Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении
2) Литологическая неоднородность, характеризующаяся коэффициентами песчанистости, расчлененности, анизотропии. Большой эффект получается при воздействии на однородный пласт с низким коэффициентом анизотропии по проницаемости.
3) Физические свойства пласта (пористость, проницаемость). Эффект будет положительным в пластах с низкими фильтрационными характеристиками, так как при высоких данных характеристиках нет смысла проводить ГРП.
4) Наличие газовой шапки и подошвенной воды. При их близости ставится под сомнение успешность ГРП. Известно также, что во избежание прорыва воды не рекомендуется осуществление ГРП в случаях, когда раздел между продуктивным и водоносным горизонтами менее 10 м.
5) Толщина продуктивного пласта. Для направленного ГРП необходимо пласт отпакеровать двумя пакерами. Поэтому достаточно проблематично осуществление данного процесса в пластах мощностью менее 2 м.
6) Глубина залегания пласта, а точнее величина пластового давления.
7) Степень закольматированности призабойной зоны пласта. В отдельных случаях невозможно провести иные ГТМ по повышению продуктивности, кроме ГРП.
8) Степень обводненности продукции скважин, которая характеризует равномерность дренирования эффективной толщины пласта. При наличии в продуктивной толщине высоко обводненных пропластков эффективность ГРП низка.
9) Темп закачки и давление обработки иногда ограничивают, в зависимости от градиента разрыва пласта и возможностей устьевого оборудования.
10) Жидкость разрыва оказывает сильное влияние на распределении и закачивание расклинивающих агентов и на общую эффективность воздействия на пласт. Высоковязкая жидкость создает более широкую трещину и лучше транспортирует расклинивающие агенты, но при ее закачивании возникает более высокое давление, которое создает предпосылки для нежелательного роста трещины по вертикали.
11) Объем жидкости разрыва. От параметра зависит длина и раскрытость трещины.
12) Качество расклинивающего агента. Прочность расклинивающего агента должна быть достаточной, чтобы не быть раздавленной массой вышележащей толщи горных пород и, в то же время, зернистые материалы не должны вдавливаться в поверхность трещины. Не допускается широкий разброс по фракционному составу. Считается, что с увеличением размера частиц увеличивается гидропроводность трещины, а с уменьшением их размера повышается транспортирующая способность жидкости-песконосителя.
13) Концентрация расклинивающего агента. Содержание песка либо другого агента определяется удерживающей способностью жидкости-песконосителя. При малом содержании агента имеем возможность того, что трещина полностью не заполнится, а при большом появляется возможность образования песчаной пробки.
14) Объем продавочной жидкости. Он определяет конечную глубину проникновения расклиненной трещины и ее проводимость.
Все эти факторы можно разделить на геологические (исходная информация) - факторы не поддающиеся корректировке и технологические, которые можно регулировать, используя промысловый опыт.
Проведенные исследования на месторождениях выявили стимулирующее воздействие ГРП в добывающей скважине на режимы работы соседних скважин, что противоречит результатам расчетов в рамках большинства существующих моделей. /2/.
Дополнительная добыча нефти от проведения ГРП в нагнетательных скважинах на 30% выше, чем в добывающих. Это обусловлено более сильным влиянием достигаемого в результате ГРП увеличения дебита нагнетательной скважины на режим дренирования участка при равных с добывающими скважинами кратностях прироста продуктивности.
При выполнении ГРП по традиционной технологии происходит проникновение трещины вглубь экранов, а при небольшой толщине экранов в кровле или подошве пласта - нарушение их герметичности. В последующем при эксплуатации скважин это приводит к прорыву воды или газа по трещине на забой и уменьшению дебитов.
Расчёт параметров закачки производится инженерной службой организации, которая производит гидроразрыв, после получения исходных параметров по скважине от геологической службы НГДУ.
Вертикальная составляющая горного давления:
Ргв = п*g*L , (2.4)
Горизонтальная составляющая горного давления
Ргг=Ргв*/(1-) ,(2.5)
Давление на забое
, (2.6)
Длина трещины
, (2.7)
Раскрытость трещины
W=4*(1-V2)*1*(Рзаб - Рг)/Е, (2.8)
Объемная доля проппанта в смеси
, (2.9)
Вязкость жидкости - песконосителя
ж = *ехр(3,18*n0) ,(2.10)
Остаточная ширина трещины
W1 =W* n0/(1-m) ,(2.11)
Проницаемость трещины
, (2.12)
Средняя проницаемость в призабойной зоне при вертикальной трещине
Kтс - коэффициент технического состояния агрегата. /3/.
2.6.1. Расчёт прогнозируемых показателей после проведения гидраразрыва пласта
Технологическая эффективность ГРП определяется по увеличению продуктивности скважины. Продуктивность скважины с трещиной зависит от размеров трещины и проницаемости песка в трещине.
Проницаемость песка зависит от его минералогического и фракционного состава, а также от эффективного давления. Увеличение продуктивности скважины после гидроразрыва оценивается по формуле:
Применив эти формулы оценки и принимая во внимание, что процент обводненности продукции скважины мы оставляем как и до гидроразрыва, мы получили увеличение продуктивности по 10 скважинам в среднем в 3,5 раза. Мы не учли еще тот факт, что при ранее проводимых операциях по гидроразрыву пласта обводненность продукции значительно снижалась, тем самым мы можем получить ещё больший эффект. Прогнозируемые дебиты по скважинам представлены в табл. 13.
Таблица 13
Дополнительная добыча после ГРП.
Скважи-на
Текущий
Планируемый
2007г.
2008г.
2009г.
Qж
Qн
%
Qж
Qн
%
Qж
Qн
%
Qж
Qн
%
4006
12,0
4,7
56,0
24
10,6
56
23
10,0
56
21
9,0
56
4025
7,4
3,0
54,0
27
12,6
54
26
11,8
54
23
10,7
54
2806
12,5
4,9
56,0
34
14,8
56
32
13,9
56
29
12,5
56
4002
9,0
7,1
11,4
17
15,4
11
16
14,5
11
15
13,0
11
2805
7,5
3,2
52,7
17
7,9
53
16
7,4
53
14
6,7
53
2792
31,4
12,0
57,0
50
21,7
57
47
20,4
57
43
18,4
57
2758
13,6
5,0
58,4
44
18,4
58
41
17,3
58
37
15,6
58
2814
52,0
23,5
49,2
76
38,8
49
71
36,5
49
64
32,8
49
3786
14,8
4,3
67,4
28
9,2
67
26
8,6
67
24
7,8
67
2817
37,7
18,4
45,1
63
34,6
45
59
32,5
45
53
29,3
45
Итого прирост нефти
35734
31704
25391
всего
92 828
1.7. Сравнение текущих и прогнозируемых показателей до и после проведения гидроразрыва пласта
Итог проведения гидравлического разрыва пласта на предложенных десяти скважинах и влияние проекта на разработку представлен в табл. 14.
Таблица 14
Сравнение текущих и прогнозируемых показателей
разработки до и после ГРП (визейский объект)
Показатели
Текущие показатели
2004 год
2005 год
2006 год
Фактические
Фактические
Фактические
Добыча нефти всего,
тыс. т
399,7
452,7
431,2
Накопленная добыча нефти, тыс.т
20927,7
21380,4
21811,7
Отбор от НИЗ, %
73,9
75,5
77,1
Обводненность среднегодовая по (массе), %
83,2
82,8
84,6
Добыча жидкости всего, тыс. т/год
2381,0
2637,2
2805,2
Закачка рабочего агента, тыс. м?
2402,9
2662,8
2862,1
Фонд действующих добывающих скважин
229
214
222
Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сут
по нефти
4,8
5,6
5,9
по жидкости
28,3
32,5
38,1
Показатели
Прогнозируемые показатели
2007 год
2007 год
2007 год
проект
без ГРП
проект
без ГРП
проект
без ГРП
проект
без ГРП
проект
без ГРП
проект
без ГРП
Добыча нефти всего,
тыс. т
408,2
408,2
408,2
408,2
408,2
408,2
Накопленная добыча нефти, тыс.т
22219,8
22219,8
22219,8
22219,8
22219,8
22219,8
Отбор от НИЗ, %
78,5
78,5
78,5
78,5
78,5
78,5
Обводненность среднегодовая по (массе), %
86,1
86,1
86,1
86,1
86,1
86,1
Добыча жидкости всего, тыс. т/год
2936,4
2936,4
2936,4
2936,4
2936,4
2936,4
Закачка рабочего агента, тыс. м?
2980,5
2980,5
2980,5
2980,5
2980,5
2980,5
Фонд действующих добывающих скважин
222
222
222
222
222
222
Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сут