Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ и обобщение особенностей геологического строения месторождений широтного приобья 9
1.1 Обобщение стратиграфических комплексов 10
1.2 Тектоническая приуроченность объектов исследования 15
1.3 Основные нефтегазоносные комплексы 23
1.4 Классификация продуктивных объектов и анализ структуры запасов по выделенным классам 28
1.4.1 Цели и методы классификации продуктивных объектов 28
1.4.2 Объяснение результатов классификации продуктивных объектов. 36
1.4.3 Характерные особенности выделенных классов объектов 37
1.4.4 Анализ структуры запасов и выработки по выделенным группам 40
Выводы по главе 1 47
2 Исследование влияния геологических параметров пласта и технологий воздействия на эффективность разработки 48
2.1 Исследование влияния геологических характеристик пласта на выработку запасов нефти 48
2.2 Оценка эффективности разработки эксплуатационных объектов Приобского месторождения 51
2.3 Оценка выработки запасов нефти эксплуатационных объектов Приобского месторождения 56
2.4 Анализ эффективности применяемых методов воздействия на пласт 57
Выводы по главе 2 61
Методическое обоснование оценки эффективности гидравлического разрыва пласта 62
3.1 Разработка требований к геотехнологической информации для объективной оценки эффективности ГРП 62
3.2 Методика оценки эффективности работы скважин после гидравлического разрыва пласта 67
Выводы по главе 3 76
4 Исследование влияния геологических характеристик пласта и технологических параметров процесса гидравлического разрыва пластана его эффективность 77
4.1 Исследование влияния геолого-технологических показателей скважины на эффективность ГРП с использованием статических методов 79
4.1.1 Группирование скважин с ГРП с использованием кластерного анализа 79
4.1.2 Определение влияния геолого-технических параметров с использованием многофакторного регрессионного анализа 100
4.2 Анализ влияния технологических параметров закачки на эффективность гидравлического разрыва пласта 119
4.3. Анализ результатов лабораторных исследований жидкостей гидравлического разрыва пласта 126
Выводы по главе 4 129
Основные выводы и рекомендции 131
Библиографический список использованной литературы
- Основные нефтегазоносные комплексы
- Оценка эффективности разработки эксплуатационных объектов Приобского месторождения
- Методика оценки эффективности работы скважин после гидравлического разрыва пласта
- Анализ влияния технологических параметров закачки на эффективность гидравлического разрыва пласта
Основные нефтегазоносные комплексы
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (НГП) является эпипалеозоискои тектонической плитой с мощным мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом. В плите выделяются крупные депрессии и поднятия первого порядка: своды и мегавалы. Своды и впадины, в свою очередь, осложнены поднятиями второго порядка и локальными структурами, соответствующими выступам фундамента. Амплитуда поднятий увеличивается вниз по разрезу. Крылья структур продуктивных горизонтов имеют углы наклона, не превышающие 2.
Кристаллический фундамент поднимается по направлению от центра к периферии в южном направлении. На севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции мощность осадочного чехла может превышать 4 км.
В рассматриваемой нефтегазоносной провинции выделяют 15 нефтегазоносных областей (НТО), каждая из которых представлена несколькими нефтегазоносными районами. Области с преимущественной газоносностью представлены на севере провинции (Южно-Карская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Ямальская, Гыданская и Усть-Енисейская); на востоке — нефтегазоносные (Васюганская, Пайдугинская и Предъенисейская); в центре (Фроловская, Среднеобская и Каймысовская); на западе (Восточно-Уральская, Приуральская и Красноленинская).
Нефтегазоносность представлена в породах палеозойского фундамента до апт-сеноманских отложений верхнего мела.
В геологическом разрезе рассматриваемых нефтегазоносных областей выделяются песчано-глинистые толщи мезозойско-кайнозойского платфор менного чехла, залегающие на размытой поверхности пород палеозойского доюрского фундамента. Толщина осадочного чехла достигает 3940 м. Несогласно залегающие на породах фундамента отложения юрской системы представлены нижним, средним и верхним отделами.
В соответствии с унифицированной стратиграфической схемой нижний и средний отделы являют собой мощную толщу континентальных осадков котухтинской свиты, накопленных в бассейновых условиях, и тюменской свиты — накопленных в озерно-аллювиальных условиях. Породы в основном морского происхождения представляют верхний отдел юры. Здесь выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты [9].
Нижний и средний отделы Котухтинская свита (верхний плинсбах-аален) в литологическом отношении представлена чередующимися пачками глинистых и преимущественно песчанистых отложений. Котухтинская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, подразделяется на песчаную пачку, залегающую в основании, представленную песчаниками серыми, зеленовато-серыми, с прослоями алевролитов и уплотненных глин, и верхнюю — глинистую (тогурская пачка), представленную аргиллитами темно-серыми, слабобитуминозными, с прослоями алевролитов и углей. Встречается растительный детрит, двустворки, остатки листовой флоры. Тогурская толща выделена как реперный горизонт нижнеюрских отложений.
Отложения тюменской свиты (верхний аален-нижний келловей) Среднеобской и Надым-Пурской НТО представлены схожими отложениями с общей толщиной свиты, достигающей 720 м. В целом разрез свиты представлен чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с углистыми прослоями. Аргиллиты темно-серые, иногда темно-коричневые, однородные, плотные, слюдистые, с включениями пирита и сидерита с тонким переслаиванием алевролитов. Алевролиты от мелко- до среднезернистых, сидеритизированные, слоистые. Песчаники серые, средне- и мелкозернистые, слюдистые, слабо-и крепкосцементированные, участками известковистые, с глинистым, иногда с глинисто-карбонатным цементом. Для пород характерна тонкая горизонтальная, реже косая слоистость, с частыми включениями углистого детрита, пирита и линз угля [6, 7, 11, 15].
Толщина тюменской свиты в пределах Красноленинского свода колеблется от 0 м до 330 м. Шеркалинский горизонт, объединяющий в себе породы нижней подсвиты, прослеживается по длине западного склона Красноленинского свода неширокой полосой и является промышленно нефтеносным.
Сложение пород представленной свиты характеризуется аргиллитами включающими линзы и прослои песчаников, ограниченных в распространении по площади и размеру. Изредка встречаются представленные в большом количестве линзочки углистых аргиллитов и углей [3].
Верхний отдел Васюганская свита (поздний келловей-оксфорд) вскрыта на глубинах от 2970 до 3025 м. В основном породы нижней части разреза васюганской свиты представлены аргиллитами, в верхней — чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. По имеющемуся описанию керна песчаники серые и темно-серые, среднезернистые, реже крупнозернистые, среднесцементированные, иногда сильно заглинизированные, со следами мутьевых потоков. Общая толщина васюганской свиты варьирует от 21 до 85 м.
Отложения георгиевской свиты (верхний оксфорд-нижний Кембридж) вскрыты на глубинах (2960-3023) м. На электрокаротажных диаграммах георгиевская свита выраженно определяется по индукционному каротажу резким снижением параметра удельного электрического сопротивления пород по отношению к выше- и нижележащим породам. Представлена аргиллитами темно-серыми, иногда черными, плитчатыми, тонкоотмученными, реже алевритистыми. Толщина свиты сильно варьирует от 1 до 10 м, уменьшаясь в восточном направлении [6, 7, 11, 15].
Оценка эффективности разработки эксплуатационных объектов Приобского месторождения
Месторождение находится в первой стадии разработки: осуществляется бурение и ввод в эксплуатацию новых скважин, формирование системы ППД. Анализ распределения действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности показал, что низкие дебиты скважин связаны, в первую очередь, с отставанием в организации ППД на участках с ведущимся бурением, также низкий дебит жидкости характерен для ряда скважин, находящихся в краевых зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами. Например, с дебитом жидкости до 5 т/сут работают 4 % скважины, из них 60 % скважин работают с обводненностью меньше 5 %, обводненность других скважин не превышает 50 %.
Анализ распределения накопленной добычи нефти от дебита нефти показал: накопленную добычу нефти свыше 20 тыс. т имеют 55 % скважин от действующего фонда; среднедебитный фонд (10-20 т/сут) составляют 27 % скважин от действующего фонда; высокодебитный фонд (20-200 т/сут) насчитывает 61 % скважин от действующего добывающего фонда.
Накопленная добыча нефти по скважинам напрямую зависит от общего времени работы той или иной скважины, от геологических условий, в которых она работала, от количества и качества проведенных мероприятий и от сформированного режима разработки на данном участке.
Анализ распределения действующего фонда нагнетательных скважин по приемистости показал, что приемистость изменяется в широком диапазоне значений от 10 до 503 м3/сут, а максимальную долю в 26 % следует отнести к диапазону приемистости в интервале от 150 до 200 м3/сут (рисунок 2.2).
Высокая обводненность является следствием прорыва нагнетаемой воды к скважинам в нагнетательных рядах, отрабатываемым на нефть по системе техногенных трещин, ориентированных преимущественно параллельно рядам нагнетательных скважин. Такие скважины после отработки на нефть переводятся в ППД. Кроме того, с высокой начальной обводненностью вступают в работу скважины левобережного участка, который характеризуется недонасыщенностью коллектора [20, 31]. ± 50
В течение первых лет эксплуатации добыча нефти из горизонта АСю в несколько раз превышала добычу из двух других объектов. Одновременно происходило увеличение добычи нефти и из двух других горизонтов. С 2000 г. отмечается резкий рост добычи нефти, при этом основная доля добываемой нефти приходится на пласт АСп. Такая динамика добычи нефти связана с вводом в разработку в 1999 г. Правобережного участка, имеющего более продуктивный горизонт АСп. В настоящее время на Правобережном участке добывается 80 % от всей нефти, добываемой на месторождении.
Начиная с середины 2003 г. вводится в эксплуатацию Островной участок (8,5 % от добычи всего месторождения), динамика добычи нефти по участкам приведена на рисунке 2.3. Распределение добытой нефти по пластам показано на рисунке 2.4. Согласно указанным рисункам, на Левобережном участке почти половина нефти добывается с горизонта АСю (47 %), на Острове половина добываемой нефти (50 %) приходится на горизонт АС12, а подавляющее большинство нефти Правого берега (84 %) добыто с горизонта АСц. Эти данные согласуются со свойствами пластов по продуктивности и распространению по площади. В целом по месторождению в течение прошедшего времени происходило постоянное увеличение объемов добычи нефти.
Распределение накопленной добычи нефти по пластам левобережного, правобережного и островного участков
Последующий период времени, начиная с 2006 г., характеризуется снижением среднегодовых дебитов жидкости, основными причинами которого стали ввод новых скважин в зонах с ухудшенными геологическими характеристиками и неравномерность покрытия разбуренных площадей проектной сеткой нагнетательных скважин. Продуктивные пласты Приобского месторождения представляют собой чередование проницаемых и непроницаемых прослоев с замещением глинистыми породами, заглинизированностью.
Запасы месторождения относятся к трудноизвлекаемым. Утвержденный КИН по южной части месторождения составляет 0,271.
Пласт АСю по сравнению с АС12 имеет лучшие фильтрационно-емкостные свойства и более благоприятные показатели неоднородности, при этом меньшую эффективную нефтенасыщенную толщину и площадь распространения и геологические запасы пласта АСю составляют 16 % от запасов месторождения.
Южная лицензионная территория (ЮЛТ) Приобского месторождения разрабатывается с 1999 г. Согласно положениям действующего проектного документа, пласты АСю и АС12 объединены в один объект разработки. На разбуренных участках формируется однорядная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м.
Отбор от НИЗ составляет 8,0 %, темп отбора от НИЗ 2,5 %. Текущий КИН от категории запасов В+С1 — 0,022. В 2008 г. обводненность добываемой продукции составила 22,4 %. Следует отметить, что водонефтяной контакт в пределах ЮЛТ не вскрыт, обводнение продукции происходит закачиваемой водой.
Выработка запасов по пласту АС і о происходит значительно интенсивнее. Это объясняется как геологическими, так и технологическими причинами: — пласт АСю по сравнению с пластом АС12 имеет более благоприятную геолого-физическую характеристику, в том числе средняя проницаемость в 3 раза выше, значение расчлененности в 2 раза ниже, площадь нефтеносности пласта АСі2 в 3 раза превышает площадь пласта АСю, соответственно начальные геологические запасы в 5,3 раза выше; — степень разбуренности площади нефтеносности по АС12 составляет 13,1%, по АСю —29,5%.
Нацеленные на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов методы применяются на Приобском месторождении с 2001 года. Используются гидродинамические, физические, физико-химические, механические методы [23, 33, 35, 36].
Всего на Приобском месторождении за период 2004-2008 гг. было проведено 3183 геолого-технических мероприятий (ГТМ), которые позволили получить дополнительную добычу нефти 18273,4 тыс. т (рисунки 2.5, 2.6). Основные объем операций и дополнительная добыча нефти получены от гидроразрыва пласта (ГРП).
Методика оценки эффективности работы скважин после гидравлического разрыва пласта
Эффективность любого метода, направленного на увеличение добычи нефти, зависит от многих физико-химических, геолого-физических и геотехнологических факторов. Закономерно, что применение более сложных процессов и технологий добычи нефти требует учета значительного набора качественных и количественных свойств и параметров для оценки его эффективности. Соответственно, необходимым условием для максимально точного определения результатов применения технологии или метода нефтеизвлечения должно быть полное и качественное формирование информационной среды.
Гидравлический разрыв пласта представляет собой одну из наиболее сложных технологий, направленных на повышение степени нефтеизвлечения. Порядка 1400 параметров и десятки графиков являются информационным итогом выполненных операций гидроразрыва. Их можно объединить в следующие группы: параметры сводных данных; параметры контроля качества ГРП; результаты анализов мини-ГРП и основного ГРП; финансово-экономические параметры. Все перечисленные данные тем или иным способом могут быть использованы при оценке эффективности гидроразрыва пласта [27, 67].
Основным вопросом для объективного анализа эффективности является вопрос о формировании целевой выборки. На примере Приобского месторождения Широтного Приобья был выполнен анализ для выделения необходимых условий, которым бы отвечала выборочная совокупность скважин с ГРП. Для этого была проанализирована информация по скважино-операциям гидравлического разрыва пластов (ГРП), проведенным в период с 2009 по 2010 гг. В качестве исходных данных были предоставлены: 1 Сводная таблица технологических параметров скважино-операции ГРП с 01.01.2009 по 31.10.2010 гг. (далее СТТПГРП).
Технологические данные разработки (данные МЭР: дебиты жидкости и нефти, обводненность, добыча жидкости и нефти, накопленная добыча жидкости и нефти) эксплуатационных скважин месторождения с 01.01.2009 по 30.06.2010 гг.
С января 2009 по октябрь 2010 гг. на скважинах Приобского месторождения было проведено 1233 скважино-операции ГРП на 790 скважинах эксплуатационного и разведочного фонда. Из 1233 ГРП 665 были проведены в 2009 г., а 568 — с января по октябрь 2010 г.
Преимущественными объектами разработки, на которых была проведена стимуляция пластов посредством ГРП, являются АСэ, АСю, АСц и АС12. На долю этих объектов приходится 1231 ГРП (99,8 %), один ГРП из которых был проведен совместно на два объекта разработки — АСю и АСц. По одной скважино-операции ГРП было проведено на пласты Юо и КЖь В виду отсутствия достаточной статистики по технологическим параметрам данных ГРП эти скважино-операции ГРП были исключены из целевой выборки анализа.
Практически все операции ГРП, проведенные на месторождении, носили характер первичных. Из 1233 ГРП только 65 скважино-операции были проведены повторно (рисунок 3.1). Ввиду иного механизма прироста добычи жидкости при повторном ГРП (если при первичных операциях ГРП прирост добычи осуществляется за счет образования трещин, то при повторном ГРП происходит, как правило, восстановление проводимости трещины, также на прирост дебита жидкости после повторного ГРП большое влияние оказывает выработка запасов перед его проведением) эти скважины были исключены из целевой выборки.
При уменьшении количества ГРП с 665 (2009 г.) до 568 (с января по октябрь 2010 г.) число повторных ГРП выросло более чем в 3 раза — с 14 до 51, а их доля увеличилась более чем в 4 раза — с 2,1 до 9 %. 4
Кроме того, из целевой выборки были исключены 317 скважино-операций ГРП, проведенные на 207 скважинах позднее 31.05.2010 г. Это объясняется тем, что данные добычи ограничены июнем 2010 г. и, следовательно, определить эффективность работы скважин после ГРП, проведенных позднее 31.05.2010 г., не представляется возможным. 80 О 60 ю 40
В ходе сбора и анализа технологических данных ГРП было выявлено, что часть сводной информации таблицы вводится некорректно. Для систематизации данных сводной таблицы технологических параметров (СТТП) ГРП и подготовки качественной информации выполнена стандартизация единиц измерения, унифицированы параметры и исключены ошибочно введенные данные, что обеспечило корректную информационную среду по скважино-операциям ГРП.
В условиях широкого внедрения технологии эффективность ее применения может быть оценена посредством методов математической статистики. По выполненным операциям ГРП статистический анализ был проведен в три этапа.
Для определения эффективности работы скважины после гидравлического разрыва пласта существуют два метода. Первый метод основан на оценке эффективности ГТМ по данным накопленной добычи нефти. Применение данного метода возможно только для скважин, отработавших не менее года после ГТМ.
Второй подход основан на оценке эффективности с учетом анализа работы скважин после гидравлического разрыва пласта по технологическим параметрам. При наличии данных о запланированных приростах дебитов жидкости и нефти критерий распределения скважин по группам эффективности, приведенный в таблице 3.1, косвенно позволяет оценить экономическую эффективность ГРП с точки зрения планирования. В частности, при создании проектно-технической документации на разработку месторождений применяется именно этот подход.
Анализ влияния технологических параметров закачки на эффективность гидравлического разрыва пласта
Так как число проппанта однозначно определяется коэффициентом проникновения и безразмерной проводимости трещины, безразмерный коэффициент продуктивности можно представить как функцию Npr0p и С/а. Для фиксированной массы проппанта, а соответственно, и Npmp существует оптимальная С/а, при которой J а максимален.
Как видно из рисунков 4.4 и 4.5, для заданного значения Npr0p максимальный индекс продуктивности достигается при строго определенной безразмерной проводимости трещины.
Поскольку заданное число проппанта представляет фиксированный объем проппанта, достигающего продуктивного горизонта, то наилучший компромисс между длиной и шириной достигается при безразмерной проводимости трещины, расположенной в районе пика отдельных кривых.
Один из главных результатов, который виден из рисунков, — это то, что при числах проппанта меньше 0,1 такой оптимальный компромисс всегда имеет место при С/а = 1,6. При возрастании расклиненного объема оптимальный компромисс имеет место при более высоких безразмерных проводимостях трещины, просто потому, что безразмерный коэффициент вскрытия пласта не может быть больше единицы (т.е. когда трещина доходит до границы продуктивного пласта, дополнительный проппант тратится только на увеличение ширины трещины). Этот эффект показан на рисунке 4.6, из которого видно, что абсолютный максимум, которого может достигнуть безразмерный индекс продуктивности, равен 1,909. Абсолютное максимальное значение Jd, равное 6/к, есть индекс продуктивности, соответствующий идеальному линейному потоку в квадратном пласте.
В пластах средней и высокой проницаемости (выше 50 мкм2) практически невозможно достигнуть числа проппанта больше 0,1. Для гидроразрыва типа фрак-пак типичные числа проппанта лежат в диапазоне от 0,0001 до 0,01. Таким образом, для пластов от средней до высокой проницаемости оптимальная безразмерная проводимость трещины всегда составляет ОЙ(ОШИМ)= 1,6.
В «плотных газовых» пластах можно достигнуть высоких безразмерных чисел проппанта, по крайней мере, в принципе. Числа проппанта, рассчитанные для ограниченной области дренирования (не входя в рассуждения относительно доли проппанта, фактически находящегося в продуктивном пласте), может достигать столь высоких значений, от 1 до 10. Однако на практике может быть трудно добиться чисел проппанта больше 1. При крупнообъемных гидроразрывах проппант может мигрировать вверх, создавая излишнюю и незапланированную высоту трещины, или же он может проникнуть по латерали за пределы планируемой области дренирования.
Для одиночной скважины в области большего размера ситуация более сложная. В этом случае (гипотетическая) большая длина трещины стремится увеличить дренируемый объем пласта, и числа проппанта уменьшаются. В конечном итоге большая трещина выгодна, но достижимые числа проппанта остаются ограниченными [19].
На практике чрезвычайно сложно даже попытаться достигнуть чисел проппанта больше единицы. На самом деле, для больших чисел проппанта оптимальная C/d определяет оптимальный коэффициент вскрытия, близкий к единице. Этот случай легко видеть на рисунке 4.6, где коэффициент вскрытия показан по оси х. Чтобы разместить проппант «от стенки до стенки», удержав его в то же время в пределах дренируемого объема, потребовалась бы столь высокая точность операции по гидроразрыву, которой невозможно добиться на практике. Максимально возможный безразмерный индекс продуктивности для Nprop = 1 составляет примерно Jd = 0,9. Безразмерный индекс продуктивности неповрежденной вертикальной скважины равен от 0,12 до 0,14, в зависимости от расстояния между скважинами и принятого радиуса скважины. Следовательно, имеется реалистический максимум «кратного увеличения» индекса продуктивности для псевдостационарного режима (относительно случая нулевого Skin), приблизительно равный 7, т. е. 0,9, поделенное на 0,13. Более высокие кратности маловероятны. Конечно, более высокие кратности могут быть достигнуты относительно изначально поврежденной скважины, где Skin-фактор до обработки имеет большую положительную величину.
Другое распространенное недопонимание связано с периодом неустановившегося течения. При неустановившемся притоке индекс продуктивности (и, следовательно, дебит) больше, чем в псевдостационарном случае. Имея в голове такую качественную картину, становится легко отбросить процедуру оптимизации для псевдостационарного режима и «нацеливаться» на очень высокие безразмерные проводимости трещины или ожидать намного более высокой кратности возрастания продуктивности.
На самом же деле, существование неустановившегося режима потока не меняет предшествующих выводов относительно оптимальных размеров ГРП. Расчеты показывают, что нет причин отходить от оптимального компромисса, выведенного для псевдостационарного случая, даже если скважина будет значительное время работать в переходном режиме. Попросту говоря, что хорошо для псевдостационарного притока, хорошо и для максимизации неустановившегося притока.
При определении числа проппанта параметр к/ — это эффективная (или эквивалентная, как ее иногда называют) проницаемость проппантной пачки. Это наиболее важный параметр в дизайне. Существующие ныне компьютерные модели гидроразрыва обычно используют для проппантной набивки номинальное значение (предоставляемое производителем проппанта) и позволяют уменьшить его на некоторый множитель, который предлагается выбирать пользователю. В расчетах числа проппанта необходимо использовать уже уменьшенное значение [1, 14].
Следующим этапом в построении является выполнение регрессионного анализа по выделенным группам скважин. Использовались следующие параметры: коэффициент пористости, проницаемости, глинистости, нефтенасыщенности, пластовое и литостатичсекое давление, длина интервала перфорации, объем закачиваемого проппанта и геля, среднее давление закачки, Skin и Fcd.