CC BY
49GEOLOGICAL AND MINERALOGICAL SCIENCES
ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ
Воронова Е.В.
Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском, доцент кафедры разведки и разработки нефтяных и
газовых месторождений, кандидат технических наук
Петрова Л.В.
Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском, доцент кафедры разведки и разработки нефтяных и
газовых месторождений, кандидат геолого-минералогических наук
INFLUENCE OF GEOLOGICAL AND TECHNICAL FACTORS ON THE EFFICIENCY OF HYDRAULIC FRACTURING FOR OIL-FIELD DEPOSUTS WITH CARBONATE RESERVOIRS OF
THE URAL-VOLGA REGION
Voronova E.
FSBEI HE Ufa State Petroleum Technological University, Branch of the City Oktyabrsky, Russian Federation, p.h.d Petrova L.
FSBEI НЕ Ufa State Petroleum Technological University, Branch of the City of Oktyabrsky, Russian Federation, p.h.d
Аннотация
Рассмотрены различные геолого-технические факторы, влияющие на эффективность проведения кислотного гидроразрыва в карбонатных коллекторах. Результат исследований могут быть полезны для оценки эффективности геолого-технических мероприятий и более обоснованного выбора скважин-кандидатов для ГРП.
Abstract
Various geological and technical factors affecting the efficiency of acid fracturing in carbonate reservoirs are considered. The research results сan be useful for assessing the effectiveness of geological and technical measures and a more informed choice of candidate wells for hydraulic fracturing.
Ключевые слова: продуктивный коллектор, проницаемость, геолого-технические факторы, корреля-ционныый анализ, эффективность ГТМ.
Keywords: productive reservoir, permeability, geological and technical factors, correlation analysis, geological and technical measures.
Introduction
В настоящее время основная доля активных запасов Урало-Поволжья приурочена к карбонатным коллекторам каширо-подольских отложений, а также отложениям каширского, верейского, кизе-ловского горизонтов и башкирскому и турнейскому ярусам. При этом продуктивные пласты характеризуются сложным геологическим строением, изменчивостью как по латерали, так и по разрезу, низкими фильтрационно-емкостными свойствами, например такими, как проницаемость, которая может варьировать от 5 до 30 мД[1,2]. Для вовлечения в разработку запасов из таких коллекторов необходимо уже на начальном этапе привлекать различные геолого-технические мероприятия, направленные на увеличение естественной проницаемости пластов. В карбонатных пластах основными видами геолого-технических мероприятий являются дострелы и перестрелы пластов, проведение обработок призабойной зоны пластов различными химическими реагентами, больше объемные соляно-кислотные обработки, термогазо-химическое воздействие и проведение кислотного гидроразрыва пласта, а также проведение многостадийного ГРП для скважин с горизонтальным окончанием.
Materials and methods
Для анализа эффективности всех проводимых мероприятий необходимо учитывать большое количество геологических и технологических факторов. К геологическим относятся: текущая нефтена-сыщенность пласта (которая впоследствии будет влиять на обводненность), проницаемость и гидро-проводность, расстояние до водо-нефтяного контакта, текущая нефтенасыщенная толщина, коэффициенты литологической неоднородности по разрезу и по латерали, текущие извлекаемые запасы, приходящиеся на скважину и другие параметры [2,
3].
К технологическим факторам можно отнести следующие: величина пластового давления перед ГТМ, расстояние до нагнетательной скважины, величина приемистости, коэффициент текущей и накопленной компенсации, коэффициент промывки и т.д.
Для проведения оценочных мероприятий по анализу эффективности ГТМ пользуются такими показателями как, прирост дебита нефти после проведенного воздействия, кратность прироста дебита нефти, величина накопленной добычи нефти, рентабельность, величина продолжительности эффекта во времени, величина NPV.
При этом для выяснения наличия или отсутствия взаимосвязей между указанными выше параметрами и кратностью прироста дебита нефти в промысловой практике пользуются широко известным корреляционным и регрессионным анализами, позволяющими выделить наиболее значимые параметры, оказывающие наибольшее влияние [3, 4].
Критериями эффективности проведенных мероприятий при этом могут быть: рентабельность добычи нефти за определенный промежуток времени (обычно 5-20 лет), величина прироста дебита нефти, окупаемость.
В качестве объекта исследования была выбрана одна из залежей месторождений Волго-Уральской нефтеносной провинции, в которой основными продуктивными отложениями являются карбонатные коллектора среднего карбона (каширский С2кз, верейский С2уг горизонт московского яруса, башкирский ярус С2Ь).
Нефтеносность каширского горизонта связана с органогенно-детритусовыми и доломитовыми известняками, а также доломитами. Пористость пластов варьирует от 9 до 20%, в среднем составляя 13%, проницаемость 12 мД, средняя нефтенасы-щенная толщина 2 м, начальная нефтенасыщен-ность 68-70%. Пласты-коллекторы верейского горизонта - известняки органогенные и органогенно-сгустково-комковатые, с пористостью 11 -14%, проницаемостью 3 - 16 мД и начальной нефтенасыщен-ностью 69-74% (по пачкам С2УГ1 и С2УГ3). Начальная нефтенасыщенность пачки С2уг4 очень низкая, что одновременно с их тонкослоистостью (менее 0,8 м) и глинистостью создает предпосылки для неучастия коллекторов этой пачки в процессе выработки.
В пределах рассматриваемой залежи пачка С2уг4 водоносна. Нефтеносность продуктивной пачки башкирского свода связана с верхней частью ее разреза. Залежи нефти по всей части месторождения (в рассматриваемой залежи в том числе) подстилаются подошвенной водой. Коллектора пачки развиты в виде трех и более прослоев пористо-проницаемых органогенно-комковатых и органогенно-сгустковых разностей среди плотных органогенно-детритовых, органогенно-обломочных и кристаллических известняков. Широко развиты вторичные процессы. Доля коллекторов 0,29, коэффициент неоднородности - расчлененности 7,4. По данным гидродинамических исследований скважин проницаемость на порядок выше (проходит по верхней границе облака петрофизической зависимости), что свидетельствует о развитой трещиноватости коллекторов [5, 6].
При этом в пределах залежи часть скважин находилась в совместной разработке пластов каширского и верейского горизонта, башкирский ярус разрабатывался своей системой[7,8]. Основными проводимыми мероприятиями были: 5 кислотных гидроразрывов пластов, 2 обработки приза-бойной зоны пласта, по 1 обработке - соляно-кис-лотная обработка, переход на вышележащий горизонт и реперфорация.
Results
Инициировать приток нефти из карбонатных коллекторов с низкой проницаемостью можно следующими способами - применяя соляно-кислотную обработку и кислотный гидроразрыв пласта, что особенно это важно для горизонтальных скважин, рентабельность которых зависит от величины накопленной добычи нефти за определенный период. Количество необходимых стадий для проведения многостадийного гидроразрыва определяют с учетом напряженно-деформированного состояния горных пород, длины горизонтального ствола, напряженно-деформированного состояния горных пород и фильтрационно-емкостных свойств пласта.
При этом по результатам анализа всех проведенных геолого-технических мероприятий получилось следующее: прирост дебита нефти после ГРП составил в среднем 6,5 раз, от реперфорации - в 2 раза, после СКО/ОПЗ - в 1,03 раза, в т.ч. по нагнетательному фонду приемистость увеличилась в среднем 1,2 раза. Таким образом, можно говорить об успешном применении ГРП в пределах данной залежи.
Было выяснено, как влияют пористость, расстояние до контура залежи, проницаемость пласта, расстояние до ближайшей нагнетательной скважины и величина текущего пластового давления на кратность прироста дебита нефти. [5, 6]
Так, с увеличением расстояния до нагнетательной скважины от 200 до 600 м, кратность прироста дебита нефти увеличилась от 1 до 3 раз. С увеличением пластового давления в зоне отбора от 30 до 70 атмосфер, кратность прироста дебита нефти также увеличилась от 1 до 3 раз. Таким образом, энергетическое состояние в зоне предполагаемого отбора непосредственно перед проведением ГРП имеет большое значение. В карбонатных коллекторах возникает две проблемы - необходимо обеспечение достаточной компенсации отборов закачкой, в целях недопущения снижения пластового давления ниже чем на 25% от первоначального и одновременно, чтобы не происходило явления преждевременного прорыва воды от фронта нагнетаемой воды и формирование языков обводнения. Кроме того, наличие естественных трещин может приводить к уходу жидкости вниз ("нецелевая закачка") за счет многократного превышения давления закачки над пластовым либо к нежелательным прорывам фронта воды от нагнетательных к добывающим скважинам за счет формирования кинжальных прорывов воды по каналам выраженной анизотропии, связанной с трещинами.
Для залежей небольших размеров с активным контуром ВНК важное значение имеет расстояние до контура. В анализируемом примере с увеличением его от 400 до 700 м, кратность прироста дебита нефти увеличивалась от 2 до 3 раз, наименьшим приростом дебита нефти характеризовались скважины с расстоянием 200 - 300 м. Поскольку проницаемость петрофизически связана с пористостью, было выяснено, что с увеличением пористости кратность прироста дебита нефти снижается.
Это объясняется тем фактом, что скважины с хорошей проницаемостью находились в периферийной части залежи, близко к контурной зоне, вследствие чего из-за хорошей сообщаемости этой области, происходил более быстрый прорыв воды по трещине ГРП с контура и рост обводненности.
При этом наибольшим приростом характеризовались скважины, диапазон пористости которых составлял 10-14% - кратность прироста дебита нефти при этом составляла 1,5-3 раза, при увеличении пористости от 14 до 16 % кратность прироста дебита нефти составила 1 раз.
КГРП ОПЗ ПВЛГ Реперф-ция
■ Прирост дебита нефти, т/сут ■Кратность прироста, раз
Рисунок 1. Эффективность ГТМ для рассматриваемой залежи
Рисунок 2. Зависимость прироста дебита нефти после КГРП от текущей нефтенасыщенной толщины
пласта и расстояния до контура залежи
Рисунок 3. Зависимость прироста дебита нефти после КГРП от величины Рпл до проведения ГРП и величины плотности остаточных запасов в зоне дренирования скважины
Conclusion
Таким образом, изучая взаимосвязи рассмотренных выше геолого-технических факторов на основе корреляционных методов анализа, можно более обоснованно подходить к выбору скважин-кандидатов для ГРП.
В результате проведенного анализа можно сформулировать критерии более тщательного подбора скважин-кандидатов для ГРП на выбранном рассматриваемом участке с целью получения более высоких дебитов:
1. Пористость должна быть не менее 0.13
д.ед.
2. Расстояние до контура ВНК при выборе скважин должно быть не менее 160-200 м иначе есть риск подтягивания контура
3. Нефтенасыщенная толщина должна быть не менее 2.5 - 3 м
4. Пластовое давление в зоне отбора должно быть не менее м (допускается снижение пластового давления не более чем на 25% от первоначального 78 атм).
Величина плотности остаточных запасов должна быть не менее 0.08 т/м2. В целом можно отметить более высокую успешность КГРП и МГРП по сравнению с СКО и реперфорациями, что свидетельствует о необходимости их дальнейшего проведения особенно для вновь вводимых скважин с горизонтальным окончанием [8, 9]. При этом предпочтение следует отдавать технологиям МГРП по сравнению с КГРП в связи с большей их эффективностью.
Список литературы
1. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений с применением гидроразрыва пласта. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 1999 - 2000 с.
2. Геолого-техническое изучение Приобского нефтяного месторождения /Петрова Л.В., Галиев Р.Р., Биктимиров Р.Р., Камалеева А.Ф. /В сборнике: Сборник научных трудов 43-й Международной научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, посвященной 60-летию филиала УГНТУ в г. Октябрьском Материалы в 2-х томах. 2016. С. 230-233.
3. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, М.: Недра, 1980
4. Геологическое строение и проблемы разработки Фаинского месторождения/ Петрова Л.В., Яруллин Д.Р., Альмухаметова Э.М., Ибрагимова Э.И. Нефтегазовое дело. 2018. Т. 16. № 2. С. 56-60.
5. Лозин Е.В. Атлас нефтяных и газовых месторождений, разрабатываемых ПАО АНК "Баш-нефть", Уфа, 2015 г. Издательство ООО "Новосибирский издательский дом" - 270 с.
6. История и геологическое строение Туйма-зинского нефтяного месторождения/ Петрова Л. В., Гуторов А.Ю., Кузьмина В.В., Анисимов В.В., Ва-леев А.И. The Scientific Heritage. 2017. Т. 3. № 10 (10). С. 13-15.
7. Modeling development of Fyodorovsky deposit Almukhametova, E.M. Shamsutdinova, G.F., Sadvakasov, A.A., Tyncherov, K.T., Petrova, L.V., Stepanova, R.R. Volume 327, Issue 4, 12 April 2018, Номер статьи 04210011th International Conference on Mechanical Engineering, Automation and Control Systems, MEACS 2017; Tomsk; Russian Federation; 4 December 2017 до 6 December 2017; Код 135857
8. Геолого-физическая характеристика и нефтегазносность Фаинского месторождения/ Петрова Л.В., Альмухаметова Э.М., Каюмов Д.А. /В сборнике: Фундаментальные и прикладные науки сегодня Материалы XVI международной научно-практической конференции. 2018. С. 11-14.
9. Оценка эффективности гидравлического разрыва пласта с целью дополнительной добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяного месторождения/ Петрова Л.В., Мацадо В.С., Воронова Е.В., Петров В.А. The Scientific Heritage. 2020. Т. 2. № 45 (10). С. 31-34.
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ КАК СРЕДСТВО ДЛЯ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Воронова Е.В.
Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском, доцент кафедры разведки и разработки нефтяных и
газовых месторождений, кандидат технических наук
Петрова Л.В.
Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском, доцент кафедры разведки и разработки нефтяных и
газовых месторождений, кандидат геолого-минералогических наук
HYDRODYNAMIC SIMULATION IS AN EFFECTIVE METHOD FOR EVALUTING THE EFFECTIVNESS OF PROPOSED GEOLOGICAL AND TECHNICAL OIL RECOVERED
TECHNOLOGIES
Voronova E.
FSBEI HE Ufa State Petroleum Technological University, Branch of the City Oktyabrsky, Russian Federation, p.h.d Petrova L.
FSBEI HE Ufa State Petroleum Technological University, Branch of the City Oktyabrsky, Russian Federation, p.h.d
Аннотация
Рассмотрены основные этапы построения цифровой модели месторождения и возможность ее использования для решения оперативных задач. Результат исследований могут быть полезны для оценки эффективности геолого-технических мероприятий.
Abstract
The main stages of building a digital model of the oil field and the possibility of its use for solving operational problems are considered. The result of the research may be useful for assessing the effectiveness of geological and oil recovered technologies.
Ключевые слова: гидродинамическая модель, адаптация модели мониторинг, эффективность ГТМ. Keywords: hydrodynamic model, monitoring, geological and technical oil recovered technologies, history matching.
