Повховское месторождение

    

    Рис.5.3.1 Распределение дебитов после проведения ГРП 

   вами.

    Можно отметить, что абсолютная эффективность  метода (прирост дебита нефти к дебиту до обработки) изменяется в достаточно широких пределах. При среднем дебите нефти до обработки 7 т/сут., прирост дебита по отдельным скважинам достигал 100 т/сут. Из  распределения  видно,  что доля успешных обработок составила 96,3%  (см. рис5.3.1). На рисунке: распределение относительного прироста дебита нефти после ГРП.

    _{На  рис.5.3.1приведено распределение относительного прироста дебита нефти после ГРП. Средний прирост дебита по горизонту БВ-8 составил 6.5 раз.}

           _{Увеличение дебита жидкости после ГРП в значительной степени зависит от потенциальных возможностей скважины. Как потенциальную возможность рассмотрим максимальный дебит жидкости до ГРП. В условиях применения ГРП не только обеспечивает прирост дебита жидкости до максимально достигнутого до ГРП, но и значительно его превосходит. Так по горизонту БВ из 376 обработанных скважин лишь по 5 дебит после ГРП не превышал дебит до ГРП . Среднее отношение к максимальному дебиту до ГРП составило для скважин горизонта БВ - 2.6 раза, а пластов ЮВ - 3,7 раза.}

_{Зависимость относительного прироста дебита жидкости после ГРП по отношению к максимальному до ГРП приведена на рис.5.3.2. В целом по ме} 

 

_{Рис.5.3.2 Распределение относительных дебитов после ГРП} 

 

_{Рис.5.3.3 Прирост относительных дебитов по сравнению к дебитам до ГРП} 

_{сторождению объем обработок, по которым не был  достигнут потенциальный  дебит жидкости, составляет 9% от общего объема.}

Применение  метода позволит так же значительно  улучшить эксплуатационные характеристики скважин после обработок. Так, если в среднем по горизонту БВ8 на одну добывающую скважину в зоне проведения работ приходится 12 дней работы в месяц, то на одну скважину после ГРП - 25 дней.

    _{Важным  технологическим  достижением является то, что в активную разработку была вовлечена часть запасов краевой зоны. Таким образом, эффективность работы скважины после ГРП в краевых зонах горизонта БВ8 в 4,2 раза превышает эффективность работ обычных скважин, по которым ГРП не проводился.} 
 

5.3.1. Влияние геологических факторов на эффективность работ по ГРП 
 

    Основное  влияние на эффективность работ  по ГРП оказывают геологические  факторы. Учет их влияния довольно сложен.

    Геологические факторы рассматривались как  по скважине, так и по около скважинному пространству (радиус возможной длины трещины).

    Среди рассмотренных факторов по скважине были толщины: общая; эффективная; эффективная  перфорированная; толщины пропластков, входящие в высокосвязанные области  пласта; проницаемость, расчлененность, проводимость и ряд других параметров. 

      
 

              Рис.5.3.4 Зависимость максимальных дебитов после ГРП от толщины пропластка

 

      Среди рассмотренных параметров  по около скважинному пространству, в  дополнение к перечисленным,  были рассмотрены еще и песчаненность  разреза и объем высоко связанных  запасов. Рассматривалась также возможность  связи  эффективности с соотношением параметров около скважинного пространства и призабойной зоны.

    Проведенные исследования показали, что по всей совокупности обработок ни от одного из геологических факторов  зависимости  не наблюдается.

    Дальнейшие  исследования проводились по типам  геологического разреза в скважине. Большинство скважин, по которым  проведен ГРП, принадлежат прерывистой  зоне горизонта БВ8. Согласно геологической  модели, в этой зоне выделяются два  литотипа - полумонолиты и тонкослоистый коллектор. Для анализа, все скважины, в которых проведен ГРП, были разбиты на три типа. Первый - скважины, в которых встречается лишь один пропласток. Второй - скважины, в которых помимо тонкослоистого коллектора присутствует литотип - полумонолиты. Третий - скважины, в которых присутствует только тонкослоистый коллектор.

    В результате анализа были получены достаточно надежные связи величины эффекта  после ГРП и геолого-физических факторов. Установлено, что эффект по группе скважин, вскрывших один пропласток, в основном зависит от толщины пропластка. 

      Дополнительное   влияние   оказывает   соотношение проводимостей  при забойной и удаленной зонах.  Можно утверждать, что в таких  скважинах восстанавливается естественная  продуктивность пласта, а весь эффект, по-видимому, следует относить к интенсификации выработки запасов. Эффективность таких обработок может быть очень высока. Так по скважинам 844, 965 и 898 абсолютный прирост дебита составил 110; 120 и 160 т/сут. Максимально достигнутый дебит после ГРП превышает максимально достигнутый за предыдущий период эксплуатации в 6.8; 8.6 и 13.3   раз   соответственно.   Эффект  может   быть отрицательным, либо незначительным по скважинам, где тонкий пропласток ухудшает свои свойства в направлении развития трещины, например, скважины 5535 и 2724. По скважине 5535 при дебите 2 т/сут. до ГРП получен отрицательный результат - дебит составил 0.1 т/сут, а по скважине 2724 среднее увеличение

дебита  жидкости скважины к дебиту до обработки  по этому типу разреза составил 4 т/сут.

    Анализ  результатов эффективности ГРП  по типу скважин, вскрывших геологический  разрез с присутствием двух литотипов - полумонолита и тонкослоистого коллектора, показал,  что эффективность  процесса,   в  основном, определяется литотипом "полумонолит" и возможностью выхода трещины в область высокосвязанных запасов. Было выявлено, что связь эффективности процесса и мощности связанной области начинается при величине песчанистости более 0,4. Средний прирост дебита по этой группе, скважин 37,7 т/сут., относительное увеличение к максимальному дебиту до обработки - 2,4. (рис.5.3.5)

    Третьей, наиболее распространенной в краевой  области, группой скважин, являются скважины, вскрывшие лишь тонкослоистый  коллектор. Средний прирост дебита по этой группе скважин 29,3 т/сут., относительное  увеличение к максимальному дебиту до обработки - 2,8.

    Проведенный анализ показал, что эффективность  ГРП по третьей группе тем выше, чем выше толщина пласта, его расчлененность и чем  ближе друг к другу  расположены пропластки.

    В таком случае повышается вероятность  перехода трещины из пропластка

      

Рис.5.3.5 Зависимость максимального дебита после ГРП от толщины пласта при величине песчаности 0,4 

    в пропласток и подключения ранее  не дренируемых запасов.  Формальным выражением близости    пропластков    можно    считать величину песчанистости разреза. (см. диагр. 16)

 

             Рис 5.3.7 Зависимость относительного эффекта после ГРП от комплексного характера 
 

      Очевидно, что эффективность применения ГРП в третьем типе разреза более всего связана с увеличением конечной величины нефтеизвлечения 

5.3.2. Влияние технических особенностей проведения ГРП на эффективность.

 
 

    К техническим показателям процесса разрыва можно отнести: достигнутые  давления, объем продавленного в  пласт закрепляющего трещину  материала, используемые жидкости разрыва.

    Приведенный анализ показал, что эффективность ГРП зависит от множества факторов. главным из которых являются:

    - пространственная ориентация и  геометрические размеры трещины;

    -  эксплуатационная характеристика  скважин до ГРП;

    -  характеристика призабойной зоны  пласта;

    - характеристика пласта: степень  неоднородности, объем слабо дренируемых   запасов,  характер   распределения песчаных прослоев.

    При   анализе   влияния  различных   факторов рассматривались следующие  параметры эффективности:

    - абсолютная эффективность — прирост дебитов после ГРП;

    - относительная эффективность - отношение  максимальных дебитов до и после ГРП;

    - продолжительность эффекта.

    Естественно предположить, что эффективность  обработок в значительной степени  зависит от параметров геометрии  трещины. Конечная геометрия трещины зависит от объема закаченного закрепляющего материала (проппант) и максимального давления, достигнутого во время закачки проппанта. В общем, виде уравнение ширины трещины в двумерном описании выглядит как:

     W=

    где W - ширина трещины у основания;

         ∆Р - перепад давления по длине;

         Е - модуль Юнга;

    d - характерный размер, который в  случае превышения длины над  шириной более, чем в 3 раза, равен 4(1 – v²)•l, где

    v ² - модуль Пуассона;

    l - длина трещины.

    Анализ  поведения давления во время проведенных  ГРП на Повховском месторождении  свидетельствует о том, что, как  правило, на момент закачки проппанта  трещина больше не развивается, а  создаваемая на поверхности депрессия  тратится на трение жидкости в трубах, перфорационных отверстиях и фильтрацию в пласт. Таким образом, можно говорить о том, что при прочих равных условиях максимальное давление в период закачки проппанта будет контролировать ширину раскрытия трещины у основания. Поэтому связь эффективности процесса искалась с параметром максимально достигнутого давления при закачке проппанта и объемом закаченного проппанта. В результате исследований получена область невысоких значений относительной эффективности ГРП. В этой области среднее отношение максимального дебита жидкости после - ГРП к максимальному до ГРП составляет  1,9  раз.   В  области  высоких  значений относительной эффективности среднее значение равно 3,9.

    Следует отметить, что по геологическим параметрам скважины в разных областях, в среднем, не отличаются друг от друга, т.е. более низкая эффективность первой зоны, в основном,   определяется  более   низкими техническими параметрами процесса разрыва, что приводит к менее эффективному соотношению длины и ширины трещины. Разброс относительной эффективности во второй зоне более значителен и определяется, в основном, геологическими особенностями близлежащей зоны обработанной скважины, а также объемом высоко связанных запасов. 

5.3.3.Анализ обводнения скважин после ГРП.

 

    На 1.01.2001 г. проведено 806 гидроразрывов.

    Средняя обводненность скважин до ГРП  составляла 3%, после ГРП процент воды вырос до 6%, в настоящее время -12%.

    На  момент ГРП без воды работало 116 скважин (79%), с обводненностью от 5% до 20% - 20 скважин (14%), от 20 до 50% - 9 скважин (6%) и свыше 50% - 2 скважины (1%). После ГРП произошло изменение распределения по обводненности, упала доля безводных скважин и выросло число скважин с высоким процентом воды.

    После проведения ГРП по 37 скважинам произошло  изменение процентного содержания воды. По динамике изменения обводнения их можно разделить на 4 группы.

    1. Скважины, по которым обводненность  в течение двух месяцев после  проведения ГРП возросла более,  чем на 20% и стабилизировалась.

    2. Скважины, у которых обводненность  повысилась более, чем на 20% и со временем снизилась.

    3. Скважины, сохранившие динамику  обводнения до ГРП.

    4. Скважины, у которых обводненность  снизилась после гидроразрыва.

    В 1 и 2 группе одной из причин повышения  обводненности является заколонный переток. Из 80 скважин, по которым имеются материалы промыслово-геофизических исследований, он наблюдается в 12, что послужило причиной повышения обводнения 4 скважин (5%).

    Причиной  обводнения скважин 5535 и 4638 явилось  низкое насыщение нефтью пропластков  коллектора (обе находятся в северной части месторождения).

    Более 70% случаев из оставшихся скважин 1 и 2 групп имеют в разрезе монолитные и полу монолитные пропластки толщиной свыше 2-х метров и расположены  в зонах, уже охваченных заводнением. Средний прирост дебита (15 т/сут.) по этим скважинам ниже, чем по остальным (20 т/сут.).