Геолого-геофизическая Характеристика продуктивных пластов

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное учреждение

высшего профессионального образования

«Ухтинский государственный технический университет»

(УГТУ) ИИ (СПО)

Курсовой проект

По теме: «Анализ результативности гидродинамического разрыва пласта»

 

Выполнил студент гр. Петрова Е.В.

Проверил преподаватель Полишвайко Д.В.

Ухта 2017

Содержание

 

ВВЕДЕНИЕ.. 3

1 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.. 5

1.1.Структурные карты кровель и карты нефтенасыщенных толщин продуктивных отложений. 5

1.2 Анализ выполнения мероприятий по контролю над разработкой. 13

2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ И ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ.. 21

2.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки. 23

2.2 Сравнение фактических показателей добычи и норм отбора. 24

2.3 Анализ текущего состояния разработки месторождения. 24

2.4 Анализ текущего состояния разработки эксплуатационных объектов. 28

3 Анализ гидродинамического разрыва пласта за 2011-2013 год. 35

5 ПРОГНОЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ.. 51

6 ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.. 52

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК.. 55

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Гидроразрыв пласта - один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины.

После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников.

Технология осуществления ГРП при добыче нефти включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии, как правило, в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент — проппант, в карбонатных — кислота, которая разъедает стенки созданной трещины. Однако и в карбонатных коллекторах может быть использован проппант.

При добыче нетрадиционного газа ГРП позволяет соединить поры плотных пород и обеспечить возможность высвобождения природного газа. Во время проведения гидроразрыва в скважину закачивается специальная смесь. Обычно она на 99 % состоит из воды и песка (либо пропана), и лишь на 1 % — из химических реагентов. Состав химических веществ открыт. Среди них, например, гелирующий агент, как правило, природного происхождения, например гуаровая камедь (более 50 % от состава хим. реагентов), ингибитор коррозии (только при кислотных ГРП), понизители трения, стабилизаторы глин, химическое соединение, сшивающее линейные полимеры, ингибитор образования отложений, деэмульгатор, разжижитель, биоцид (химреагент для разрушения водных бактерий), загуститель.

В виду сложности физики и недоступности прямому наблюдению процесса развития трещины гидроразрыва пласта, для оценки технологических параметров при проведении ГРП и геометрических размеров созданной трещины применяют специализированное программное обеспечение - симуляторы гидроразрыва пласта.

Для того чтобы не допустить утечки жидкости для ГРП из скважины в почву или подземные воды, крупные сервисные компании применяют различные способы изоляции пластов, такие как многоколонные конструкции скважин и использование сверхпрочных материалов в процессе цементирования.

Возможны ситуации, при которых гидроразрыв пласта приводит к ожидаемому результату — интенсификации дебита скважины — однако вместе с этим происходит поступление в скважину не только нефти, но и сопутствующих вод (например при непредвиденном нарушении герметичности близлежащего коллектора с водой), что приводит к скачку уровня обводненности скважины и может свести на нет положительный эффект данной операции.

Частные нефтяные компании «ЮКОС» и «Сибнефть» использовали на своих месторождениях метод ГРП. Ряд журналистов и экспертов тогда утверждали, что этот метод добычи нефти является варварским и приводит к разграблению месторождений. Аналогичные критические утверждения делал президент «Роснефти» Сергей Богданчиков.

В то же время, «Роснефть» широко применяла метод ГРП, по состоянию на 2009—2010 год «Роснефть» оставаясь в числе крупнейших клиентов нефтесервисной компании Schlumberger, специализирующейся на проведении гидроразрывов. В начале ноября 2006 на Приобском нефтяном месторождении, эксплуатируемом ООО «РН-Юганскнефтегаз» (дочернее предприятие государственной компании «Роснефть», получившей контроль над основным активом «ЮКОСа» — «Юганскнефтегазом»), при участии специалистов компании Newco Well Service был произведён крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта. В пласт было закачано 864 тонны расклинивающего агента (пропанта). Операция велась семь часов и транслировалась в прямом эфире через интернет в офис «Юганскнефтегаза». В настоящее время в компании Роснефть делается более 2 тысяч операций по ГРП в год, абсолютное большинство новых скважин вводится в действие с гидравлическим разрывом пласта.

В 2016 году "Газпром нефть" впервые в России провела сначала 18-стадийный, а затем и 30-стадийный гидроразрыв пласта на горизонтальных скважинах Южно-Приобского месторождения (южной части Приобского нефтяного месторождения) в ХМАО.

 

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

 

1. В 2015 г. выполнен значительный объем промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой. Проведено 62 исследования в 18 скважинах (70% всего фонда скважин).

2. Выполняется недостаточный объем гидродинамических исследований (КВУ, КВД, Рпл, КПД). Проведено 8 исследования в 6 скважинах (20% от фонда скважин).

3. Месторождение разрабатывается на основании Дополнения к технологической схеме разработки Северо-Кожвинского нефтяного месторождения от 2011 г.

4. Основные фактические показатели разработки значительно отличаются от проектных. Фактическая добыча нефти меньше проектной на 21% (проект – 217,6 тыс.т, факт – 171,2 тыс.т). Невыполнение проектных уровней отборов жидкости – 30%, закачки воды – 28%.

5. Невыполнение проектных уровней добычи связано с меньшим действующим фондом добывающих скважин (проект – 25, факт – 22), что обусловлено бездействием скв. 201 (авария – обрыв ГНО с подвеской; – 59,9 т/сут) и переносом сроков бурения двух низкопродуктивных скважин по результатам бурения D₃jаr+dzr.

6. Невыполнение проектных уровней закачки воды (проект – 499 тыс.м³, факт – 354 тыс.м³) связано с отсутствием необходимости в больших объемах закачки по причине меньших отборов (текущая компенсация на 2015 г.: проект – 113%, факт – 116%).

7. Система ППД НЭО сформирована, фактическое соотношение добывающих и нагнетательных скважин равно 3:1, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой составляет 73%, текущая – 126%.

8. Система ППД по НЭО имеет низкую эффективность. По результатам анализа гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, гидрохимического мониторинга и режимов скважин влияния нагнетательных скважин № 203, Р1А2 и 46 на работу добывающих не отмечается, либо незначительно.

9. На 01.01.2016 г. из пластов НЭО извлечено 2174 тыс. т нефти, выработка извлекаемых запасов достигла 65,5%, текущий коэффициент извлечения нефти – 0,270. Анализ выработки запасов нефти по НЭО указывает на эффективность существующей системы разработки. При этом по объекту остаются неохваченными разработкой запасы западного блока НЭО, слабо дренируются запасы на юге центрального блока и в районе скв. 8 восточного блока (запасы находятся за разломом от скв. 8).

10. Залежи нефти пластов D₃jar+dzr (СЭО) находятся в начальной стадии разработки и эксплуатируются скважинами неравномерно по площади залежи. Система ППД по СЭО не сформирована, очаговая закачка организована на участках основных отборов.

11. Из 11 действующих добывающих скважин по СЭО 5 являются совместными с НЭО, из 3 нагнетательных совместная 1. В 3 добывающих и 2 нагнетательных скважинах вскрыт пласт D₃dm, который по результатам ОПП и приростам дебитов жидкости при приобщении работает.

12. По всем скважинам после ввода их в работу на СЭО наблюдается резкое снижение дебитов, что указывает на низкие гидродинамические свойства пласта (подтверждено ГДИ).

13. По СЭО бурением не охвачены запасы нефти периферийных зон.

14. Средневзвешенное пластовое давление за год по залежам СЭО не изменилось.

15. ВЭО не разрабатывается и является объектом возврата.

 

Рекомендации:

1. В связи с недостаточным контролем за энергетическим состоянием залежей НЭО и СЭО требуется увеличить количество замеров Рпл и ГДИ.

2. В совместных скважинах (НЭО и СЭО) проводить селективные замеры пластового давления и текущих гидродинамических характеристик.

3. Выполнить РИР III пачки в скв. 203н, после ОПП.

4. Выполнить ОПП и гидропрослушивание в нагнетательной скв. Р1А2, по результатам принять решение о РИР, либо об остановке закачки.

5. Выполнить гидропрослушивание в районе нагнетательной скв. 46, по результатам принять решение об остановке закачки.

6. Увеличить приемистость в нагнетательных скважинах СЭО (скв. 216 и 211).

7. Совместные скважины оборудовать компоновками ОРЭ и ОРЗ.

8. Выполнять селективные мероприятия по увеличению продуктивности совместных скважин (ГРП, ОПЗ).

9. По ВЭО предлагается выполнить опробования и исследования в скв. 47, по результатам запланировать ввод из консервации.

10. Рассмотреть бурение бокового ствола в скв. 201 (авария – обрыв ГНО с подвеской), скв. 6 (в б/д, негерметичность АНК, низкая продуктивность, высокая расчленённость), скв. 7 (действующая добывающая, низкая продуктивность(qн – 5,0 т/сут)), скв. 209 (в работе, низкая продуктивность (qж – 3,5 т/сут), hэф.н. – 8,7 м, высокая расчленённость).

Разбурить неохваченные бурением районы по НЭО и СЭО, а также слабо дренируемые запасы НЭО.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

 

1. http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/komi_respublika/severo_kozhvinskoe/46-1-0-2143

2. http://dic.academic.ru/dic.nsf/ruwiki/201857

3. Байков Н.М «Лабораторный контроль при добыче нефти и газа» 1983 г

4. Мищенко И.Т «Скважинная добыча нефти»

5. ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

 

 

Минобрнауки России Ухтинский государственный технический университет Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений КП Е.В.Петрова Тема: «Анализ результативности гидродинамического разрыва пласта» Текст курсового проекта Ухта 2017

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное учреждение

высшего профессионального образования

«Ухтинский государственный технический университет»

(УГТУ) ИИ (СПО)

Курсовой проект

По теме: «Анализ результативности гидродинамического разрыва пласта»

 

Выполнил студент гр. Петрова Е.В.

Проверил преподаватель Полишвайко Д.В.

Ухта 2017

Содержание

 

ВВЕДЕНИЕ.. 3

1 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.. 5

1.1.Структурные карты кровель и карты нефтенасыщенных толщин продуктивных отложений. 5

1.2 Анализ выполнения мероприятий по контролю над разработкой. 13

2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ И ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ.. 21

2.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки. 23

2.2 Сравнение фактических показателей добычи и норм отбора. 24

2.3 Анализ текущего состояния разработки месторождения. 24

2.4 Анализ текущего состояния разработки эксплуатационных объектов. 28

3 Анализ гидродинамического разрыва пласта за 2011-2013 год. 35

5 ПРОГНОЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ.. 51

6 ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.. 52

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК.. 55

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Гидроразрыв пласта - один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины.

После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников.

Технология осуществления ГРП при добыче нефти включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии, как правило, в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент — проппант, в карбонатных — кислота, которая разъедает стенки созданной трещины. Однако и в карбонатных коллекторах может быть использован проппант.

При добыче нетрадиционного газа ГРП позволяет соединить поры плотных пород и обеспечить возможность высвобождения природного газа. Во время проведения гидроразрыва в скважину закачивается специальная смесь. Обычно она на 99 % состоит из воды и песка (либо пропана), и лишь на 1 % — из химических реагентов. Состав химических веществ открыт. Среди них, например, гелирующий агент, как правило, природного происхождения, например гуаровая камедь (более 50 % от состава хим. реагентов), ингибитор коррозии (только при кислотных ГРП), понизители трения, стабилизаторы глин, химическое соединение, сшивающее линейные полимеры, ингибитор образования отложений, деэмульгатор, разжижитель, биоцид (химреагент для разрушения водных бактерий), загуститель.

В виду сложности физики и недоступности прямому наблюдению процесса развития трещины гидроразрыва пласта, для оценки технологических параметров при проведении ГРП и геометрических размеров созданной трещины применяют специализированное программное обеспечение - симуляторы гидроразрыва пласта.

Для того чтобы не допустить утечки жидкости для ГРП из скважины в почву или подземные воды, крупные сервисные компании применяют различные способы изоляции пластов, такие как многоколонные конструкции скважин и использование сверхпрочных материалов в процессе цементирования.

Возможны ситуации, при которых гидроразрыв пласта приводит к ожидаемому результату — интенсификации дебита скважины — однако вместе с этим происходит поступление в скважину не только нефти, но и сопутствующих вод (например при непредвиденном нарушении герметичности близлежащего коллектора с водой), что приводит к скачку уровня обводненности скважины и может свести на нет положительный эффект данной операции.

Частные нефтяные компании «ЮКОС» и «Сибнефть» использовали на своих месторождениях метод ГРП. Ряд журналистов и экспертов тогда утверждали, что этот метод добычи нефти является варварским и приводит к разграблению месторождений. Аналогичные критические утверждения делал президент «Роснефти» Сергей Богданчиков.

В то же время, «Роснефть» широко применяла метод ГРП, по состоянию на 2009—2010 год «Роснефть» оставаясь в числе крупнейших клиентов нефтесервисной компании Schlumberger, специализирующейся на проведении гидроразрывов. В начале ноября 2006 на Приобском нефтяном месторождении, эксплуатируемом ООО «РН-Юганскнефтегаз» (дочернее предприятие государственной компании «Роснефть», получившей контроль над основным активом «ЮКОСа» — «Юганскнефтегазом»), при участии специалистов компании Newco Well Service был произведён крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта. В пласт было закачано 864 тонны расклинивающего агента (пропанта). Операция велась семь часов и транслировалась в прямом эфире через интернет в офис «Юганскнефтегаза». В настоящее время в компании Роснефть делается более 2 тысяч операций по ГРП в год, абсолютное большинство новых скважин вводится в действие с гидравлическим разрывом пласта.

В 2016 году "Газпром нефть" впервые в России провела сначала 18-стадийный, а затем и 30-стадийный гидроразрыв пласта на горизонтальных скважинах Южно-Приобского месторождения (южной части Приобского нефтяного месторождения) в ХМАО.

 

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

 

Северо-Кожвинское нефтяное месторождение находится на территории Печорского района Республики Коми. На расстоянии 35 км к востоку от место­рождения расположен город Печора – районный центр. Ближайшим населенным пунктом является деревня Берёзовка, расположенная в 14 км к югу от месторождения.

В тектоническом отношении Северо-Кожвинское месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной на Лыжско-Кыртаельском валу, выделяемом в составе Печоро-Кожвинского мегавала.

Промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных среднедевонско-нижнефранских отложениях дзельского, яранского, джьерского и тиманско-саргаевского горизонтов.