Сборник - Нефтегазовые технологии

Подождите немного. Документ загружается.

275

Необходимость термовоздействия была обусловлена повышенной вязкостью

нефти, которая в пластовых условиях при температуре 20 ºС составляла 20 мПа·с, а

повышение температуры до 60-90 ºС снизила вязкость нефти в 5 раз.

Нагнетание в пласт горячей воды осуществлялось в 1982 г. через четыре скважины:

№№700, 1011, 1020, 1016. На устье нагнетательных скважин температура воды составляла

102-105 ºС, на забое – 60-70 ºС. Первоначально была введена одна нагнетательная сква-

жина №1016, ее приемистость оказалась намного выше ожидавшейся и составляла 100-

150 м

/сут. при давлении на устье 2,5-4,0 МПа. Через два месяца начала реагировать на

закачку горячей воды добывающая скважина №1015. Дебит жидкости скважины увели-

чился от 5-6 до 40-42 м

/сут. Обводненность продукции постепенно выросла от 1 до 30%.

Остальные добывающие скважины, расположенные вокруг скважины №1016 на расстоя-

нии 100-150 м, практически не реагировали на закачку в пласт горячей воды. Затем были

введены и остальные нагнетательные скважины.

Температура на забое добывающих скважин, расположенных на расстоянии

100 м от термонагнетательных, увеличилась с 21 до 26-33 ºС.

Добыча нефти по группе скважин, находящихся в зоне вокруг сформировав-

шегося очага нагнетания, увеличилась в несколько раз, но при этом только одна

скважина №1015 давала основную часть дополнительно добываемой нефти. При

суммарном объеме закачанной в пласт горячей воды в 500 тыс. м

дополнительно

было добыто 90 тыс. т нефти, т.е. на 1 т дополнительно добытой нефти израсходова-

но 5,5 м

горячей воды.

Скважины №№1015 и 925, расположенные на одной линии с нагнетательной

скважиной 1016, активнее реагировали на нагнетание в пласт горячей воды, чем дру-

гие, расположенные на таком же расстоянии. Это, вероятно, связано с тем, что в

пределах рассматриваемого участка с юго-запада на северо-восток узкой полосой

протянулась зона повышения проницаемости.

Скважина №1015, попавшая в эту полосу, обеспечила высокий темп отбора

жидкости, а расположенные вокруг нагнетательные скважины №№700, 1011, 1020 –

поступление нефти в зону повышенной проницаемости из низкопроницаемой.

За счет этого оставался на высоком уровне дебит скважины №1015. Как пока-

зал опыт разработки с применением термовоздействия нефтяных пластов, имеющих

участки с повышенной проницаемостью, добывающие скважины целесообразно

размещать в этих зонах, а нагнетательные скважины – за их пределами. Это позволя-

ет повысить охват пласта вытеснением и увеличить темпы отбора нефти.

Разработка трещинно-поровых коллекторов башкирского яруса Якушкинского

месторождения (Самарская область) интересна тем, что здесь обнаружено явление гип-

сообразования в процессе заводнения, что благоприятно сказалось на показателях раз-

работки. Основным эксплуатационным объектом является залежь пласта А

башкирско-

го яруса среднего карбоната. Залежь массивного типа гидродинамически изолирована от

водоносной области. Глубина залегания – 960 м. Толщина продуктивных отложений –

10,6 м. Проницаемость коллектора – 100 мкм

. Начальные дебиты скважин изменялись

от 40-60 т/сут. в сводовой части залежи до 2-8 т/сут. на крыльях структуры. За 5 лет раз-

работки пластовое давление снизилось в 2 раза. Была организована система заводнения

через центральный нагнетательный ряд. В первый момент обводненность по некоторым

добывающим скважинам стала быстро расти, однако затем, несмотря на сохранение

объема отбираемой жидкости и закачки воды, темп обводнения замедлился, а в даль-

нейшем стал резко уменьшаться. Проведенными исследованиями было установлено, что

такая динамика обводнения объясняется выпадением в пласте из воды сульфата кальция

(гипса) и его осаждением в системе трещин. Это способствовало повышению охвата

пласта заводнением и увеличению нефтеотдачи.

276

Низкопроницаемые карбонатные коллекторы также широко распространены

на месторождениях США и Канады. Залежи нефти преимущественно массивные со

слоистой и зональной неоднородностью коллекторов. Пористость в среднем состав-

ляет 11,4%. Проницаемость по керну – 21,5 мкм

. Залежи разбуривались по квадрат-

ной сетке скважин с плотностью 8-32 га/скв. На начальной стадии, до извлечения 5-

11% балансовых запасов, залежи разрабатывались без поддержания пластового дав-

ления на режиме растворенного газа, конечная нефтеотдача при котором не превы-

шала 19%. В этот период для увеличения проницаемости карбонатные пласты под-

вергались интенсивным соляно-кислотным обработкам. Затем переходили на завод-

нение, предварительно уплотнив сетку скважин до 8-16 га/скв.

Процесс разработки карбонатных коллекторов сопровождается неравномер-

ным послойным обводнением и неполным охватом залежей воздействием. Для более

полного вовлечения запасов нефти в разработку применяют следующие мероприя-

тия: уплотнение сетки скважин, применение буровых растворов на нефтяной основе,

направленные кислотные обработки, бурение на депрессии, закачка в пласт метана,

углекислого газа и т.д. При этом конечная нефтеотдача может увеличиться до 0,5.

Залежь Тенслип месторождения Литтл-Буффало (США) приурочена к неодно-

родным трещинно-поровым коллекторам. Трещины в пласте имеют преимуществен-

но вертикальную направленность. Толщина продуктивных отложений составляет

14 м, пористость – 14%. Проницаемость по керну изменяется от 0 до 1150 мкм

. Глу-

бина залежи –1380 м. Начальное пластовое давление – 11,9 МПа. Газосодержание –

2,7 м

/м

. Вязкость нефти в пластовых условиях – 42 мПа·с. Содержание асфальте-

нов – 52% по весу. Залежь разбуривалась в две стадии. Вначале скважины были раз-

мещены сеткой с плотностью 16 га/скв. Разработка велась на водонапорном режиме.

Залежь эксплуатировалась длительное время медленными темпами. С 1966 г. прово-

дили уплотнение сетки скважин с 16 до 8 га/скв. В процессе эксплуатации отмеча-

лись прорывы воды в скважины по трещинам. Конечная нефтеотдача оценена рав-

ной 14-17%. Ввиду низкого ее значения на залежи проводили закачку газа и воды,

которая оказалась эффективной.

Закачка газа с водой проводилась также на нефтяном месторождении Гойт-

Корт (Чеченская республика) и Грачевском нефтяном месторождении в Башкирии.

Эффективна закачка газа с поддержанием режима смешивающегося вытеснения

(давление смешения с водой – 28 МПа). Этот метод был с успехом применен на ме-

сторождении Озек-Суат (Ставропольский край). Для разработки нефтяной залежи

этого месторождения в начальный период была применена система внутриконтурно-

го заводнения, после того как обводненность продукции достигла 94%, в пласт было

начато нагнетание газа с давлением, равным давлению смешивания. Закачка воды в

этот период также продолжалась. За счет применения водогазового воздействия уда-

лось стабилизировать добычу нефти и увеличить нефтеотдачу пласта на 5%.

Для карбонатных коллекторов характерны высокие скорости движения зака-

чиваемой и подошвенной воды, что связано с развитой системой трещин и каналов

растворения. Как горизонтальная, так и вертикальная трещиноватость играет при

этом определяющую роль.

Процесс разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах, как

правило, осложняется также высокой вязкостью нефти.

Со стороны геологического строения факторами, осложняющими процесс из-

влечения нефти, являются неоднородность и низкая проницаемость блоков матрицы.

С целью интенсификации процесса разработки залежей нефти в трещинно-

поровых коллекторах целесообразно использовать не только режим растворенного

277

газа, но и осуществлять внедрение технологий закачки углеводородного газа, диок-

сида углерода, не исключая при этом и традиционное заводнение.

Уже имея положительный опыт разработки подобных залежей нефти, при про-

ектировании и внедрении различных технологий необходимо иметь в виду, что каж-

дый объект уникален как по геологическому строению, так и по составу пород и

флюидов. Процессы, протекающие внутри залежи в процессе эксплуатации, недос-

таточно изучены и непредсказуемы, поэтому необходим индивидуальный подход

как к залежи в целом, так и к ее отдельным частям.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Аширов К.Б., Гавура В.Е. О динамике обводнения и нефтеотдачи пластов А

Якуш-

кинского месторождения // Тр. ин-та «Гипровостокнефть». – М.: Недра, 1971. –

Вып. 15. – С. 192-208.

2. Аширов К.Б. Особенности заводнения неоднородных коллекторов нефти в условиях

образования гипса. // Нефтепромысловое дело, 1970. – №10. – С. 23-25.

3. Шевченко А.К., Еременко М.М. Особенности термозаводнения нефтяных пластов,

осложненных зонами палеорусел // Геология нефти и газа, 1992. – №12. – С. 15-19.

4. Бузинов С.Н., Трегуб С.И., Барков С.Л., Грунис Е.Б., Халимов Э.М., Плиско Г.П., Чер-

нова В.В. Увеличение эффективности разработки нефтяных месторождений путем за-

качки газа для хранения // Международная газовая конференция. – Токио, 2003. – 7 с.

УДК 622.276

РЕЗУЛЬТАТЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ШКАПОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В.Е. Титов, С.Н. Кантария, А.В. Титов, Д.В. Кузнецов

Проведен анализ вибросейсмического воздействия на продуктивные пласты Шкапов-

ского месторождения. Показана высокая эффективность метода при разработке

месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Приводятся результаты

применения метода в виде дополнительно добытой нефти.

На Шкаповском месторождении НГДУ «Аксаковнефть» проводилось вибросейс-

мическое воздействие (ВСВ) на пласты Д

и Д

с целью оценки результатов от этого ме-

роприятия. В течение 12 суток наземными вибраторами, расположенными в районе лик-

видированной нагнетательной скважины №759, генерировались низкочастотные (8÷35

Гц) упругие колебания, распространявшиеся по всей площади месторождения.

Основным являлся один вибратор. Однако интенсивность воздействия повы-

шалась в двух периодах по несколько минут одновременным использованием 4-х

вибраторов (80-тонное воздействие на грунт).

В течение 3-х последних суток в работе находилось 4 генератора по схеме

«два в режиме, два в простое». Контроль интенсивности сейсмосигналов осуществ-

лялся в пьезометрических скважинах №№221, 231, 298, находящихся на различном

расстоянии от источника сигналов. Из 195 добывающих скважин месторождения в

эксплуатации находилось 122 единицы на пласт Д

; 61 единица – на пласт Д

12 единиц на бобриковский горизонт, а под закачкой – 86 единиц.

Текущая обводненность составляла 96,1%; дебит нефти – 1101 т/сут; жидкости

– 28371 м

/сут.

Для оценки эффективности ВСВ было выделено 28 скважин (14% добывающе-

го фонда), так как по различным причинам на остальных реакция на воздействия не

регистрировалась.

Из 28 скважин в 21-ой (75%) произошло снижение обводненности продукции.

278

За 6 месяцев до ВСВ сумма дебитов по нефти в этих скважинах составляла

224,9 т/сут; обводненность – 93,2%. После ВСВ дебит нефти увеличился до

236 т/сут, а обводненность снизилась до 92,4%.

Дополнительная добыча нефти за 9 месяцев составила 22 тыс. т. Определяли

ее отдельно по каждой скважине.

Было установлено, что более чем у 50% скважин добывающего фонда после

ВСВ снизилась обводненность продукции.

Энергия сейсмосигналов на расстоянии 7 км от источника в 60 раз превышала

фоновые значения акустических шумов. Это свидетельствует об активном прохож-

дении упругих колебаний в пределах залежи.

Определенную сложность, связанную с неоднородностью коллектора, вызыва-

ет определение границы влияния ВСВ.

При сравнении результатов лабораторных анализов физико-химического со-

става нефти, взятой из скважин №№471 и 960, до и после проведения ВСВ, отмеча-

лось увеличение ее вязкости, плотности, а также содержание смол. Это указывает на

вовлечение в процесс разработки зон залежи с трудноизвлекаемыми вязкими смоли-

стыми нефтями, содержащими тяжелые фракции.

Эффект от вибросейсмовоздействия не ограничивался одним годом, а продол-

жался в течение 5 лет. За этот промежуток времени было дополнительно получено

154152 т нефти.

Целесообразность проведения ВСВ не вызывает сомнения, однако расширение

эксперимента требует проведения более глубоких и всесторонних исследований, в

первую очередь, в выборе объекта воздействия.

Необходима разработка критериев применимости метода, что позволит с

меньшими затратами получить максимальный эффект.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Мерзляков В.Ф. О результатах длительной разработки нефтяных месторождений в

юго-западном регионе Башкортостана ООО НГДУ «Аксаковнефть» при применении

передовых технологий МУН и стимуляции притока в реальном времени // Труды меж-

дународного технологического симпозиума «Интенсификация добычи нефти и газа»,

Москва, 26-28 марта 2003 г. – М.: РАГС при президенте РФ, 2003. – С. 453-462.

2. Халилов Э.М., Юсупов Р.М. Опыт интенсивной разработки южной зоны пласта Д

Шкаповского месторождения: Вопросы увеличения нефтеотдачи и интенсификации

разработки нефтяных месторождений Башкирии. – Уфа, 1965. – С. 80-85.

3. Утопленников В.К., Самигуллин Х.К., Рыскаль О.Е. Методика. Аппаратура и оборудо-

вание для исследования и освоения низкопроницаемых карбонатных коллекторов

нижней перми Западного Башкортостана // Тез. докл. международной геофизической

конференции и выставки, Санкт-Петербург, 10-13 июля 1995 г. – СПб., 1995.

УДК 622.276

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ

УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА ЗАЛЕЖАХ

С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ

В.Е. Титов, С.Н. Кантария, А.В. Титов, А.Ю. Соловьев

Проведен анализ эффективности применения различных технологий повышения неф-

теотдачи. Проанализированы геолого-физические и технологические условия приме-

279

нения химических реагентов и композиционных составов. Приводится технологиче-

ский эффект от применения технологий на нефтяных месторождениях.

В настоящее время существует множество технологий для разработки залежей

нефти, в частности, в карбонатных коллекторах, относящихся к категории трудноиз-

влекаемых, когда используются химические вещества.

Для повышения эффективности выработки запасов нефти из карбонатных кол-

лекторов успешно применяют физико-химические методы увеличения нефтеотдачи,

базирующиеся на широком использовании химических реагентов и их композиций.

На обводненных залежах, когда в продукции скважин присутствует значи-

тельное количество воды, перспективным является применение полимерно-

дисперсных систем (ПДС) на основе растворов частично гидролизованного полиак-

риламида (ПАА) и глинистой суспензии.

Сущность применяемой технологии заключается в том, что в промытые зоны

пластов чередующимися порциями закачивают низкоконцентрированный раствор

ПАА и глинистой суспензии. В результате действия полимера и адсорбции его на

стенках пор происходит осаждение глинистой суспензии с образованием устойчивой

против размыва массы, снижающей проницаемость пласта.

До и после проведения закачки выполняют комплекс исследований – определение

приемистости, снятие профиля приемистости, замер пластового давления по нагнета-

тельным скважинам, по реагирующим добывающим скважинам – замеры статического

и динамического уровней, определение обводненности и дебитов. Для анализа техноло-

гической эффективности используют результаты гидродинамических исследований.

Подсчет технологической эффективности проводят по методам Камбарова,

Сазонова, Пирвердяна, Назарова-Сипачева.

Закачку проводили порциями при давлении 60-110 атм: 250 м

раствора со

100 кг ПАА, затем 250 м

раствора глинистой суспензии, продавку в пласт осущест-

вляли пластовой водой. По реагирующим добывающим скважинам наблюдался рост

дебита нефти с 5,3 до обработки до 7,5 т/сут после обработки. Обводненность добы-

ваемой продукции снизилась с 73,6 до 69,8%.

Закачку ПДС проводили на Шкаповском месторождении, пласт Д

: в декабре

1988 г. – в скважину №272, в ноябре 1989 г. – в скважину №38, в августе 1990 г. – в сква-

жину №326. Дополнительная добыча нефти в 1992 г. составила 8515 т, в 1993 г. – 5274 т, в

1994 г. – 4957 т, итого по месторождению дополнительно добыто 21004 т нефти.

На Балкановском месторождении по пласту Д

закачку проводили в ноябре

1991 г. в скважину №208. Дополнительная добыча нефти в 1992 г. составила 2105 т,

в 1993 г. – 3358 т, в 1994 г. – 4382 т, в 1995 г. – 2480 т, итого по месторождению до-

полнительная добыча нефти составила 12325 т.

На Сатаевском месторождении закачку ПДС проводили по пласту Д

в октябре

1987 г. в скважину №256, в ноябре 1987 г. – в скважины №№252, 246. В 1992 г. до-

полнительная добыча составила 2473 т, в 1993 г. – 999 т нефти. Итого по месторож-

дению дополнительно добыто 3472 т нефти.

Всего за счет ПДС с 1992 по 1995 гг. дополнительно добыто 34543 т нефти.

Промышленный эксперимент полимерного заводнения на Сосновском место-

рождении осуществлялся на объекте, объединяющем пласты А

башкирского яруса и

верейского горизонта с 1976 по 1986 гг. Внедрение полимерного воздействия бы-

ло начато на ранней стадии разработки объекта. На начало процесса полимерного

воздействия степень выработки извлекаемых запасов нефти объекта составляла

31,8%, обводненность добываемой продукции – 26%, нефтеотдачи – 10,9%.

Сущность технологии заключалась в создании полимерной оторочки путем за-

качки раствора полимера концентрацией 0,05% и затем проталкивание ее пресной

артезианской водой, которая использовалась для заводнения объектов.

280

Исходя из возможности обеспечения процесса реагентом, был разработан ва-

риант с закачкой раствора полиакриламида ПАА вначале в центральный разрезаю-

щий ряд, а затем, по мере увеличения поставок реагента – в остальные нагнетатель-

ные скважины объекта.

С июня 1976 г. осуществлялась закачка раствора полимера на основе товарно-

го продукта в виде 8% геля в скв. №№75, 76, 77, 78, 150 и 151 разрезающего ряда.

Однако в связи недостаточными объемами поставок полимера фактическая кон-

центрация его в растворе составила всего 0,011%, т.е. оказалась значительно ниже оп-

тимальной (0,05%). Было закачано 277,1 тыс. м

раствора, израсходовано – 28,8 т ПАА.

Поэтому в ноябре 1976 г. закачка раствора в разрезающий ряд была прекращена, а с

февраля 1977 г. было организовано очаговое полимерное заводнение на южном поле

через одну, ранее добывающую, скв. №92. Закачка раствора ПАА на основе геля в очаг

скв. №92 продолжалась до июня 1978 г., когда был получен порошкообразный полимер

японского производства в количестве, достаточном для осуществления процесса в пол-

ном объеме по всему месторождению. За этот период в скв. №92 было закачано 230,7

тыс. м

раствора полимера со средней концентрацией 0,055%.

Эффективность проведенной закачки по очагу оценивалась по динамике обводне-

ния окружающих добывающих скважин. Ежемесячный прирост в добыче нефти по сква-

жинам за счет полимерного заводнения определялся как произведение дебита жидкости

на разность в долях нефти фактической и прогнозируемой характеристик вытеснения.

Дополнительная добыча нефти по очагу за период с февраля 1977 г. по июнь

1978 г. составила 20 тыс. т, полученная эффективность является суммарной от оча-

гового заводнения и от закачки раствора полимера.

В полном объеме процесс был начат в июне 1978 г., когда к закачке были под-

ключены нагнетательные скв. №№312, 75, 76, 77, 150, 78, 151, 91. В марте 1979 г. к

закачке полимерного раствора была подключена скв. №94, в ноябре 1978 г. –

скв. №324 и скв. №99. За весь срок нагнетания полимерного раствора (1976-1986 гг.)

в целом по объекту закачано 22% от объема пор, первоначально насыщенных неф-

тью, при средней концентрации полимера в растворе, равной 0,057%. Всего было

израсходовано 3,096 тыс. т полимера.

Технологическая эффективность воздействия в целом по объекту определялась

с помощью метода характеристик вытеснения.

Технологическая эффективность от загущения закачиваемой воды прослежи-

валась, постепенно снижаясь, до 1989 года (т.е. 3 года после окончания закачки ото-

рочки), а суммарная величина дополнительной добычи нефти оценивается равной

592 тыс. т, что составляет 2,4% балансовых запасов. Однако удельная эффектив-

ность оказалась весьма посредственной – на уровне 190 т дополнительной нефти на

тонну израсходованного полимера, т.е. на уровне, который даже в то время находил-

ся на грани рентабельности процесса.

Существенное негативное влияние на уровень технологической эффективно-

сти оказала закачка после полимерной оторочки сточной высокоминерализованной

воды с большим содержанием сероводорода, что способствовало ускоренному раз-

рушению оторочки и соответственно снижению эффективности. В результате закач-

ки сточной высокоминерализованной воды с содержанием сероводорода, в 100 раз

превышающем предельно-допустимые значения, происходит ускоренное разруше-

ние полимерной оторочки в первую очередь в трещинах и высокопроницаемых про-

пластках. В результате сопротивление в высокопроницаемых слоях, созданное по-

лимерной оторочкой, падает, закачиваемая вода устремляется в эти пропластки, об-

ходя низкопроницаемые слои.

281

В целях более эффективной выработки запасов нефти на объекте с 1998 года произ-

водились закачки в нагнетательные скважины так называемых «большеобъемных гелеобра-

зующих составов» (БГС) – по своей сути с точки зрения химических составов являющихся

аналогами ГОС, но закачиваемых в существенно больших (до 3000 м

на скв.) объемах.

Технология предусматривала использование медленно сшивающихся компо-

зиций «полимер-сшиватель», которые способны проникать вглубь пласта на значи-

тельные расстояния и, следовательно, эффективно регулировать распределение по-

токов в пластах даже при наличии гидродинамической связи между ними.

На начало закачки гелеобразующих композиций по объекту, включающему неф-

тяные залежи пластов А

+ А

,степень выработки извлекаемых запасов нефти составля-

ла почти 87%, обводненность добываемой продукции – 86,2%, нефтеотдача – 29,6%.

Использовался в основном импортный полиакриламид (ПАА) марки Accotrol

S 622, в качестве сшивающего агента использовались хромокалиевые квасцы (ХКК);

средняя концентрация указанных реагентов в композиции составляла соответствен-

но 0,1 и 0,01%. В среднем за один цикл в скважину закачивали по пластам А

+ А

9100 м³ композиции.

Эффективность технологии в целом по объектам разработки выразилась в ста-

билизации обводненности добываемой продукции, а также в стабилизации и некото-

ром увеличении годовых отборов нефти.

Оценка технологической эффективности полимерного воздействия производи-

лась методом характеристик вытеснения.

Реакция окружающих добывающих скважин, как правило, выявлялась в тече-

ние одного месяца после окончания нагнетания полимерной композиции в нагнета-

тельную скважину. Основными показателями положительной реакции добывающей

скважины являлись снижение обводненности добываемой продукции, увеличение

дебита по нефти, а также снижение дебита по жидкости.

Технология воздействия на ПЗП нагнетательных скважин водным щелочным

раствором композиции на основе отходов производства синтетического глицерина

применяется для повышения эффективности заводнения. Полиглицерин улучшает

нефтеотмывающие свойства закачиваемой воды и повышает охват пласта заводне-

нием. В результате применения технологии происходит удаление АСПО, солеотло-

жений, регулирование проницаемости. В добывающих скважинах обеспечивается

изоляция водонасыщенных пропластков.

Закачку полиглицерина проводили на Шкаповском месторождении по пласту

в ноябре 1993 г. в скважину №56812 и в декабре 1993 г. – в скважину №291. Тех-

нологическая эффективность от закачки составила: в 1994 г. – 3997 т, в 1995 г. –

6625 т, в 1996 г. – 4743 т нефти.

Дополнительно было добыто 15365 т нефти.

На Шкаповском и Раевском месторождениях в 1994 году проводилась закачка

алюмохлорида. Хлористый алюминий при взаимодействии с карбонатами играет

роль растворителя, а при взаимодействии со сточной водой образует осадки и гели.

Закачку проводили в скважины №№955, 1021, 1053 Шкаповского месторож-

дения. За 1995-1996 гг. в результате применения реагента было дополнительно по-

лучено 8084 т нефти.

На Раевском месторождении в сентябре-октябре 1994 года алюмохлорид зака-

чивался в скважину №20, а дополнительная добыча нефти была получена в конце

1995 г. и составила 2017 т.

На месторождениях НГДУ «Аксаковнефть» алюмохлорид закачивали также

вместе с силином, гивпаном, NaOH и HCl.

282

Закачку алюмохлорида и гивпана проводили на Раевском месторождении в

пласт Д

в скважину №345 (2 м

гивпана и 8 м

алюмохлорида) и в скважины

№№362, 358, (0,9 м

гивпана и 9 м

алюмохлорида). За 1995-1996 гг. в результате

воздействия композицией было дополнительно добыто 267 т нефти.

Гивпан + алюмохлорид закачивали в пласт Д

в скважину №217 Баклановского

месторождения (1 м

гивпана и 9 м

алюмохлорида). Дополнительная добыча нефти

за 1995 и 1996 гг. составила 4450 т.

Совместная закачка HCl и алюмохлорида на Городецкой площади Знаменско-

го месторождения в скважину №385 обеспечила получение 27 т нефти дополнительно.

За счет совместной закачки алюмохлорида с жидким стеклом в скважину

№320 Знаменского месторождения дополнительно было добыто 32 т нефти.

В сочетании со щелочью (NaOH) алюмохлорид закачивали на Раевском

(скв. №№20, 94) и на Белебеевском (скв. №№382, 396) месторождениях. Дополни-

тельно было получено соответственно 186 и 742 т нефти.

Несмотря на полученный эффект от внедрения вышеперечисленных меро-

приятий, необходимо предварительно оценить по критериям применимости индиви-

дуально каждый потенциальный объем, рекомендуемый для реализации предлагае-

мой технологии.

Неправильно выбранный объем может полностью дискредитировать даже

весьма эффективную технологию.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Бакаев Г.А., Перунов В.П., Шашель А.Г. Результаты многолетнего применения полимерных

гелей (ВУС – вязко-упругие составы) для повышения эффективности разработки месторож-

дений ОАО «Самаранефтегаз». Труды института «Гипровостокнефть», 1998, Самара.

2. Городнов В.П., Перунов В.П., Пилов А.А., Шведов И.А., Шеффер А.З. Применение

физико-химического воздействия с целью интенсификации разработки и повышения

нефтеотдачи пластов в объединении «Куйбышевнефть». – М., 1988.

3. Мерзляков В.Ф., Носачев А.А. Опыт применения физико-химических методов увеличения

нефтеотдачи в НГДУ «Аксаковнефть» // Сборные материалы Республиканской конферен-

ции «Современные проблемы естествознания на стыках наук». – Уфа, 1998. – С. 48-50.

4. Халилов Э.М., Юсупов Р.М. Опыт интенсивной разработки южной зоны пласта Д

Шкаповского месторождения: Вопросы увеличения нефтеотдачи и интенсификации

разработки нефтяных месторождений Башкирии. – Уфа, 1965. – С. 80-85.

УДК 622.276

ОПЕРАТИВНЫЙ РАСЧЁТ И СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГРП

В.Е. Ханжина, В.А. Ольховская, С.Н. Кантария

Приведены результаты расчёта технологических параметров ГРП по методике

Ю.П. Желтова для условий реальной скважины Красноленинского месторождения. Рас-

смотрена целесообразность корректировки расчёта потерь давления в трубах на основе

уточнения гидравлических сопротивлений для турбулентного режима течения жидкости.

Отмечена сопоставимость расчётных и фактических показателей ГРП, отсутствие су-

щественных расхождений с результатами трёхмерного имитационного моделирования.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – технологический процесс увеличения

проницаемости призабойной и удалённой от скважины зон путём расширения есте-

ственных трещин пласта или создания новых.

283

Впервые метод гидроразрыва пласта был применен в 1947 году в Канзасе. Вслед за

пиком применения в середине 50-х годов и дальнейшим значительным распространением

в середине 80-х годов ГРП превратился в основную технологию стимуляции скважин.

В отечественной нефтедобыче ГРП начали внедрять с 1952 г. Общее число

операций в СССР в пиковый период 1958-1962 гг. превышало 1500 в год.

На сегодняшний день гидроразрыв пласта, применяемый совместно с поддер-

жанием пластового давления на Красноленинском месторождении ОАО «ТНК-

Нягань», является одним из основных способов разработки данного месторождения.

Технология ГРП в первую очередь основана на знании механизма возникнове-

ния и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и

оптимизировать её параметры. В связи с этим ведутся многочисленные исследова-

ния в области математического моделирования с применением ЭВМ. Наиболее рас-

пространены следующие промышленные симуляторы гидроразрыва: MFrac, Frac-

CADE, FracPro, TerraFrac, StimPlan. Для ОАО «ТНК-Нягань» применяется 3-мерный

симулятор гидроразрыва MFrac, разработанный фирмой Meyer&Associates.

С помощью трёхмерного имитационного моделирования были рассчитаны

прогнозные параметры ГРП и трещины разрыва по скважине 376 Ем-Еговской пло-

щади рассматриваемого месторождения. ГРП был осуществлён 13 января 2009 года.

Перед основным ГРП проводился MiniFrac (см. рисунок), в результате которого фак-

тическое давление разрыва было зафиксировано на уровне 12 МПа.

Динамика технологических параметров при проведении MiniFrac

Не подлежит сомнению тот факт, что использование коммерческих симулято-

ров и процедур численного математического моделирования повышает качество

проектирования работ по ГРП. Однако выполняемые расчёты, как правило, требуют

больших затрат машинного времени и часто идут вразрез с возможностями компью-

терной техники. Кроме того, на результатах прогноза могут существенно сказаться

отсутствие необходимой информации, недостаточная степень детализации или не-

точные сведения о пласте. Расхождение проектных и фактических давлений может

наблюдаться из-за нарушения геометрии трещины в процессе её создания (переори-

284

ентации, извилистости, развития в нескольких плоскостях и т.п.), что на стадии про-

ектирования практически невозможно учесть.

Поэтому в ходе инженерного сопровождения работ по ГРП не исключается

применение достаточно простых методов, позволяющих оперативно оценивать по-

тери давления в трубах и рассчитывать технологические параметры процесса, обес-

печивающие заданную геометрию трещины. На примере скважины №376 рассмот-

рены возможности отечественной методики, предложенной Ю.П. Желтовым, для

которой достаточно использовать исходные данные, представленные в табл. 1.

Таблица 1

Исходные данные для расчёта

Параметр

Обознач

ние

Зн

чение

Ед. измер

ния

Глубина скважины

1690

Пластовое давление

пл

13,0

МПа

скрытая толщина пласта

15,4

Внутренний диаметр НКТ

0,076

Модуль упругости пород

1,23

Па

Коэффициент Пуассона

0,2

ед

Средняя плотность пород над продукти

в-

ным горизонтом

2100

кг/м

Плотность жидкости разрыва

1030

кг/м

Вязкость ж

идкости разрыва

0,1

Па

Средняя концентрация проппанта в 1 м

жидкости

503

кг/м

Плотность проппанта

2900

кг/м

Темп закачки

2,52

/мин

В качестве агента разрыва, одновременно предназначенного для доставки закреп-

ляющего материала в пласт, использовалась гелированная жидкость на водной основе с

различными модифицирующими добавками. Для закрепления трещины в пласт факти-

чески было закачано М=30,0 т проппанта. Пористость проппантной набивки m=0,25.

С целью определения давления, которое необходимо создать на устье скважи-

ны для инициации трещины, рассчитывались потери давления на трение, возникаю-

щие при движении жидкости разрыва по трубам. Предварительно были найдены

вспомогательные параметры:

- число Рейнольдса

7251

1,0076,014,3

1030042,04

Re =

××

;

- коэффициент гидравлического сопротивления

0088,0

7251

===

Поскольку Re=7251>2320, режим течения жидкости турбулентный, и при рас-

чёте потерь давления на трение в формулу вводился повышающий числовой коэф-

фициент 1,52.

Расчётные потери давления на трение в трубах составили