Результаты факторного анализа эффективности  методов интенсификации добычи нефти и их  влияния на конечную нефтеотдачу пластов 

Результаты факторного анализа эффективности методов интенсификации добычи нефти и их влияния на конечную нефтеотдачу пластов

Куликов А.Н. fKulikov@ufantc.ru ), Захаров В.П.

ЗАО «УфаНИПИнефть»

В многочисленных работах по гидравлическому разрыву пласта ГРП и форсированному отбору жидкости (ФОЖ) выявлены общие закономерности, связанные с эффективностью этих методов интенсификации добычи нефти (ИДН) [1, 2]. Вместе с тем, при анализе результатов ГРП и ФОЖ на конкретных месторождениях выявляются закономерности, характерные для геолого-технологических условий конкретной залежи или конкретного типа залежей, обусловливающие необходимость адресного подхода к выбору объектов воздействия. В представленной работе изложены результаты факторного анализа эффективности ГРП и ФОЖ на объектах БП14 Тарасовского и ПК19-20 Барсуковского месторождений, а также и других залежах нефти.

Залежь объекта БП14 Тарасовского месторождения крупная структурно-литологического типа характеризуется сложным клиноформенным строением, продуктивный разрез сильно расчленен. Коллекторы сложены низкопроницаемыми (0.015 мкм2) песчаниками и алевролитами полимиктового типа с повышенным содержанием цемента (3-10 %) хлорит-гидрослюдистого и частично карбонатного состава. Низкая проницаемость и слабая выдержанностью коллекторов обусловливают крайне низкую эффективность системы поддержания пластового давления (ППД).

Объект ПК19-20 Барсуковского месторождения представлен крупной водоплавающей залежью с газовой шапкой, характеризуется высокими нефтенасыщенными толщинами (17.6 м) и расчлененностью, более высокой средней проницаемостью (0.074 мкм2). Таким образом, рассмотренные объекты характеризуются различными геологическими характеристиками.

На объекте БП14 Тарасовского месторождения в период с 1995 года проведены первичные ГРП на 344-х скважинах и повторные на 80-ти. Средняя продолжительность эффекта при первичном ГРП составила 40.9 мес., при повторном гидроразрыве - 21,8 мес. Средний относительный прирост добычи нефти к базовой достигает 8.9. Расчеты показывают, что в результате ГРП на объекте БП14 Тарасовского месторождения было обеспечено двукратное увеличение текущих извлекаемых запасов. Дополнительная

добыча нефти на одну скважино-операцию по повторному ГРП составила 6.7 тыс. т. Средний относительный прирост добычи нефти к базовой при повторном ГРП составляет 1.3. Таким образом, удельная накопленная дополнительная добыча нефти, отнесенная к одной среднестатистической скважине и средний прирост добычи нефти к базовой при повторном ГРП ниже по сравнению с первичным в 2.4 и 6.8 раз, соответственно.

На объекте ПК19-20 Барсуковского месторождения в период 2000-2005 г. г. проведено 50 первичных ГРП. Согласно проведенным расчетам средняя дополнительная добыча нефти составила 7.3 тыс. т. на одну скважино-операцию. Прирост добычи к базовой - 4.9. Средняя продолжительность эффекта при ГРП составляет 23.8 мес.

Факторный анализ проводился отдельно для каждого из параметров эффективности: прирост дебита жидкости (нефти), изменение обводненности и длительность эффекта. В силу отличия процессов, происходящих при проведении первичного и повторного ГРП, эти мероприятия по объекту БП14 анализировались отдельно.

Анализ подтвердил общеизвестную закономерность, что кратностью увеличения дебита жидкости (нефти) за счет проведения ГРП в значительной степени определяется базовым дебитом. Так, для условий объекта БП14 Тарасовского месторождения для достижения высокой кратности увеличения дебита нефти проводить ГРП целесообразно на добывающих скважинах с дебитом не более 10 т/сут.

Анализ также подтвердил общеизвестную закономерность, заключающуюся в том, что кратность увеличения дебита нефти за счет повторных ГРП возрастает со снижением эффективности проведения первичного ГРП. Действительно, известно [3], что кратность увеличения дебита нефти при ГРП «чистой» скважины (скин-фактор = 0) не может быть выше 2-х. В этих же пределах находится и эффективность повторного ГРП при кратности увеличения дебита нефти после первичной обработки скважины выше 5. Таким образом, повторные ГРП целесообразно проводить при кратности увеличения дебита нефти за счет первичных не более 5.

В силу указанных причин, средние показатели эффективности повторного ГРП ниже. Кроме того, как показал анализ, низкая эффективность повторных ГРП определяется высокой выработкой запасов в области дренирования скважины и худшим энергетическим состоянием пласта, в частности, за счет снижения среднего пластового давления после первичного ГРП.

Методология анализа определила необходимость введение т.н. «коэффициента использования потенциала скважины» (КИПС), представляющего частное от деления

текущего дебита нефти (жидкости) скважины на гидропроводность призабойной зоны

пласта:

_д0 2пАр

КИПС = =-^-,

кк 1п(Я / г + Б к с

где д - динамическая вязкость жидкости, Ар - депрессия на пласт, Як, гс - радиус кругового пласта с изотропными свойствами и скважины, соответственно, Б - скин-фактор.

При высоких значениях КИПС потенциал скважины реализован в большей степени. Снижение КИПС за счет роста скин-фактора или уменьшения депрессии на пласт определяет необходимость проведения соответствующего ГТМ. Анализ позволил выявить обратную зависимость абсолютного прироста накопленный добычи нефти, в результате первичного ГРП, от базового значения КИПС. Согласно ее для достижения высоких значений абсолютного и относительного значений прироста добычи нефти ГРП необходимо проводить на скважинах со значением КИПС не более 0.1.

Анализ также подтвердил общеизвестное влияние на эффективность ГРП природы песконосителя. Кратность увеличения дебита жидкости (нефти) более чем в 2 раза выше при использовании в качестве основы жидкости разрыва нефти по сравнению с водой. Это объясняется изменением абсолютной и фазовой проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) при контакте с технологической жидкостью на водной основе, которое обусловлено описанными выше литолого-минералогическими особенностями пород-коллекторов.

Отличительной особенностью ГРП на объекте БП14 Тарасовского месторождения является то, что анализ не вывил влияния на эффективность ГРП в условиях Тарасовского месторождения количества закаченного проппанта. В отличие от многих других залежей нефти здесь оптимальный объем проппанта, закачиваемого в пласт при ГРП, составляет до 15 т (до 1 тонны на метр нефтенасыщенной толщины). Дальнейшее увеличение количества закачиваемого проппанта и, как следствие, объема трещин практически не влияет на кратность увеличения дебита жидкости (нефти). Это не означает отсутствия общепринятой закономерности, но указывает на определяющее влияние в описанных условиях других более сильных факторов, выявленных и представленных ниже в данной работе.

Анализ показал, что эффективность ГРП, а также ФОЖ в первую очередь влияет энергетическое состояние пласта, а, следовательно, эффективность системы ППД. В частности, наблюдается тенденция роста кратности увеличения дебитов нефти и жидкости при ГРП с увеличением среднего пластового давления на объекте БП14, представленная на

рис. 1. Каждая точка, представленная на рис.1 усредняет несколько фактических, расположенных в определенном интервале значений параметра на оси абсцисс. Аналогичные закономерности обнаружены при анализе эффективности ГРП на скважинах объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения.

Отрицательное влияние сниженного пластового давления сказывается посредством двух факторов гидродинамической природы. Первый - это влияние интерференции скважин, заключающееся в снижении дебитов окружающих скважин из-за снижения пластового давления в районе интенсифицированной. Для анализа этого фактора введен т.н. коэффициент интерференции, равный относительной разнице между суммарным эффектом по интенсифицированным скважинам и величиной эффекта, подсчитанного по залежи в целом. Для обоих рассмотренных объектов коэффициент интерференции оставил около 0.5. Второй фактор - снижение дебита самой интенсифицированной скважины вместе с указанным снижением пластового давления. Анализ показал, что коэффициент снижения дебита принимает наибольшее среднее значение на залежах с наибольшим снижением пластового давления.

Рис. 1. Зависимость кратности увеличения дебита нефти и жидкости от среднего пластового давления в области дренирования скважин.

Факторный анализ изменения обводненности продукции скважины в результате поведения ГРП или интенсификации отборов показал заметное влияние на эту величину базовой обводненности продукции скважин. С увеличением базовой обводненности

величина прироста обводненности уменьшается, а при высоких значениях базовой обводненности прирост становится отрицательным, т. е. имеет место снижение обводненности. Такая зависимость выявлена по скважинам объекта БП14 Тарасовского месторождения, на которых проводились ГРП, ФОЖ и обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ). Аналогичная закономерность выявлена для мероприятий по интенсификации добычи нефти по объекту ПК19-20 Барсуковского месторождения и по другим объектам, таким как как БС101 Южно-Сургутского месторождения и БС6 Тепловского месторождения.

Анализ также показал, что заметное влияние на изменение содержания воды в добываемой жидкости в результате ГРП и форсированного отбора жидкости оказывает выработка запасов, косвенно характеризующая среднюю нефтенасыщенность зоны дренирования и удаленность скважины от фронта вытеснения. С увеличением выработки начальных извлекаемых запасов (НИЗ) ГРП и интенсификация отборов приводят к увеличению обводненности добываемой жидкости (рис. 2). Низкий прирост обводненности и, как следствие, высокие значения дополнительной добычи нефти в результате ГРП наблюдаются в условиях выработки НИЗ до 20-40%, когда образовавшиеся трещины не контактируют с фронтом заводнения.

Кажущееся противоречие последних двух закономерностей исчезает, если анализировать изменение обводненности продукции интенсифицированных скважин в зависимости от отставания выработки НИЗ зоны дренирования скважины от текущей обводненнсти.

Рис. 2. Сравнительное изменение обводненности добываемой жидкости при первичном и повторном ГРП в зависимости от выработки запасов.

Такой анализ выявил тенденцию снижения прироста обводненности продукции скважины в результате проведения ГРП с увеличением степени отставания выработки НИЗ зоны дренирования скважины, качественно характеризующей ее среднюю текущую водонасыщенность, от текущей доли воды в продукции скважины (рис. 3). Это отставание определяется долей в добываемой жидкости той части воды, которая циркулирует через пласт, не производя работу по вытеснению нефти и обусловливая наличие не вовлеченных в разработку нефтенасыщенных толщин. В случае присутствия в продукции скважины заметного количества «лишней» воды и не вовлеченных в разработку нефтенасыщенных толщин, проведение ГРП приводит к вовлечению этих запасов в разработку и снижению обводненности продукции скважины [4]. Аналогичная закономерность выявлена при анализе результатов повторного ГРП скважин того же объекта, а также результатов ФОЖ и ОПЗ.

Все сказанное указывает на то, что найденная закономерность является проявлением особенностей двухфазной фильтрации при увеличении депрессии на пласт и градиента давления вдоль пласта. Гидродинамическое воздействие на пласт в этих условиях выравнивает значения текущей обводненности и выработки НИЗ в случае заметного отставания одного от другого. Для скважин, попавших в правую часть графиков характерны низкая выработка зоны дренирования, связанная с удаленностью фронта

вытеснения, и высокая обводненность продукции, связанная с прорывом воды по высокопроницаемым пропласткам. Как уже описано, увеличение градиента давления в ПЗП скважины в этих условиях приводит к вовлечению в работу нефтенасыщенных пропластков. Скважины, попавшие в левую часть графиков, характеризуются высокой выработкой запасов, указывающей на близость фронта вытеснения, при низкой обводненности продукции. В этих условиях повышение градиента давления приводит к прорыву воды в добывающих скважинах

прирост обво 40 •Ч зо - 20 дненности, %

11111 ^Э-ч,, -100 -80 -60 -40 -20 ( -20 - -30 - -40 -(обводнен 1 1 1 Г^. 20 40 60 • ность до ГРП-отбор от НИЗ), %

Рис. 3. Влияние темпа отставания выработки НИЗ от текущей обводненности на прирост обводненности после мероприятий по ИДН на скважинах объекта БП14 Тарасовского месторождения.

Вполне естественная корреляция выработки запасов с энергетических состоянием пласта определяет прирост обводненности продукции скважины после первичного ГРП с ростом среднего пластового давления в области дренирования скважины (рис.4). Согласно выявленной и представленной в работе [5] закономерности, в литологически выдержанных зонах объекта БП14 Тарасовского месторождения с увеличением пластового давления увеличивается величина отставания выработки НИЗ от текущей обводненности

продукции. Эту связь можно объяснить влиянием геологической неоднородности. Гидродинамические расчеты показывают, что в неоднородных пластах наиболее глубокая воронка депрессии имеет место в низкопроницаемых нефтнасыщенных пропастках, и наоборот наибольший перепад давления между призабойными зонами нагнетательной и добывающей скважин имеет место в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках. Очевидно, что с ростом пластового давления это превышение увеличивается, что и обусловливает больший прирост обводнености при проведении ГРП. Таким образом, увеличение прироста обводненности в результате ГРП с ростом пластового давления является формой проявления описанных выше закономерностей.

и о

О)

60 п

50 -

5 40 т

ю

* 30 и о а.

= 20

10 -

♦ 1 ГРП

• 2 ГРП

260

280

300 320 340

ср. пластовое давление, атм

Рис. 4. Сравнительное изменение обводненности при первичных и повторных ГРП в зависимости от среднего пластового давления в области дренирования скважины.

Отличительной чертой залежи объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения является водоплавающий характер залежи, что обусловливает влияние на изменение обводненности продукции скважин при ГРП толщины непроницаемой перемычки между разнонасыщенными частями пласта. С увеличением толщины изолирующей перемычки уменьшается прирост обводненности добываемой жидкости из-за снижения вероятности прорыва подошвенной воды через образовавшиеся трещины и, соответственно, увеличивается удельная накопленная дополнительная добыча нефти при ГРП, что также показано в [6].

Для объектов БП14 Тарасовского и ПК19-20 Барсуковского месторождений существенного увеличения эффективности разрыва пласта удается достичь при обработке призабойной зоны технологией соляно-кислотных обработок, глино-кислотных обработок и обработок растворами ПАВ. В частности, растет длительность эффекта, практически двукратно увеличивается накопленная дополнительная добыча нефти и относительный прирост добычи нефти к базовой за счет ГРП в случае последующего проведения ОПЗ. При этом эффективность ОПЗ без ГРП значительно ниже, что позволяет говорить о синергетическом эффекте при совмещении ГРП с ОПЗ на указанных месторождениях. Аналогично, более эффективны повторные ГРП с последующим ОПЗ.

Таким образом, полученные в работе аналитические зависимости и качественные закономерности позволяют выбирать скважины для проведения ГРП, ОПЗ и ФОЖ, которые позволят уменьшить или сохранить уровень обводненности продукции и обеспечить, таким образом, увеличение нефтеотдачи пластов.

Литература

1. Гузеев В.В., Поздняков А. А., Зайцев Г.С. Результаты применение гидроразрыва пласта на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа // Нефтяное хозяйство. 2002. №6. С. 116-119.

2. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. 40 с.

3. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидровлического разрыва пласта. М.: Недра, 1999. 212 с.

4. Курамшин Р.М. Оценка влияния применения гидроразрыва пласта на объем вовлекаемых в разработку запасов нефти // Нефтепромысловое дело. 1999. №4. С. 24-25.

5. А.Н. Куликов. «Принципы структурного анализа показателей разработки и локализации остаточных запасов многопластовых залежей нефти на примере объекта БП14 Тарасовского месторождения». // Нефтепромысловое дело, № 7, 2005 г.

6. Иванов С.В., Саунин В.И. Результаты применения гидравлического разрыва пласта в эксплуатационных объектах с глинистой перемычкой небольшой толщины // Нефтяное хозяйство. 2002. № 6. С. 49-51.