WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

САБИТОВ РАЗИЛЬ РАЗИМОВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДА ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОВТОРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РАЗРЫВОВ ПЛАСТА

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых  месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Тюмень – 2012

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки Российской Федерации

Научный  руководитель  - кандидат технических наук

  Коротенко Валентин Алексеевич

Официальные оппоненты: - Росляк Александр Тихонович, доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Национально исследовательский Томский политехнический университет», кафедра «ГРНМ», профессор;

- Копытов Андрей Григорьевич, кандидат технических наук, ГП ХМАО - Югры «Научно - аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана», старший научный сотрудник.

Ведущая организация - Филиал общества с ограниченной ответственностью
«ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

Защита состоится 29 марта 2012 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027,
г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 29 февраля 2012 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор                 Г.П. Зозуля

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Для нефтегазодобывающего комплекса России в настоящее время актуальны проблемы увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. На месторождениях Западной Сибири удельный вес залежей, приуроченых к низкопроницаемым и расчлененным коллекторам, составляет около 60 %. С целью вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти применяется гидравлический разрыв продуктивного пласта (ГРП). По экспертным оценкам около трети запасов углеводородов можно извлечь только с использованием этой технологии. Так, например, на объекте ЮВ1 Урьевского месторождения дополнительная добыча нефти за счет ГРП составляет 80,9 % от текущих накопленных отборов нефти. Высокопроводящие трещины гидроразрыва позволяют увеличить дебит скважин в 2 – 3 раза и более. Также известно, что за период эксплуатации скважин после проведения ГРП значительно снижается проводимость трещин вследствие выноса проппанта и ее постепенного смыкания. Восстановление производительности этих скважин производят путем повторных ГРП, которые имеют неоднозначную результативность. На Нивагальском месторождении кратность увеличения дебитов жидкости после повторного ГРП в 1,5 раза выше по сравнению с первым, а на Урьевском месторождении ситуация диаметрально противоположная, так как подбор скважин-кандидатов для повторного ГРП осуществляется без обоснования его эффективности ввиду отсутствия соответствующих методик. Известные процедуры прогнозирования показателей повторного ГРП не позволяют учесть все значимые факторы, так как решения содержат много упрощающих предположений, сужающих круг применения полученных результатов и требуют больших затрат материальных и временных ресурсов. В этой связи разработка метода прогнозирования эффективности повторного ГРП и, следовательно, проектирования его показателей является в настоящее время актуальной задачей.

Цель работы

Повышение нефтеотдачи пластов на основе новой методики оценки эффективности повторного гидравлического разрыва пласта.

Основные задачи исследования

1.  Анализ методов прогнозирования эффективности гидравлического разрыва пласта.

2.  Исследования параметров характеризующих эффективность ГРП и обоснование наиболее значимых для формирования базы образов для объектов ЮВ1 Нивагальского и Урьевского месторождений.

3.  Разработка метода прогнозирования показателей эффективности повторного гидравлического разрыва пласта на основе теории распознавания образов.

4.  Промысловая апробация разработанной методики на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз».

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является многократный процесс гидравлического разрыва продуктивного пласта; предметом – скважины эксплуатирующие низкопроницаемые объекты ЮВ1 Нивагальского и Урьевского месторождений.

Научная новизна выполненной работы

1.  Научно обосновано и практически подтверждена эффективность проведения повторного гидравлического разрыва в низкопроницаемых и расчлененных пластах.

2.  Разработан метод прогнозирования показателей эффективности повторных ГРП с применением теории распознавания образов, учитывающей параметры пласта и технологические показатели первого ГРП.

Практическая ценность и реализация

Разработанный программный продукт для прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП применяется в ТПП «Лангепаснефтегаз» на скважинах, эксплуатирующих низкопроницаемый расчлененный объект ЮВ1 Нивагальского и Урьевского месторождений в результате чего получено повышение накопленной добычи нефти на 15 %.

Доказано, что разработанную методику прогнозирования показателей эффективности повторных ГРП можно использовать для прогнозирования других видов ГТМ с последующим выбором параметров, построения базы образов и показателей их эффективности.

Основные защищаемые положения

1. Установлены 17 параметров, влияющих на эффективность повторных ГРП, из которых 4 характеризуют геолого-физические свойства пласта, 8 – технологические характеристики ГРП, 5 –эффективность первого ГРП.

2. Метод прогнозирования показателей эффективности повторных ГРП с применением теории распознавания образов, учитывающий геолого-физические параметры пласта, технологию проведения первого ГРП и параметры его эффективности.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно: пункту 4 – «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов» и пункту 5 – «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Апробация результатов исследований

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: Международном симпозиуме им. академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2009 - 2011 гг.); Всероссийской научно – технической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2010 гг.); Всероссийской научно – технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2011 гг.), Международной научно – технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2011 г), Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 2011 гг.), Научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Тюмень, 2011 гг.), семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2009 – 2011 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе три работы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 133 страницах машинописного текста, содержит 27 таблиц, 33 рисунка. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 94 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.

В первом разделе представлены результаты анализа методов прогнозирования и моделирования эффективности гидравлического разрыва пласта.

Прогнозированию дебитов нефти и газа, которые могут быть получены при создании трещин различной длины и проводимости, посвящены работы многих отечественных и зарубежных исследователей. Большой вклад в решение этой проблемы внесли Г.И. Баренблатт, Ю.Е. Батурин, Ю.П. Желтов, А.Г. Загуренко, Р.Р. Ибатуллнн, Р.Д. Каневская, Р.Я. Кучумов, А.Г. Копытов, В.Д. Лысенко, И.Т. Мищенко, А.А. Поздняков, А.В. Стрекалов, И.Н. Стрижов, А.П. Телков, Р.Е. Теслюк, С.А. Христианович, Р.Т. Фазлыев, К.М. Федоров, Cinco-Ley Н, Gringarten А.С., Rarney H.J., и др. Разработаны программы, учитывающие гидроразрыв пласта при проектировании разработки, например, «ТехСхема» в ОАО «СургутНИПИнефть», «Delphor» в ОАО «ЛУКОЙЛ», «Hydra’Sym» в ТюмГНГУ.

В работах Кучумова Р.Я. представлены результаты множества исследований по прогнозированию показателей эффективности ГРП на месторождениях ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз». Выявлены факторы, которые определяют эффективность технологии ГРП и могут быть использованы при подборе скважин для проведения ГРП и диагностировании эффективности этого метода. Им предложен метод потенциальных функций для подбора скважин и диагностирования эффективности проведения ГРП применение, которого обеспечило точность 75 %. Разработана методика для экспресс-оценки эффективности процесса ГРП, основанная на использовании результатов математического моделирования развития трещины ГРП и последующего влияния созданной трещины на изменение фильтрационных потоков в пласте.

В работах Некрасова В.И., Глебова А.В., Ширгазина Р.Г., Вахрушева В.В., Апасова Р.Т. исследовались методы многомерного статистического анализа данных, применяемых при прогнозировании показателей эффективности ГРП: метод к-средних и канонических корреляций. Выявлено, что недостатком метода канонических корреляций является линейность, приводящая к значительным расхождениям исходных геолого-технологических параметров от своих средних значений и увеличению погрешности вычислений.

В ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» разработан метод «data mining», основанный на определении набора исходных параметров, которые условно разбиты на следующие группы: геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства; продуктивность скважин; текущее энергетическое состояние пласта; состояние запасов; состояние системы разработки; технология ГРП. В соответствии со стандартной процедурой его применения технологическая цепочка решения задач прогнозирования включает в себя: визуальную инспекцию данных, отбраковку данных, заполнение пропусков; предварительный линейный анализ признакового пространства; обучение нелинейных систем прогнозирования; контроль качества обучения на тестовых выборках; прогноз (точность прогноза составляет 74 %).

На основе результатов исследований, проведенных с использованием резистивных моделей в лабораторных условиях McGuire-Sikora, были выведены теоретические зависимости увеличения добычи после ГРП (как для газовых, так и для нефтяных скважин). Зависимости были разработаны при определенных допущениях, которые должны быть учтены при их использовании для оценки увеличения продуктивности, которые не отражают продуктивность скважины за длительный период. Этот момент очень важен для условий гидравлического разрыва пластов с низкой проницаемостью (< 1,010-3 мкм2). Они основаны на однофазном течении несжимаемой жидкости. Это допущение делает их наиболее применимыми для нефтяных скважин. Использованная модель основывалась на размещении скважин с плотностью сетки скважин 16,2 га/скв.

В результате анализа фактических операций ГРП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» И.А. Виноградовой и Ю.И. Ивановой были определены значения критериальных параметров для 16 основных групп объектов разработки (по 3-6 группам пластов для каждого из четырех территориально-производственных предприятий), которое стало методическим руководством по подбору скважин-кандидатов для проведения ГРП.

В ОАО «ЛУКОЙЛ» разработана методика прогноза эффективности ГРП в виде информационно-аналитической системы Delphor, состоящей в выявлении и интегрировании всех возможных зависимостей между параметрами, описывающими состояние скважины и ее окрестности до ГРП и его эффективностью, определяемой дебитом нефти и обводненностью. Зависимости устанавливаются и интегрируются с помощью искусственных нейронных сетей. При этом скважины, по которым они определяются, должны быть сравнимыми, то есть характеризоваться векторами параметров одной длины. Применение системы Delphor позволило повысить прогнозные показатели на 15-20 %. Недостатком является, не использование технологических параметров проведения ГРП

Унифицированная задача отличается от обычного проектирования ГРП тем, что задается геометрия трещины, которая бы максимально увеличивала продуктивность скважины. С использованием двумерных моделей решается обратная задача проектирования.

В зависимости от математических подходов различают полностью трехмерные модели, трехмерные модели с плоскими трещинами и псевдотрехмерные модели. Все программы имеют примерно одни и те же общие недостатки, связанные с несовершенством теории и методических подходов к решению задач проектирования и осуществления ГРП. Выявлено, что отсутствует метод расчета повторного ГРП при наличии ранее созданной сети трещин в прискважинной зоне.

В работах В.О. Богопольского, Г.Х. Габитова, И.В. Генералова,
Р.А. Ивакина, А.Ю. Кручинина, В.А. Коротенко, А.Х. Мирзаджанзаде,
А.С. Макаряна, М.Ф. Пустовалова, М.Е. Рожкина, М.М. Рашидова,
Р.Х. Санникова и др. рассматривалось применение теории распознавания образов в нефтегазопромысловой практике. Широкое применение теории распознавания образов в области бурения, эксплуатации скважин оборудованных УШГН, методов увеличения нефтеотдачи, определения типа залежи, оценки газоотдачи, проведенное А.Х. Миразаджанзаде, О.Л. Кузнецовым, К.С. Басниевым, З.С. Алиевым в нефтегазовой практике позволяет утверждать, что достоверность полученных результатов высокая. Поэтому применение теории распознавания образов обеспечит фундаментальную основу для разработки методики прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП.

Во втором разделе приведены результаты анализа эффективности ГРП на Нивагальском и Урьевском месторождениях.

Основным объектом разработки Нивагальского и Урьевского месторождения является объект ЮВ1, который характеризуется низкой проницаемостью и высокой расчлененностью. Большая часть обработок скважин Нивагальского месторождения осуществлена на малодебитных скважинах (более 50 % скважин работали с дебитом по жидкости менее 5 т/сут), после ГРП – дебит жидкости у большей части превысил 20 т/сут. Отмечены тенденции увеличения дебита жидкости после ГРП с увеличением эффективной мощности пласта и массы проппанта, увеличения удельного дебита жидкости с увеличением удельной массы проппанта.

Как показывает динамика изменения средних дебитов, приведенных на дату ГРП, бльшая эффективность по нефти достигнута на скважинах с бльшей эффективной мощностью пласта. Причем, длительность эффекта увеличивается с увеличением эффективной мощности (рисунок 1 а).

Наибольшая эффективность по жидкости в первые два года после обработки получена на скважинах с эффективной толщиной в интервале 12 – 15 м. С толщиной менее 8 м и 8 – 12 м через полгода результаты по жидкости различаются несущественно (рисунок 1 б).

Динамика средних дебитов, приведенных на дату запуска после ГРП на Нивагальском месторождении, показывает, что в течение двух лет кратность увеличения дебита жидкости и дебита нефти после повторных обработок в 1,5 раза выше по сравнению с первыми (рисунок 2). В то же время высокие результаты повторных ГРП основываются на обработках 1994 – 2002 гг. При повторных обработках более позднего периода с годами средние дебиты нефти уменьшаются, а средняя обводненность увеличивается. Средние дебиты жидкости выше относительно первых обработок в 1,3 – 2,0 раза.

Рисунок 1 - Приведенные на дату ГТМ дебиты нефти (а) и жидкости (б) по диапазонам эффективных толщин

После первых операций на скважинах Урьевского месторождения объекта ЮВ1 наблюдается (рисунок 3) более низкий темп падения эффекта (за 12 месяцев дебит жидкости снизился на 46.3 %, дебит нефти  на 48.8 %; после повторных – на 58.6 % и 53.0 % соответственно).

Рисунок 2 – Динамика средних дебитов нефти (а) и жидкости (б), приведенных на дату ГРП по скважинам с повторным ГРП (объект ЮВ1, Нивагальское месторождение)

Рисунок 3 – Динамика средних дебитов жидкости (а) и нефти (б), приведенных на дату ГРП по скважинам с повторным ГРП (объект ЮВ1, Урьевское месторождение)

Динамика средних дебитов, приведенных на дату ГРП, по временным интервалам обработок представлена на рисунке 4. Наименьшее снижение дебитов нефти и жидкости через полгода после ГРП наблюдается по обработкам 2008 года – соответственно 0,14 и 0,46 т/сут/мес. По периодам более ранних лет темпы падения дебитов значительно выше – в среднем за 12 месяцев после ГРП 0,80 – 1,52 т/сут/мес. по жидкости и 0,53 – 0,97 т/сут/мес. по нефти.

Рисунок 4 - Динамика средних дебитов жидкости (а) и нефти (б), приведенных на дату запуска, по периодам обработок по скважинам эксплуатационного фонда и переводам с ГРП (объект ЮВ1, Урьевское месторождение)

Из 18 скважин с повторными ГРП Урьевского месторождения увеличение дебита жидкости и нефти отмечено на 5 скважинах (в среднем на 6,9 т/сут по жидкости и на 5,2 т/сут по нефти). В среднем по сравнению с первыми обработками начальный дебит после вторых ГРП ниже на 26,7 % по жидкости и на 30 % по нефти.

Таким образом повторные ГРП на Нивагальском месторождении показали большую эффективность, чем первые, а на Урьевском ситуация диаметрально противоположная. Это связано с тем, что подбор скважин- кандидатов для повторного ГРП осуществлялся без обоснования его эффективности ввиду отсутствия соответствующих методик.

В третьем разделе представлены результаты исследования факторов, влияющих на эффективность ГРП, и обоснован выбор параметров для прогнозирования повторного гидравлического разрыва пласта.

Известно, что эффективность повторного ГРП формируется под влиянием множества факторов. К числу основных факторов, определяющих эффективность повторного ГРП, относятся: коэффициент пористости и проницаемости пласта, дебит скважин до ГРП по жидкости и нефти, обводненность добываемой продукции и т.д. Наличие множества факторов, влияющих на эффективность ГРП, определяет значительный разброс точек при построении любых зависимостей. Исходные геолого-промысловые данные, собранные по результатам ГРП, не всегда подчиняются нормальному закону распределения. Поэтому общепринятые методы в этих случаях не всегда приводят к желаемому результату.

Изучена геолого-физическая характеристика пластов ЮВ1 Нивагальского и Урьевского месторождений. На основании комплексного анализа геолого-физических свойств пласта выбраны параметры, характеризующие фильтрационно-емкостные свойства пласта, расчлененность, общую и эффективную толщину, которые определяют длину и проводимость трещины, эффективность ГРП за счет приобщения к работе ранее не дренируемых зон и пропластков.

При составлении прогнозных показателей эффективности повторного ГРП необходимо учитывать: гранулометрический состав, среднюю концентрацию и массу проппатна, темп закачки, среднее давление и давление после ГРП.

На 16-ти скважинах объекта ЮВ1 Нивагальского месторождения использовали проппант с гранулометрическим составом 20/40 меш. На 8-ми скважинах – 16/30 меш и на двух – 16/20 меш. На 12-ти скважинах масса закачиваемого проппанта изменялась от 5 до 10 т. Также на 12-ти скважинах масса проппанта составляла 10 – 15 т, на 6-ти скважинах 0 – 5 т, на двух скважинах 15 – 20 т и на трех скважинах более 20 т. Темп закачки изменялся от 2,2 до 5 м3/мин. Среднее давление разрыва варьируется в пределах 29,4 – 53,5 МПа. Давление после ГРП изменяется от 9,5 до 640 МПа.

Технологические параметры проведения первого ГРП на объекте ЮВ1 Урьевского месторождения отличаются от Нивагальского месторождения. На 10-ти скважинах использовали комбинированную закачку двух видов проппанта с гранулометрическим составом 16/30 + 12/18 меш, на семи скважинах фракции 20/40 меш, на двух скважинах 16/30 меш и комбинированную закачку пропантов фракцией 20/40+16/30 меш. На шести скважинах использовали проппант фракции 16/20 меш. Проппант фирмы СarboPrope использовали на одной скважине фракции 16/20 + 12/18 меш. На двух скважинах использовался проппант двух заводов «Уралхимпласт» и «Боровичский комбинат огнеупоров» с гранулометрическим составом 16/30+12/18 меш. На 12-ти скважинах применяли проппант массой от 10 до 20 т, на восьми скважинах от 40 до 50 т, на четырех скважинах применяли более 60 т, на трех скважинах – 0 – 10, 20 – 30 т и на двух скважинах масса проппанта составила 35,3 и 54,2 т. Средняя концентрация проппанта варьируется от 302 кг/м3 до 680 кг/м3. Темп закачки изменялся от 2 до  5 м3/мин. Среднее давление разрыва изменялось от 25 до 51,2 МПа. Давление после ГРП изменялось от 30,2  до 68 МПа.

В результате изучения показателей эффективности первого ГРП объекта ЮВ1 Нивагальского и Урьевского месторождений для дальнейшего прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП выявлены параметры, которые характеризуют режим работы скважины после проведения первого ГРП: дебит нефти до ГРП; обводненность до ГРП; дебит нефти после ГРП; обводненность после ГРП; дебит нефти перед повторным ГРП; дополнительная добыча нефти от первого ГРП; продолжительность эффекта от первого ГРП. Дебиты по нефти перед проведением первого ГРП на скважинах Нивагальского месторождения имели значения от 0,7 до 9,2 т/сут, что свидетельствует о низкой продуктивности скважин (47 % скважин работали с дебитами 0 – 3 т/сут; 28 % скважин с дебитами 3 – 6 т/сут и 25 % с дебитами 6 – 9 т/сут). По четырем скважинам № 2125, 2743, 2811, 2891 отсутствует информация. Обводненность до проведения первого ГРП изменялась от 0 до 67,1 %. Обводненность 40 % скважин составляла 0 – 10 %, 31 % скважин – 10 до 20 %, у 16 % скважин обводненность составляла 40 – 70% и у 13 % скважин – от 20 до 40 %. За один месяц после проведения ГРП 58 % скважин работали с дебитами по нефти от 0 до 10 т/сут, 36 % скважин с дебитами по нефти 10 –20 т/сут и 6 % скважин с дебитами от 20 до 35 т/сут. Обводненность 35 % скважин после проведения ГРП составила 10 – 20 %, у 31 % скважин – 20 – 40 %, но у 22 % скважин обводненность составила 40 – 60 % и у 6 % скважин – 0 – 10 % - 60 – 85%. Дополнительная добыча нефти на 55 % скважин составляла до 3 тыс.т, что показывает низкую эффективность ГРП. На 28 % скважин дополнительная добыча нефти составила от 3 – 10 тыс.т, на 11 % скважин дополнительная добыча нефти составила от 10 – 20 тыс.т и на 6 % скважин дополнительная добыча нефти составила 20 – 30 тыс.т. Продолжительность эффекта от ГРП изменялась от 22 до 2327 суток.

На 18-ти скважинах Урьевского месторождения ГРП был проведен после бурения. На 15-ти скважинах данные по дебиту нефти, обводненности до проведения ГРП частично отсутствуют. На скважине №1010 ГРП провели после перевода на объект ЮВ1. За один месяц после проведения ГРП 9 % скважин работали с дебитами нефти до 10 т/сут, с дебитами нефти 10 – 20 т/сут работали 37 % скважин, с дебитами от 20-30 т/сут работали 27 % скважин, с дебитами 30-40 т/сут работали 21 % скважин и с дебитами 40-50 т/сут работали 6 % скважин. Обводненность скважин через месяц после проведения ГРП составила: на 15% скважин - 20-40 %, на 39 % скважин - 10-20 % и на 46 % скважин обводненность составляет до 10 %. На 18 % скважин дополнительная добыча нефти составила до 3 тыс.т, на 46 % скважин - 3-10 тыс.т, на 27 % скважин - 10-20 тыс.т., на двух скважинах дополнительная добыча нефти от ГРП составила 20-30 тыс.т. и на одной скважине дополнительная добыча составила 48,2 тыс.т. Продолжительность эффекта от ГРП на объекте ЮВ1 Урьевского месторождения составила 35 – 3075 суток.

В четвертом разделе представлены результаты разработки и исследования методики прогнозирования показателей эффективности повторного гидравлического разрыва пласта.

Для выбора скважин-кандидатов для повторных ГРП наиболее перспективным представляется метод распознавания образов, а именно обучение с «учителем». Основная задача распознавания образов заключается в том, чтобы, исходя из обучающей последовательности, определить класс, к которому принадлежит описание объекта, подвергаемого классификации или идентификации.

Для прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП, а именно: дебита нефти, продолжительности эффекта, дополнительной добычи нефти разработан программный продукт S&KSecondFrac. Для составления прогноза составлена база образов, в которую входят скважины с определенными параметрами. Прогнозирование проведено на скважинах Нивагальского и Урьевского месторождений со следующими группами параметров: геолого-физические характеристика пласта, технологические параметры и показатели эффективности первого ГРП. Всего выбрано 17 параметров, из них: 4 характеризуют геолого-физические свойства пласта; 8 – технологические параметры ГРП; 5 параметров характеризуют показатели эффективности первого ГРП. Каждый параметр переводился в относительные единицы делением на большее значение для облегчения расчетов.

Пористость пласта (Х1) – ее значение играет важную роль при оценке запасов, что определяет дополнительную добычу нефти, значение пористости брали в д.ед. Для определения оптимальной геометрии трещины – длины и проводимости  необходимо учитывать проницаемость пласта (Х2), т.к. объем жидкости, профильтровавшейся в пласт во время ГРП, будет зависеть от свойств самой жидкости и от ее величины. Когда фильтрация жидкости разрыва в пласт велика, длина трещины и ее раскрытость уменьшаются. Для перевода в относительные единицы значение проницаемости разделено на 0,03 мкм2, так как на рассматриваемых объектах большего значений этой величины не наблюдается. Расчлененность по толщине (Х3) определяет эффективность ГРП за счет приобщения к разработке ранее не дренированных зон и пропластков. Для перевода в относительные единицы значение расчлененности разделено на 10 ед, так как на рассматриваемых объектах большего значений этой величины не наблюдается. Эффективная толщина пласта (Х4) должна быть более 4 м, так как это нижняя граница положительного эффекта от ГРП. Эффективную толщину разделили на общую толщину пласта. Массу закачанного проппанта (Х5) характеризуют размер создаваемой трещины и ее проводимости, значение Х5 разделили на 100 т, так как больше 100 т не применяли. Способность проппанта выдерживать давление смыкания трещины в пластовых условиях и сохранять ее проводимость со временем зависит от его размера, то есть от гранулометрического состава проппанта (Х6), и для перевода в относительные единицы значение числителя разделили на значение знаменателя. Средняя концентрации проппанта (Х9) необходима для определения пропускной способности трещины. Перевод в относительные единицы произвели делением на 1000 кг/м3, так как большей концентрации не применяется. Темп закачки (Х10) – параметр нагнетания проппанта перевели в относительные единицы разделив на 10 м3/мин. Давление разрыва (Х11) и давление после ГРП (Х12) разделили на 100 МПа. Безразмерный параметр (Х13) учитывает дебит скважины до и после первого ГРП. Безразмерный параметр (Х14) учитывает дебит нефти после первого ГРП и перед повторным ГРП. Безразмерный параметр (Х15) учитывает дополнительную добычу нефти после первого ГРП, дебит нефти после первого ГРП и продолжительность эффекта от первого ГРП. Безразмерный параметр (Х16) включает в себя обводненность после первого ГРП, а безразмерный параметр (Х17) обводненность перед повторным ГРП.

Для получения прогнозной информации показателей эффективности повторного ГРП в программе S&KSecondFrac необходимо внести данные в окно «Исходные данные» и далее  проводится расчет по формулам (1) – (4).

По формуле 1 определяют минимальное расстояние между точками в многомерном пространстве R по всей базе образов.

,                                (1)

где Хi – параметры скважин базы образов; Yi - параметры тестируемой скважин.

Выбраны пять скважин с минимальными значениями R. Прогноз по ним произведен следующим образом. Рассчитано R1 по геологическим параметрам, R2 – по технологическим параметрам и R3 – по параметрам эффективности первого ГРП. Выбираются три скважины по минимальным значениям R1, R2, R3 и проводится прогноз показателей эффективности повторного ГРП в зависимости от геологических, технологических параметров и показателей эффективности первого ГРП.

;                                        (2)

;                                        (3)

.                                        (4)

На Нивагальском месторождении было проведено 44 повторных операций ГРП из них в базу образов вошло 36 скважин, так как время работы 8-ми скважин не превышало двух месяцев и отсутствовала информация об успешности операций. На Урьевском месторождении было проведено 33 повторных ГРП, которые вошли в базу образов.

Для оценки достоверности разработанной методики и ее проверки выбраны четыре скважины объекта ЮВ1 Нивагальского, четыре скважины Урьевского месторождения и две скважины Ласеганского месторождения не вошедшие в базу образов.

На скважине 2122 Нивагальского месторождения после проведенных расчетов получены следующие результаты (таблица 1).

Прогнозирование показателей эффективности повторного ГРП происходит следующим образом:

- по минимальному значению геологического параметра R1 и при соблюдении технологии проведения повторного ГРП скважины 2741 будут получены следующие результаты:

- дополнительная добыча нефти составит 3,27 тыс.т;

- дебит нефти после проведения повторного ГРП составит 12,7 т/сут;

- продолжительность эффекта составит 495 суток.

- по минимальному значению показателей R2, R3 и при соблюдения технологии проведения повторного ГРП скважины 2570 будут получены следующие результаты;

- дополнительная добыча нефти составит 0,66 тыс.т;

- дебит нефти после проведения повторного ГРП составит 7,45 т/сут;

- продолжительность эффекта составит 300 суток.

Таблица 1 – Прогнозные показатели скважины 2122 Нивагальского месторождения

№ скв

R

Фактические показатели

Прогнозные показатели

Q/t

Q, тыс.т

q, т/сут

t, сут

M, т

Q, тыс.т

q, т/сут

t, сут

M, т

2122

7,79

16,62

1071

20,2

7,3

2570

R2, R3

0,66

7,45

300

12

2,2

70

2741

R1

3,27

12,66

495

40,1

6,6

9,1

2557

82,36

16,63

3257

18

25,3

247

5044

52,51

28,76

2275

12

23,1

217

2732

0,381

10,01

117

15

3,3

55

Примечание: M - масса закачанного проппанта при повторном ГРП, т; Q - дополнительная добыча нефти, тыс. т; q - дебит нефти после повторного ГРП, т/сут; t - время продолжительности эффекта повторного ГРП, сут; Q/t – удельный прирост (средний дебит), м3/сут; – погрешность расчета, %.

При сравнении фактических показателей эффективности повторного ГРП скважины 2122 (первая строка таблицы 1) с прогнозными показателями скважины 2570, получен отрицательный результат, потому что прогнозный средний дебит по скважине составляет 2,2 т/сут, а фактический 7,3 т/сут. По скважине 2741 результат прогнозирования положительный - средний дебит составляет 6,6 т/сут, что близко к фактическому значению. Погрешность расчетов, рассчитанная по формуле (5), по скважине 2741 составляет 9,1 %. Следовательно если проводить повторный ГРП на скважине 2122 по той технологии, по которой проводили на скважине 2741, то дополнительная добыча нефти составит 3,27 тыс.т за 495 суток.

                                       (5)

где (Q/t)прог – удельный прирост (средний дебит) прогнозный, м3/сут; (Q/t)факт – удельный прирост (средний дебит) фактический, м3/сут.

Аналогичные расчеты проведены по трем скважинам Нивагалського, по четырем скважинам Урьевского и по двум скважинам Ласеганского месторождения. Результаты представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Прогнозные показатели по контрольным скважинам Нивагальского, Урьевского и Ласеганского месторождений

№ скв

R

Фактические показатели

Прогнозные показатели

(Q/t)факт / (Q/t)прог

Q, тыс.т

q, т/сут

t, сут

M, т

Q, тыс.т

q, т/сут

t, сут

M, т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Нивагальское месторождение

2661

R1

108,9

22,8

3445

15

82,4

16,6

3257

18

31,6 / 25,3

20

2272Б

R2

9,1

4,51

3243

12,8

3,02

3,31

959

42

2,8 / 3,6

12

2557

R2

82,36

16,63

3257

18

52,51

28,76

2275

12

25,3 / 23,1

8,7

Урьевское месторождение

530

R1

6,56

7,88

2005

16,2

3,68

11,91

1277

13

3,3 / 2,88

12

7050

R3

16,7

23,85

1550

40,3

12,13

20,4

1077

40,5

10,8 / 11,3

4,6

7099

R1

2,62

15,89

453

40,6

1,72

14,21

276

32

5,79 / 6,24

7,6

7853

R3

12,13

20,4

1077

40,5

16,7

23,85

1550

40,3

11,3 / 10,8

4,4

Ласеганское месторождение

2346

R1

54

7,5

-

12,3

52,5

28,8

2275

12

-

2,8

9339

R1

56

40,6

-

12

52,5

28,8

2275

12

-

6,2

Полученные результаты по контрольным скважинам Нивагальского и Урьевского месторождений показали, что погрешность прогнозных показателей не превышает 20 %. На двух контрольных скважинах Ласеганского месторождения, которые не вошли в базу образов, получены положительные результаты, погрешность расчетов не превышает 7 %.

Преимущество такого подхода прогнозирования представляется достаточно очевидным, поскольку позволяет без существенных экономических затрат произвести оперативный прогноз ожидаемого технологического эффекта в конкретных геолого-промысловых условиях, принять решение о целесообразности проведения ГРП и выбора технологических параметров проведения повторного ГРП. С применением разработанной методики определения эффективности повторного гидравлического разрыва пласта на скважинах, эксплуатирующих низкопроницаемый, расчлененный объект ЮВ1 Нивагальского и Урьевского месторождений, при проведении повторной операции ГРП были получены результаты, совпавшие с прогнозными, что в свою очередь позволило получить повышение накопленной добычи нефти на 15 %.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И Рекомендации

1.  За период эксплуатации, скважин после проведения ГРП, значительно снижается проводимость трещины вследствие выноса проппанта и ее постепенного смыкания, что требует необходимости проведения повторного ГРП.

2.  Из большого числа факторов (более 30), влияющих на эффективность повторного ГРП, выявлены наиболее значимые 17 параметров. Из них: 4 параметра характеризуют геолого-физические свойства пласта; 8 – технологические параметры ГРП; пять параметров характеризуют эффективность первого ГРП.

3.  Для прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП по объекту ЮВ1 Нивагальского и Урьевского месторождений составлена база образов в которую вошли 36 и 33 скважины соответственно.

4.  Разработана методика прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП, позволяющая осуществлять выбор наиболее значимых технологических параметров проведения повторного ГРП.

5.  Разработанные рекомендации прошли промысловую апробацию в условиях ТПП «Лангепаснефтегаз» и подтвердили свою эффективность. Рост накопленной добычи нефти по Нивагальскому и Урьевскому месторождениям составил 15 %.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

  1. Сабитов Р.Р. Методы повышения нефтеизвлечения на Унтыгейском месторождении // Проблемы геологии и освоения недр: Сб. науч. тр. – Томск: ТПУ, 2009. - С. 474-476.
  2. Сабитов Р.Р. К вопросу выбора скважин-кандидатов для проведения повторного гидравлического разрыва пласта // Проблемы геологии и освоения недр: Сб. науч. тр. – Томск: ТПУ, 2010. - С. 103-105.
  3. Сидоров И.В. Анализ влияния фракций проппанта на эффективность гидравлического разрыва пласта на Самотлорском месторождении / И.В. Сидоров, Р.Р. Сабитов, А.Д. Митрофанов // Территория нефтегаз. – 2010. - № 5. – С. 18-22.
  4. Сабитов Р.Р. Определение параметров и критериев эффективности повторного ГРП на скважинах Нивагалського месторождения / Р.Р. Сабитов, В.А. Коротенко // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень: типография «Печатник», 2010. – С. 373-380.
  5. Сабитов Р.Р. Моделирование процесса и определение эффективности повторного гидравлического разрыва пласта / Р.Р. Сабитов, А.И. Асадуллин // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: Сб. науч. тр. – Тюмень, 2011. – С. 105 - 109.
  6. Сабитов Р.Р. Определение эффективности повторного гидравлического разрыва пласта с применением теории распознавания образов / Р.Р. Сабитов, А.И. Асадуллин // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень, 2011. – С. 277 - 280.
  7. Сабитов Р.Р. Аналитическое обоснование эффективности применения повторного гидравлического разрыва пласта // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов: Сб. науч. тр. – Москва: ВНИИнефть, 2011. – С. 96.
  8. Сабитов Р.Р. Применение теории распознавания образов в нефтегазопромысловой практике / Р.Р. Сабитов, В.А. Коротенко // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2011. - № 5. – С. 154-161.
  9. Сабитов Р.Р. Прогнозирование показателей эффективности повторного гидравлического разрыва пласта применением элементов теории распознавания образов / Р.Р. Сабитов, В.А. Коротенко // Территория нефтегаз. – 2011. - № 12. – С.18-21.
  10. Сабитов Р.Р. Прогнозирование показателей эффективности повторного гидравлического разрыва пласта на Нивагальском и Урьевском месторождениях // Наука и ТЭК. – 2011. - № 7. – С. 38 – 41.

Соискатель                         Р.Р. Сабитов

Издательство «Вектор Бук»

Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 27.02.2012 г.

Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.

Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 170.

Отпечатано с готового набора в типографии

издательства «Вектор Бук».

Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45.

Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.

 






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.