Анализ ГРП с предварительными ремонтно-изоляционными работами (РИР)

ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ

The analysis of HFL with preliminary it is repair - insulating works

Bolshunov A.

Анализ ГРП с предварительными ремонтно-изоляционными

работами (РИР) Большунов А. В.

Большунов Артем Владимирович /Bolshunov Artem — студент, кафедра геологии и разработки нефтяных месторождений, институт природных ресурсов, Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск

Аннотация: статья включает в себя анализ накопленного опыта проведения гидроразрыва пласта с предварительными ремонтно-изоляционными работами. Проанализирована эффективность проведения ГРП с РИР на пластах, имеющих разные характеристики. Abstract: article includes the analysis of the saved-up experience of carrying out hydraulic fracturing of layer with preliminary repair and insulating works. Efficiency of carrying out HFL with RIW on the layers having different characteristics is analysed.

Ключевые слова: гидроразрыв, пласт, ремонтно-изоляционные работы. Keywords: hydraulic fracturing, layer, it is repair-insulating works.

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 гидроразрыва пласта 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 гидроразрыва пласта 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 гидроразрыв пласта 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 пропанта), и лишь на 1% — из химических реагентов.

Гидроразрыв пласта является самым актуальным и эффективным методом увеличения нефтеотдачи. Проблема, возникающая после проведения гидроразрыва пласта, это увеличение обводненности. Избежать данную проблему возможно, используя гидроразрыв пласта с проведением предварительных ремонтно-изоляционных работ (РИР), ограничив тем самым приток воды от высоконасыщеного водой и высоко проницаемого участка и вводом в активную разработку нижнего слабодренируемого интервала [1].

Для успешности данного мероприятия очень важным является наличие глинистой перемычки достаточной мощности между продуктивными интервалами пласта.

На объекте месторождения было проанализировано 11 операции ГРП с предварительной изоляцией верхней части пласта. В половине случаев перед ГРП была проведена закачка глинистого раствора в объеме 100-200 м3. В качестве изолирующего реагента, как правило, используется цемент на водной основе в объеме 0.5-4.7 м3.

Большая часть обработок проведена на скважинах бездействующего фонда (9 операций) и 2 ГРП на действующих скважинах. Операции на бездействующих скважинах выполнены на

пластах большей эффективной мощности (18.0 против 14.7 м). Технология применялась на скважинах с низкими показателями эксплуатации на момент ГРП/остановки (в большинстве случаев обводненность составляла более 90%).

Графики соотношения обводненности и прироста доли воды после обработки с обводненностью до ГРП. На 9 скважинах из 11 обводненность на момент обработки превышала 90%, при этом 7 из них находились в длительном простое (в основном, более 12 месяцев). На 9 скважинах после РИР и ГРП произошло снижение доли воды в продукции, из них после 6 обработок наблюдается рост дебита жидкости.

Таким образом, в ходе анализа установлено, что при выполнении изоляции перед ГРП на скважинах, величина обводненности на которых превышает 90%, преимущественно происходит снижение обводненности после обработки. Отметим, что по обработкам на скважинах неработающего фонда обводненность до ГРП в среднем составляла 97.6%, снижение доли воды в продукции после данных операций составило 5.7% в абсолютных единицах (без учета скважин №№ 7567, 8390 со снижением более чем на 40%); по обработкам на действующих скважинах с долей воды в продукции до ГРП 98.5% отмечено снижение после воздействия в среднем на 4.9% в абсолютных единицах. По скважинам с обводненностью менее 90% после реализации ГРП произошел рост обводненности. Операции выполнены при различном показателе накопленной обводненности - от 7.8 до 89.7%.

Следует отметить, что по скважинам неработающего фонда после ГРП с предварительными РИР произошло значительное увеличение дебитов нефти и жидкости с 1.2 и 34.5 до 12.4 и 78.3 т/сут. соответственно.

В ходе анализа не обнаружено зависимостей обводненности после обработки от величин удельного объема цемента и глинистого раствора.

Значительное снижение обводненности (на 16-61%) и рост дебита нефти после воздействия отмечается на скважинах с глинистой перемычкой между верхними и нижними пропластками объекта более 5 м.

Отметим, что на скважине № 7567 использован вязкоупругий состав (в объеме 4 м3), после закрепленный цементом, что привело к отличному результату: дебит нефти увеличился с 1.4 до 15.5 т/сут, обводненность уменьшилась с 98.0% до 36.6%.

На 4 из 11 скважин была проведена селективная изоляция верхнего интервала пласта, по трем из них после обработки получен значительный рост дебита жидкости, снижение обводненности - незначительное (1.4-3.3% в абсолютных единицах) [3].

На скважине № 8634 предварительная закачка глинистого экрана осуществлялась совместно с полимером ВПРГ, ГРП выполнен в 1 этап: использовано 47.5т проплата с высокими концентрацией проппанта (1760 кг/м3) и темпом закачки жидкости разрыва (3.3 м3/мин). Созданная трещина позволила получить высокий прирост по жидкости (в среднем за 3 месяца 57.9 т/сут) и по нефти - 14.1 т/сут, однако снижение обводненности незначительное - 1.4%.

В ходе анализа установлено, что при выполнении изоляции перед ГРП на скважинах, величина обводненности на которых превышает 90%, преимущественно происходит снижение обводненности после обработки [3].

По скважинам неработающего фонда (9 из 11 скважин) после ГРП с предварительными РИР произошло значительное увеличение дебитов нефти и жидкости с 1.2 и 34.5 до 12.4 и 78.3 т/сут соответственно, при этом снижение доли воды в продукции после данных операций составило 5.7% в абсолютных единицах. По обработкам на действующих скважинах отмечено снижение обводненности после воздействия в среднем на 4.9% в абсолютных единицах. По скважинам с обводненностью менее 90% после реализации ГРП произошел рост обводненности.

Анализируемый метод рекомендуется использовать при проведении ГРП на высоко обводненных скважинах, имеющих глинистые перекрытия толщиной более 5м.

Литература

1. Стрижнев К. В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика // СПб: Недра, 2010. 560 с.

2. Зозуля Г. П., Клещенко И. И., Гетман М. Г. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, 2002. 138 с.

3. Ланчаков Г. А. и др. Повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ на скважинах // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ, 2005. 103 с.