволило:
  • Увеличить приросты после ГРП на действующем фонде ООО «РН-Пурнефтегаз» в 3 раза (с 9 т/сут до 30 т/сут);
  • Увеличить дебиты вновь вводимых скважин с ГРП в ООО «РН-Юганскнефтегаз» на 10-15%, несмотря на то, что происходило ухудшение фильтрационно-емкостных свойств разбуриваемых участков и сокращение массы закачиваемого проппанта;
  • Вовлечь в активную разработку давно эксплуатируемые месторождения «Удмуртнефть», «РН-Ставропольнефтегаз» и «РН-Краснодарнефтегаз».

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

  1. A.V. Timonov, A.G. Zagurenko, M.M. Hasanov, A.G. Pasynkov, and I.S. Afanasiev, System Approach to Hydraulic Fracturing Optimization in Rosneft Oilfields // SPE 104355, Rosneft Copyright 2006, Society of Petroleum Engineers.
  2. Тимонов А.В., Загуренко А.Г. Оптимизация технологий ГРП на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» // Научно-технический Журнал «Нефтяное хозяйство» №11, 2006.
  3. Хасанов М.М., Антоненко Д.А., Загуренко А.Г. Системная работа по повышению нефтеотдачи на месторождениях "НК "Роснефть" // Научно-технический Журнал «Нефтяное хозяйство» №3, 2008, стр.26-29.
  4. A.V. Dedurin, V.A. Majar, A.A. Voronkov, A.G. Zagurenko, A.Y. Zakharov, T. Palisch and M.C. Vincent, Designing Hydraulic Fractures in Russian Oil and Gas Fields to Accommodate Non-Darcy and Multiphase Flow // SPE 101821, 2008.
  5. Загуренко А.Г., Коротовских В.А., Тимонов А.В.: “Технико-экономическая оптимизация дизайна гидроразрыва пласта” // Научно-технический Журнал «Нефтяное хозяйство» № 11, 2008, стр.54-57.
  6. Хасанов М.М., Афанасьев И.С., Антоненко Д.А., Загуренко А.Г., Применение методов увеличения нефтеотдачи в ОАО «НК «Роснефть» // Тезисы докладов конференции «XVIII Губкинские чтения. Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России: наука и образование», Москва, 24-25 ноября 2009, стр.215-216.
  7. Афанасьев И.С., Павлов В.А., Загуренко А.Г., Антоненко Д.А., Хайдар А.М. Применение методов увеличения нефтеотдачи в НК «Роснефть» // Материалы II Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», т.1., Россия, Москва, 2009, с. 24-33.
  8. Павлов В.А. , Антоненко Д.А., Загуренко А.Г., Ключевые аспекты увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» // Тезисы докладов IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Россия, Небуг, 2009, с.34-35.
  9. Загуренко А.Г., Коротовских В.А., Колесников А.А., Тимонов А.В., Кардымон Д.В., Комплексная система планирования и проведения гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО "НК "Роснефть" // Научно-технический Журнал «Нефтяное хозяйство» № 4, 2009, стр.78-80.

Соискатель Загуренко А.Г.



 




<
 
2013 www.disus.ru - «Бесплатная научная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.