CC BY
45Заключение
Дешифрирование спутниковых снимков с целью выявления линейных облачных аномалий над активизировавшимися в этот период разломами на территории, включающей Чёрное море, сопровождавшимися цунами и землетрясениями, подтвердил его обусловленность сейсмотектоническим процессом без предшествующего землетрясения.
Изучение лито-атмосферных связей методами спутниковой метеорологии и использование этих результатов в сейсмологии позволяет получить качественно новые сведения о состоянии литосферы, которые не могли быть достигнуты другими средствами.
Список литературы
1. Кондратьев К.Я. Спутниковый мониторинг природных и антропогенных катастроф // Исслед. Земли из космоса. 1996. Вып. 3. С. 68-78.
2. Морозова Л.И. Облачные индикаторы геодинамики земной коры // Физика Земли. 1993. № 10. С. 108-112.
3. Морозова Л.И. Атмосферные индикаторы землетрясений Ближнего Востока // Исслед. Земли из космоса. 1993. № 6. С. 81-83.
4. Морозова Л.И. Особенности проявления лито-ат-мосферных связей в периоды сильных землетрясений Азии // Физика Земли. 1997. № 5. С. 63 - 68.
5. Морозова Л.И. Облачные предвестники землетрясения в Турции 23 октября 2012 г // НТР. 2011. Т. 90. № 4. С. 38-48.
6. Морозова Л.И. Предвестники сильных землетрясений Охотоморской плиты на спутниковых снимках // Вестник ОНЗ РАН, т. 7, NZ1002, doi: 10.2205 /2015NZ000124, 2015
7. http://onznews.wdcb.ru /publications/v07 /2015N Z000124/2015NZ000124.pdf
8. Morozova L.I. Crustal geodynamic activity: manifestations in cloud fields // Russian Geology and Geophysics 53 (2012) 416-423.
9. Pulinets, S.A., L.I.Morozova, I.A.Yudin (2014). Synchronization of atmospheric indicators at the last stage of earthquake preparation cycle, Research in Geophysics, 4:4898, 45-50.R
ГИДРОРАЗРЫВ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ НА ПОЗДНЕЙ
СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
Шибанов Иван Олегович
кандидат экон.наук, заместитель генерального директора по персоналу ПАО «Белкамнефть», г.Ижевск
Натаров Андрей Леонидович начальник отдела гидродинамического моделирования ПАО «Белкамнефть», г.Ижевск
Борхович Сергей Юрьевич
кандидат техн.наук, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Институт нефти и газа им.М.С.Гуцериева, Удмуртский Государственный
Университет, г.Ижевск
FRACTURING OF MATURE HIGH-PERMEABILITY RESERVOIR
Shibanov Ivan Olegovich, Candidate of Economic Sciences, Deputy CEO in Human Resources, JSO «Belkamneft», Izhevsk Natarov Andrey Leonidovich, Head of the hydrodynamic modeling, JSO «Belkamneft», Izhevsk
Borhovich Sergey Urjevich, Candidate of Technical Sciences, Head of Department, «Development and exploitation of oil and gas fields», Oil and Gas Institute im.M.S.Gutserieva, Udmurt State University, Izhevsk АННОТАЦИЯ
Применение гидравлического разрыва пласта в условиях высокопроницаемых коллекторов с осложненными геолого-физическими характ ерист иками ABSTRACT
Fracturing of high-permeability reservoirs with complicated geological and natural characteristics Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи, повышение продуктивности пластов, гидроразрыв пласта
Keywords: enhanced oil recovery, reservoirs productivity increasing, fracturing of reservoir
Нефтяные месторождения Удмуртии имеют сложное геологическое строение.
К осложняющим геолого-физическим особенностям относятся: сильная геолого-литологическая расчлененность коллекторов, многопластовые залежи, наличие газовых шапок, низкое газосодержание в нефтях, значительное присутствие в них смол и парафина. Основные месторождения Удмуртии находятся на поздней стадии
разработки, характеризующейся значительной выработкой запасов, высокой обводненностью добываемой продукции и падающей добычей.
Одной из основных задач разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является эффективное извлечение запасов - достижение максимальной продуктивности скважин и коэффициента извлечения нефти (КИН) пласта при минимальных капитальных вложениях и затра-
тах на эксплуатацию скважин [1]. Решение задачи осложняется низким качеством и ограниченностью достоверной информации, особенно на «старых» месторождениях. Принятые решения в начале разработки при проектировании, нуждаются в оптимизации по результатам фактической работы пласта при выбранной системе разработки. Основным инструментом повышения эффективности разработки месторождения являются геолого-технологические мероприятия (ГТМ). Только эффективное планирование ГТМ даёт возможность достижения поставленной задачи по повышению добычи нефти из залежи.
По скважинный (точечный) подход к анализу эффективности разработки, а также оценке потенциала увеличения добычи нефти, не может обеспечить эффективное вовлечение запасов месторождения в разработку и увеличить добычу нефти из пласта. Поэтому, необходим комплексный подход по подбору и оценке эффективности ГТМ, инженерных методов расчёта и прогнозирования.
На месторождениях Удмуртии ежегодно проводятся сотни геолого-технологических мероприятий. Накоплен многолетний опыт проведения различных видов ГТМ и применяемых технологий. Несмотря на значительные материальные и трудовые затраты на проведение ГТМ, последние далеко не всегда имеют положительный эффект.
Проводимый анализ эффективности ГТМ на месторождениях Удмуртии определяет эффективные и неэффективные виды ГТМ в зависимости от условий их применения. В качестве факторов, влияющих на эффективность ГТМ, принимались технологические показатели скважин перед проведением ГТМ (обводненность, дебит жидкости, выработка запасов, темп снижения добычи нефти), геолого-физические показатели области дренирования (проницаемость, пористость, неоднородность пласта и д.р.) и свойства добываемых флюидов.
Для интенсификации добычи нефти в дочерней компании ОАО «НК «Нефтиса» в Удмуртии стали применять гидроразрыв пласта (ГРП) на Арланском месторождении Вятской площади, находящееся на четвертой стадии разработки.
Терригенные коллектора (ТТНК) Вятской площади имеют высокую проницаемость 0,887 мкм2. Пластовое давление снижается, степень выработки запасов более 90%. Продуктивные пласты С-11, С-III, С-1У, С-М. Нефти ТТНК повышенной вязкости - 24,1 мПа*с.
Кандидаты для
С совершенствованием технологии гидроразрыва, появляются технологии гидроразрыва высокопроницаемых пластов.
На сегодняшний день такой гидроразрыв получил дальнейшее распространение и стал предпочтительным типом освоения для всех типов скважин в Соединенных Штатах (Источник: БсЫитЬе^ег).
Считается общепринятым фактом, что гидроразрыв пласта дает положительную эффективность в большинстве скважин. Даже вблизи контактов с водой или газом, которые считались «смертью» для ГРП, высокопроницаемый ГРП теперь находит применение. В США высокопроницаемый ГРП является преобладающим инструментом оптимизации освоения скважин и добычи. В настоящее время он считается одним из самых крупных последних достижений в области нефтедобычи [2].
Имеются препятствия на пути применения гидроразрыва пласта:
1. Широко распространенное заблуждение, что этот процесс предназначен только для коллекторов с низкой проницаемостью, ускоряет окончательное обводнение скважины, увеличивает обводненность продукта или же приводит к появлению перетоков, и т.д.. В США гидроразрыв в коллекторах с проницаемостью в несколько сотен миллидарси является повседневной практикой.
2. Есть представление о том, что гидроразрыв высокопроницаемых пластов применяется только для таких коллекторов, в которых необходимо бороться с выносом песка. Это явно не так, и в настоящее время гидроразрыв в коллекторах с проницаемостью в несколько сотен миллидарси является повседневной практикой.
3. Если работы по ГРП производятся редко, от случая к случаю, то ГРП становятся дорогими, так что затраты не могут оправдать себя даже при значительном приросте добычи. Гидроразрыв - это крупная операция с очень большим комплектом оборудования, сложная и требующая больших объемов флюидов и проппантов, а также значительных затрат квалифицированного инженерного труда и вспомогательных трудозатрат, с высокими требованиями к организации работ.
Учитываю сложность коллекторов, высокообвод-ненный фонд Арланского месторождения и стоимость проводимых работ необходимо проводить тщательный подбор скважин для проведения ГРП.
Таблица 1
проведения ГРП
№ п/п Скважина Месторождение Пластовое давление по ГДИ Начальный скин-фактор по ГДИ
1 8785 Арланское 89 4,2
2 8600 Арланское 92 6,1
3 6590 Арланское 112 6,1
4 6662 Арланское ГДИ не проводилось
Основными критериями подбора скважин для проведения ГРП являлись - наличие невыработанных остаточных запасов нефти, высокое пластовое давление, об-
водненность менее 50%, расстояние от продуктивных пластов до водоносного пласта более 8м, наличие закачки в продуктивные пласты, прогнозируемый прирост
добычи нефти более 7 т/сут, проведение гидродинамических исследований (ГДИ).
По скважинам произведены дизайны ГРП - геометрия трещин, расчеты по давлению закачки, объемы рабочих жидкостей, время проведения операций.
Первая очередь выполненных ГРП (таблица 1) в апреле 2015 года на Вятской площади показала положительные результаты.
Анализ эффективности проведенных ГРП по всем 4 скважинам доказывает технологическую и экономическую эффективность (рис.1).
Срок окупаемости по скважинам составил 5 месяцев, NPV - более 28 млн.руб., Р1 - 29,6.
8785 8600 6590 6662
.Прирост, т/сут ^Масса проппанта, кг - -Прирост на тонну пропанта, т/сут Рис.1. Технологическая эффективность ГРП
Построение корреляционных схем позволяет про- от нагнетательных скважин, и планировать создание тре-анализировать вскрытые интервалы перфорации и согла- щины в необходимом интервале (рис.3). сованность с соседними скважинами на предмет влияния
Рис.2. Фрагмент карты разработки по ТТНК Вятской Площади
Рис.3. Планшет ГИС по скважине 8785
Анализ карты эффективных нефтенасыщенных тол-
По картам остаточных запасов нефти, из гидроди-
щин позволяет видеть распространение коллектора намической модели, определяем зоны повышенной кон-
(рис.4).
центрации запасов нефти (рис.5).
Итого:
Рис.4. Фрагмент карты эффективных нефтенасыщенных толщин по скважине 8785
Рис.5. Фрагмент карты остаточных запасов нефти на основе гидродинамической модели ТТНК Вятской площади
Необходимым условием для каждой скважины является проведение исследований - оценка профиля притока, АКЦ, замеры пластового давления, оценка скин-фактора (рис.6).
Выполненный дизайн ГРП моделирует геометрию трещины в пласте, рассчитываются рабочие давления и расход пропанта (рис.7).
Рис.6. Оценка профиля притока и АКЦ по скважине 8785
Рис.7. Модель трещины по скважине 8785
ч добыча, т/сут—обводи £нностъ,
Рис.8. Параметры работы после ГРП по скважине 8785
С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений. Поэтому, необходимо точно спрогнозировать изменение
Эффективность ГГ
прироста дебита во времени после проведения ГРП (рис.8).
Прирост дебита нефти, определяется как разница между остановочным дебитом и дебитом после проведения ГРП (таблица 2).
Таблица 2
по скважине 8785
Параметры Эффект
дата Qw, мЗ/сут % Он, т/сут Нд, м Рзаб по ТМС, атм F, ГЦ мех. прим., мг/л Ш, мЗ/сух Qh, т/сут
база 25 42 12,9
расчет 12/04/15 74,6 51,3 32,4 49,6 19,5
дизайн 47 51,3 20,4 22,0 7,5
Запуск по Ф1 13/04/15 75,6 65 24,0 S4S 53,4 41 50,6 11,1
Скважин 8785 по состоянию на 1.08.2015 работает с параметрами по жидкости/обводненность/нефти -73,5м3/сут / 60,9% / 25,7т/сут.
Проведенный детальный анализ эффективности выполненных ГРП - технологической и экономической, позволяет делать выводы, что тщательный подбор скважин и строгое соблюдение технологи проведения операции ГРП гарантирует положительный результат.
При проведении мероприятий по гидроразрыву высокопроницаемых пластов на ТТНК выноса песка не наблюдалось.
По результатам выполненных ГРП в апреле 2015 года запланировано дальнейшее развитие программы ГРП. Во второй очереди запланировано проведение 20 ГРП на Вятской площади Арланского месторождения.
Выводы:
В мировой практике нефтедобычи применение ГРП показывает высокую эффективность. Открывается новое
направление развития ГРП - проведение ГРП в высокопроницаемых пластах. В компании достигнуты положительные результаты применения ГРП в высокопроницаемых пластах на месторождении на последней стадии разработки. Сложные по строению продуктивные пласты, повышенная вязкость и высокообводненный фонд на Ар-ланском месторождении требуют предъявлять к скважинам кандидатам на ГРП высокие требования по критериям отбора и качеству проводимых операций ГРП на скважине во время обработки. Полученные результаты ГРП раскрывают потенциал для дальнейшей разработки месторождения и совершенствования технологии гидроразрыва пласта.
Литература
1. Желтов Ю.П., Разработка нефтяных месторождений. - Москва: Недра, 1968, 333с.
2. Майкл Экономидис, Роналд Олайни, Питер Валько. Унифицированный дизайн гидроазрыва пласта. ISBN 0-9710427-0-5.
