Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Анализ технологических параметров проведения ГРП



На месторождении в качестве жидкости разрыва применяется гель, приготовленный на нефтяной основе, с добавлением в процессе закачки различных добавок.

Объем закачиваемой в скважину рабочей жидкости изменялся от 49, 9 м3 до 106, 3 м3 (в среднем 76 м3).

В качестве расклинивающего агента при проведении гидравлического разрыва пласта использовался пропант марки 16/20, 16/30 или S-105.

При проведении ГРП средний показатель количества закачиваемого в пласт пропанта для закрепления трещин составляет 30, 8 т при средней концентрации 0, 4 т/м3.

Таблица 5.2.

Значения технологических параметров ГРП, выполненных на Усть-Балыкском, Б10 месторождении в период с февраля 2000 года по март 2001 г.

№ п/п Дата ГРП № скв Р разр., атм. Тип жид-ти разрыва V жид-ти разрыва Тип проп-та V закачки проп-та Полудл. трещины, м Н трещ., мм Технологические параметры скважины до воздействия Технологические параметры скважины после воздействия
                  Qж, т/сут. Qн, т/сут. % Н2О Qж, т/сут. Qн, т/сут. % Н2О
15.02.00 YF-140 78, 6 S-105 38, 4 75, 0 5, 0 16, 0 115, 0 70, 0 33, 0
07.04.00 YF-140 49, 9 S-105 37, 1 23, 0 21, 8 7, 5 84, 0 72, 0 14, 6
15.05.00 YF-140 97, 4 16/30 39, 8 6, 3 6, 0 10, 0 86, 0 62, 0 28, 0
11.07.00 YF-140 89, 2 16/30 B 37, 9 10, 5 8, 5 18, 1 47, 0 35, 5 25, 0
21.07.00 YF-140 106, 3 16/30 38, 7 10, 0 6, 5 38, 0 106, 0 45, 0 57, 0
22.07.00 YF-140 83, 9 16/30 38, 1 3, 5 8, 1 6, 9 16, 2 82, 0 63, 6 22, 4
08.08.00 YF-140 77, 3 16/30 29, 5 27, 0 21, 0 23, 0 76, 0 48, 0 37, 0
09.08.00 YF-140 79, 8 16/30 29, 1 7, 0 6, 0 17, 0 82, 0 65, 0 20, 0
10.08.00 YF-140 83, 4 16/30 30, 3 5, 4 4, 0 25, 0 118, 0 43, 0 63, 0
17.08.00 YF-140 90, 8 16/20 34, 4 5, 1 9, 0 7, 0 26, 0 61, 0 34, 0 43, 0
18.08.00 YF-140 78, 1 16/20 29, 2 17, 0 13, 6 20, 0 115, 0 75, 0 35, 0
30.08.00 1184р YF-140 52, 9 16/20 C 24, 5 70, 0 56, 0 20, 0 150, 0 76, 0 41, 0
31.08.00 YF-140 52, 3 16/30 B 5, 1 5, 0 4, 8 7, 4 40, 0 33, 9 13, 9
01.09.00 YF-140 78, 1 16/20 B 6, 0 5, 0 20, 0 53, 0 20, 9 61, 0
04.09.00 YF-140 54, 3 16/30 17, 8 5, 9 6, 5 5, 7 11, 8 87, 0 52, 0 40, 0
09.09.00 YF-140 50, 8 16/20 B 18, 8 16, 7 6, 8 17, 0 32, 0 23, 0 27, 0
13.09.00 YF-140 76, 1 16/30 B 32, 3 5, 1 10, 0 7, 5 30, 0 83, 0 40, 0 47, 0
27.09.00 YF-140 56, 2 16/20 C 23, 2 3, 5 5, 5 4, 7 14, 0 112, 0 87, 1 22, 0
19.10.00 YF-140 88, 8 16/30 39, 2 9, 2 7, 6 14, 5 94, 0 56, 0 40, 0
24.10.00 YF-140 64, 4 S-105 29, 9 16, 0 12, 7 10, 0 117, 0 66, 0 30, 0
11.11.00 YF-140 76, 1 16/30 B 31, 2 6, 5 20, 0 16, 0 12, 0 86, 0 63, 0 26, 0
13.12.00 YF-140 73, 8 16/30 B 30, 8 3, 4 2, 7 20, 0 47, 0 40, 0 16, 6
18.12.00 YF-140 81, 2 16/30 B 28, 2 5, 0 2, 7 20, 0 64, 0 50, 0 24, 0
                Сумма 371, 6 238, 5   1937, 0 1221, 0  
                Ср.знач.    
                    Продолжение таблицы 5.2
Дата ГРП № скв Р разр., атм. Тип жид-ти разрыва V жид-ти разрыва Тип проп-та V закачки проп-та Полудл. трещины, м Н трещ., мм Технологические параметры скважины до воздействия Технологические параметры скважины после воздействия
п/п                   Qж, т/сут. Qн, т/сут. % Н2О Qж, т/сут. Qн, т/сут. % Н2О
22.01.01 YF-140 82, 1 16/30 8, 8
07.02.01 YF-140 82, 6 16/30 В 7, 6
10.02.01 YF-140 16/30 5, 3 13, 5 67, 5
12.02.01 YF-140 67, 9 16/30 5, 5
27.02.01 YF-140 98, 3 16/30 5, 5 7, 8
03.03.01 YF-140 16/30 13, 2
08.03.01 YF-140 71, 7 16/30 В
13.03.01 YF-140 80, 3 16/30 В 34, 7 124, 4
                               
                Сумма 172, 0 132, 5   929, 0 656, 9  
                               
                Ср.знач.    

Результаты применения технологии ГРП на Усть-Балыкском, БС10 месторождении

Показателем успешности применения технологии ГРП является увеличение притока продукции из обработанной скважины. Расчет этого показателя производился путем определения доли операций, характеризующихся приростом дебитов нефти после ГРП над базовым показателем относительно общего количества введенных в эксплуатацию скважин.

Для определения эффективности ГРП использовался показатель степени увеличения дебита жидкости после проведения работ относительно базового уровня (кратность дебита). В качестве базового уровня использовался дебит скважины до проведения интенсификации.

Месторождение характеризуется высоким приростом дебита нефти, в то же время эффект по жидкости более выражен.

Степень изменения дебита нефти добывающих скважин после интенсификации гидроразрывом пласта зависит от многих условий.

Нефтенасыщенная толщина пласта в анализируемых скважинах изменяется от 1.2 м до 19.4 (в среднем 11.5м).

Сопоставление степени увеличение дебита нефти после ГРП с толщиной обрабатываемого пласта показало незначительное снижение эффективности ГРП в сторону увеличения толщин.

Рис. 5.1 Зависимость эффективности ГРП от толщины пласта.

При анализе влияния дебита скважины до ГРП на степень его увеличения после интенсификации, установлена закономерность снижения эффективности ГРП с увеличением начального дебита скважины. При интенсификации скважин с дебитами до ГРП – qн< 20 т/сут – наблюдается шестикратное увеличение добычи нефти, в этом же случае жидкость увеличивается в 8 раз. Скважины с 20< qн< 40 – добыча нефти увеличилась в 2, 5 раза, жидкости в 6, 5. В третьем блоке произведя гидроразрыв на скважине №1184р с начальными показателями Qн=56 т/сут, Qж=70 м3/сут. – получили полуторократное увеличение добычи нефти, а добыча жидкости увеличилась в 11, 2.

Сопоставляя динамику дебитов нефти после ГРП по блокам, можно сказать, что большое влияние на эффективность ГРП оказывает местонахождение скважин. Так в районах 3, 4, 5 блоков, в зоне активной разработки, проведение мероприятий по гидроразрыву пласта дало наименьший положительный результат по сравнению с остальными зонами внедрения ГРП. В районе 1 блока, приуроченного к краевым зонам пласта, воздействие ГРП оказалось эффективным (табл.5.3.). Также эффективным применением технологии ГРП оказалось в 7, 8 блоках, по причине более позднего вовлечения в разработку, по сравнению с центральными зонами месторождения. В шестом блоке в скважинах с дебитами нефти до ГРП < 20 т/сут – кратность дебита нефти, оказалась ниже кратности дебита жидкости, но при применении ГРП в скважинах с дебитами в диапазоне от 20 т/сут до 40 т/сут – кратность дебита жидкости больше или равно кратности дебита нефти.

Таблица 5.3.

Динамика дебитов нефти после ГРП в зависимости от дебита до проведения ГРП.

1 блок.

интервалы дебитов qн< 20 20< qн< 40 qн> 40
базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж.
7, 5                
фев.00 90, 0 61, 7 8, 2 4, 7 ГРП не применялся
мар.00 77, 4 54, 3 7, 2 4, 0
апр.00 70, 1 50, 8 6, 8 3, 6
май.00 76, 2 48, 8 6, 5 4, 0
июн.00 82, 0 51, 9 6, 9 4, 3
июл.00 89, 3 59, 1 7, 9 4, 6
авг.00 77, 3 52, 5 7, 0 4, 0
сен.00 70, 5 44, 4 5, 9 3, 7
окт.00 66, 9 30, 9 4, 1 3, 5
ноя.00 67, 4 34, 9 4, 6 3, 5
дек.00 61, 6 30, 4 4, 1 3, 2
янв.01 60, 0 26, 3 3, 5 3, 1
фев.01 70, 4 35, 9 4, 8 3, 7
мар.01 62, 4 33, 4 4, 5 3, 2

2 блок

интервалы дебитов qн< 20 20< qн< 40 qн> 40
базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП Дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж.
7, 2     21, 0          
авг.00           3, 9 ГРП не применялся
сен.00 38, 0 29, 0 4, 0 2, 9   90, 7 43, 8 2, 1 3, 4
окт.00 42, 4 33, 3 4, 6 3, 3   74, 1 34, 6 1, 6 2, 7
                    Продолжение таблицы 5.3
ноя.00 90, 0 53, 7 7, 5 6, 9   75, 4 45, 1 2, 1 2, 8 ГРП не применялся
дек.00 61, 2 33, 9 4, 7 4, 7   80, 1 47, 9 2, 3 3, 0
янв.01 49, 5 27, 5 3, 8 3, 8   58, 2 1, 8 2, 2
фев.01 41, 7 25, 1 3, 5 3, 2   64, 1 40, 6 1, 9 2, 4
мар.01 38, 6 23, 7 3, 3 3, 0   59, 3 36, 5 1, 7 2, 2

3 блок

интервалы дебитов qн< 20 20< qн< 40 qн> 40
базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж.
8, 8           56, 0    
авг.00 136, 6 53, 1 6, 0 12, 2 ГРП не применялся          
сен.00 123, 0 41, 4 4, 7 11, 0   143, 8 81, 8 1, 5 2, 1
окт.00 126, 1 59, 8 6, 8 11, 3   158, 9 94, 6 1, 7 2, 3
ноя.00 124, 1 62, 8 7, 1 11, 1   125, 6 74, 8 1, 3 1, 8
дек.00 120, 2 55, 5 6, 3 10, 7   127, 2 75, 8 1, 4 1, 8
янв.01 113, 9 53, 8 6, 1 10, 2   127, 1 80, 4 1, 4 1, 8
фев.01 104, 7 51, 7 5, 9 9, 3   128, 1 84, 5 1, 5 1, 8
мар.01 100, 3 49, 0 5, 6 9, 0   118, 5 83, 3 1, 5 1, 7

4 блок

интервалы дебитов qн< 20 20< qн< 40 qн> 40
базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж.
5, 6                
авг.00 113, 0 53, 0 9, 5 14, 6 ГРП не применялся
сен.00 111, 0 45, 8 8, 2 14, 3
окт.00 127, 3 70, 3 12, 6 16, 4
ноя.00 124, 1 68, 1 12, 2 16, 0
дек.00 106, 2 60, 6 10, 8 13, 7
янв.01 106, 6 60, 3 10, 8 13, 7
фев.01 112, 1 63, 6 11, 4 14, 5
мар.01 103, 2 57, 9 10, 3 13, 3

5 блок

интервалы дебитов qн< 20 20< qн< 40 qн> 40
базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж.
14, 6                  
авг.00 94, 6 68, 1 4, 7 9, 7 ГРП не применялся
сен.00 98, 2 66, 9 4, 6 10, 0
окт.00 93, 1 68, 7 4, 7 9, 5
ноя.00 89, 3 62, 7 4, 3 9, 1
дек.00 81, 2 57, 4 3, 9 8, 3
янв.01 73, 2 52, 9 3, 6 7, 5
фев.01 68, 3 50, 0 3, 4 7, 0
мар.01 73, 1 52, 0 3, 6 7, 5

6 блок

интервалы дебитов qн< 20 20< qн< 40 qн> 40
базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж.
9, 2     24, 9          
апр.00           2, 8 3, 0 ГРП не применялся
май.00           96, 2 75, 5 3, 0 3, 1
июн.00           108, 1 82, 3 3, 3 3, 4
июл.00              
авг.00           99, 7 82, 8 3, 3 3, 2
сен.00 50, 1 37, 5 4, 1 5, 5   101, 9 80, 4 3, 2 3, 2
окт.00 46, 1 34, 9 3, 8 5, 1   92, 5 69, 6 2, 8 2, 9
ноя.00 65, 9 42, 0 4, 6 7, 2   63, 3 48, 7 2, 0 2, 0
дек.00 78, 1 56, 7 6, 2 8, 6   86, 2 66, 3 2, 7 2, 7
янв.01 69, 0 41, 0 4, 5 7, 6   91, 5 71, 1 2, 9 2, 9
фев.01 64, 0 43, 9 4, 8 7, 0   90, 1 70, 4 2, 8 2, 9
мар.01 61, 6 39, 8 4, 4 6, 7   143, 9 93, 2 3, 7 4, 6

7 блок

интервалы дебитов qн< 20 20< qн< 40 qн> 40
базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж.
7, 0                
сен.00 76, 4 32, 4 4, 6 8, 5 ГРП не применялся
окт.00 65, 3 35, 8 5, 1 7, 3
ноя.00 59, 1 33, 2 4, 7 6, 6
дек.00 61, 9 34, 8 5, 0 6, 9
янв.01    
фев.01    
мар.01 79, 7 26, 6 3, 8 8, 9

8 блок

интервалы дебитов qн< 20 20< qн< 40 qн> 40
базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж. базовый дебит дебит ж. м3/сут до ГРП дебит н, т/сут до ГРП кратность д. н. кратность д. ж.
      27, 9          
фев.01 ГРП не применялся   61, 6 43, 3 1, 6 1, 7 ГРП не применялся
мар.01   85, 7 52, 6 1, 9 2, 4

Рис. 5.2 Динамика дебитов нефти и жидкости в среднем по Усть-Балыкскому месторождению, для скважин с qн< 20 т/сут до ГРП.

Рис 5.3 Динамика дебитов нефти и жидкости в среднем по Усть-Балыкскому месторождению, для скважин с 20< qн< 40 до ГРП.

Рис. 5.4 Динамика дебитов нефти и жидкости в среднем по Усть-Балыкскому месторождению, для скважин с qн> 40 т/сут до ГРП.

На Усть-Балыкском месторождении в результате проведения ГРП за некоторым исключением приросты дебитов сопровождаются увеличением обводненности добывающих скважин. Обводненность уменьшилась в скважинах 3215, 7058 – блок 5; 3277, 3263, 3271 – блок 6 и осталась на прежнем уровне в скважинах 3451 – блок 8; 7052 – блок 1.

Одним из редких примеров эффективного применения ГРП с увеличением текущей нефтеотдачи в зоне продолжительного дренирования является скважина 1336 (4 блок). Здесь отмечается высокий прирост дебита нефти (кратность дебита примерно 20 в первый месяц после интенсификации) и снижение обводненности продукции скважины с 14 до 10 % в октябре 2000 года после ГРП, в январе 2001 года обводненность составила 18% и с февраля стабилизировалась на уровне 20 %. В этом случае созданные трещины позволили подключить к работе ранее недренируемые чисто нефтяные пропластки.

Сопоставление динамики дебитов нефти и жидкости скважин, находящихся в зоне эффективного влияния соседних нагнетательных скважин, и скважин, расположенных вне этих зон, проводилось по трем участкам.

В районе 7-8 блоков дебиты нефти после ГРП вне зоны влияния закачки значительно выше дебитов нефти в зоне влияния закачки, в то время как дебиты жидкости одинаковы. Следовательно, в этом районе система ППД не оказывает положительного влияния на эффективность ГРП, к тому же в районе зоны влияния закачки трещины разрыва попадают в зону заводнения, в результате чего вместо ожидаемого прироста дебита нефти происходит, в основном прирост дебита воды.

В районе первого блока эффективность ГРП в зоне влияния закачки несколько выше, чем вне зоны.

В районе 3, 4, 5 блоков все ГРП по увеличению нефтеотдачи практически не эффективны, однако после мероприятий по оптимизации получен больший приток жидкости к забою скважин – в отличии от остальных блоков.

Оценка продолжительности эффекта после применения технологии ГРП производится на основе темпов падения дебитов во времени. Для анализа использовались данные по скважинам с положительным эффектом (7 скважин 1 блока). Динамика работы скважин приведена в относительном времени, ведущем отсчет от даты проведения ГРП.

Продолжительность эффекта прироста дебита нефти для скважин 1 блока незначительна, предположительно эффект по дебиту нефти продлится до конца 2001 года (рис. 5.5).

Эффективность применения технологии гидравлического разрыва пласта определялась путем определения прироста фактической добычи нефти над базовым уровнем. Расчет дополнительной добычи нефти проводился для каждой обработанной скважины в отдельности. В качестве базового дебита использовалось последнее значение дебита нефти до проведения ГРП. Итоговые результаты сведены в табл. 5.3.

Как видно из таблицы 5.3 и рис. 5.6, вся дополнительная добыча нефти получена за счет ГРП в 3, 4, 5 блоках, с начала ввода мероприятия она составила 84, 665 тыс. т. (12 скважин) или 7055 т на 1 скважино-операцию. Здесь во всех скважинах на протяжении всего анализируемого периода фактическая годовая добыча нефти выше базовой. Дополнительная добыча блоков 3, 4, 5 в сравнении с блоками 1, 7, 8 вышла большей по причине получения больших дебитов жидкости после ГРП в 3, 4, и 5 блоках.

Всего по месторождению за счет мероприятия ГРП на 1.04.2001года дополнительно получено 171, 956 тыс. т нефти или 5547 т на 1 скважино-операцию.

Рис. 5.5 Экстраполированная динамика дебитов нефти и жидкости по 1 блоку на продолжительность эффекта ГРП.

Рис. 5.6 Дополнительная добыча нефти по блокам Усть-Балыкского месторождения в 2001 году.

Выводы:

1. На Усть-Балыкском месторождении с января 2000 года по март 2001 года фирмой «Шлюмберже Лоджелко Инк.» выполнена 31 операция ГРП. В августе – сентябре 2000 года была запланирована под ГРП скважина 1318 куст 55а, но от операции отказались, не прошел шаблон.

2. На 1.04.2001 г. за счет мероприятий ГРП по месторождению получено 171, 956 тыс. т дополнительно добытой нефти или 5547 т на 1 скважино-операцию.

3. Гидроразрыв пласта на месторождении проводился с использованием жидкости разрыва на нефтяной основе с добавлением различных химических реагентов. Концентрация пропанта при проведении ГРП в среднем 0, 4 т/м3.

4. Большое влияние на успешность ГРП оказывает местоположение скважин, так в краевых зонах пласта оптимизация более успешна (блоки 1, 7, 8). В зоне активной разработки при плотной (»12 га/скв) сетке скважин и площадной семиточечной системе разработки – в основном увеличивается объем добычи жидкости, со значительным превышением кратности добычи жидкости над кратностью добычи нефти. То есть эффективность ГРП, очевидно, пропорциональна распределению остаточных запасов нефти по площади залежи.

5. Толщина пласта на эффективность ГРП практически не влияет.

6. В зависимости от базового дебита нефти все ГРП разделились на три группы:

qн< 20 т/сут – 5 кратное увеличение дебита нефти после ГРП, над дебитом нефти до ГРП;

20 т/сут < qн< 40 т/сут – 2 кратное увеличение;

qн> 40 т/сут – не значительное увеличение дебитов нефти после ГРП, над дебитами до ГРП.

7. В ряде случаев после применения ГРП значительно возрастает добыча жидкости при незначительном увеличении добычи нефти, что объясняется попаданием трещин разрыва в заводненную зону (3, 4, 5 блоки, частично 6 блок).

8. Проведенный анализ не указывает на положительное влияние системы ППД на эффективность ГРП, возможно это результат значительной неравномерности охвата залежи горизонта Б10 заводнением.

9. Возможности дальнейшего применения ГРП по объекту вполне существенны. На 1.01.2000 года фонд скважин 1 блока значительно обводнен, поэтому ГРП там предположительно будет малоэффективно. Блоки 2, 3, 4, 5 и 6 находятся в разработке большее время нежели 1, 7, 8, 9 и 10, поэтому технологию применения гидравлического разрыва пласта на Усть-Балыкском, БС10 месторождении можно использовать на скважинах 3373, 3372 – 7 блока и скважинах 1429, 1453 – 8 блока.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


Поделиться:



Популярное:

Последнее изменение этой страницы: 2017-03-03; Просмотров: 1298; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2024 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.037 с.)
Главная | Случайная страница | Обратная связь