Применения грп

Оценка технологической эффективности применения ГРП проводится на примере участка одного их крупнейших месторождений Западной Сибири. Этот участок представ­ляет собой элемент площадной семиточечной системы раз­работки с расстоянием между скважинами 400 м.


В геологической модели пласта выделены три* слоя (рис. 1). Первый слой представлен прерывистыми коллекто­рами. Второй слой отличается от первого меньшей песча-нистостью по разрезу, здесь появляются сильно прерыви­стые коллекторы. Для третьего слоя характерно замеще­ние прерывистых коллекторов на сильно прерывистые и глинизация разреза в отдельных скважинах. Между слоя­ми имеются выдержанные глинистые прослои. Проницае­мость разных типов коллекторов условно может быть оп­ределена по данным геофизических исследований сква­жин. Толщины и абсолютные отметки кровли слоев также определены по данным геофизических исследований и изменяются по простиранию. Остальные усредненные ге­олого-физические параметры пласта и физические свой­ства пластовых жидкостей приведены ниже.


Пористость................................................... 0,217


Начальная нефтенасыщенность............... 0,533


Начальное пластовое давление, МПа..... 21,6


Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3         837


Плотность воды в стандартных условиях, кг/м3            1020


Вязкость нефти, мПа-с................................ 1,39


Вязкость воды, мПа-с................................. 0,43


Газосодержание, м3/м3........................................ 94,0


Объемный коэффициент нефти..............   1,235


Давление насыщения, МПа......................    11,6


 


 


Рассматриваемый участок введен в разработку в 1982 г. Границы участка, выбранные таким образом, чтобы через них отсутствовали потоки флюидов, проходят через цен­тры добывающих скважин. Начальные запасы нефти, которые могут быть отнесены к участку, оцениваются в 248 тыс. т.


Нагнетание воды в скв. 6852, расположенную в центре участка, было начато в 1982 г. К октябрю 1994 г. отобрано 48,2 тыс. т нефти и 5,7 тыс. т воды. В соответствии с вы­деленной границей участка для скважин, расположенных на границе, учитывалась одна треть фактической добычи.


Для расчетов создана геолого-математическая модель рассматриваемого участка пласта, представляющая собой трехмерную сеточную область. Горизонтальные сечения расчетных ячеек — квадраты со сторонами по 100 м. Вер­тикальные размеры ячеек переменные и определяются конкретным распределением неоднородности и толщины пласта.







Между исходными слоями смоделированы непроницаемые области. Проницаемость и толщина слоев геолого-матема­тической модели изменяются по зонам, выделенным в со­ответствии с разными типами коллекторов. Значения этих параметров для отдельных зон каждого слоя определены по данным геофизических исследований скважин. Так, проницаемость гидродинамически связанного коллектора составляет 0,09 мкм2, проницаемость прерывистого кол­лектора — 0,04 мкм2, проницаемость сильно прерывистого коллектора — 0,01 мкм2. Структура и толщина слоев пла­ста моделировались в соответствии с абсолютными отмет­ками в отдельных скважинах.


Начальные распределения насыщенностей и давления задавались постоянными. Кровля, подошва и границы уча­стка предполагались непроницаемыми.


Имеющаяся информация о тринадцатилетней истории разработки была учтена в модели участка путем введения модифицированных фазовых проницаемостей, которые вы­числялись на основе керновых зависимостей фазовых про­ницаемостей и усредненных данных о распределении аб­солютной проницаемости [40, 42]. Затем они были откор­ректированы при численном воспроизведении истории раз­работки. При этом адаптировалась зависимость динамики обводнения продукции добывающих скважин от накоп­ленной добычи нефти.


Введение таких модифицированных фазовых проницае­мостей в математическую модель позволило косвенно учесть наличие неоднородностей мелкого масштаба, не отражен­ных в адресной геолого-математической модели, а также влияние других факторов, не учтенных в модели явно.


В ходе расчетов была воспроизведена история разра­ботки участка с заданием дебитов скважин по годам для того, чтобы изучить влияние ГРП на процесс разработки эксплуатировавшегося и обводненного пласта.


Поскольку добывающие скважины расположены на границе участка, которая условно "отрезает от них одну треть", то задаваемые в модели значения коэффициентов продуктивности и дебитов, а также вычисляемая добыча этих скважин уменьшены в 3 раза по сравнению с реаль­ными величинами.


 


 


Рассматривалось пять вариантов разработки: базовый и четыре варианта с гидроразрывами, различающиеся пара­метрами трещин и набором скважин для обработок. Та­ким образом, были выделены следующие варианты:


1. Базовый вариант, в котором не предусматривается проведение гидроразрывов.


2.      ГРП во всех добывающих скважинах (№ 6851, 6853,6857,6858, 6982, 6983).


3.      ГРП только в нагнетательной скважине (№ 6852).


4.       ГРП во всех скважинах (№ 6851, 6852, 6853, 6857,6858,6982, 6983).


5.ГРП в нагнетательной и в двух добывающих скважи­нах (№ 6851, 6852, 6982).


В базовом варианте воспроизводится история разра­ботки и осуществляется прогноз технологических показа­телей при постоянных забойных давлениях; при прогнозе предусматривается ввод в разработку бездействующих сква­жин. В последующих вариантах моделируется проведение ГРП через тринадцать лет после начала разработки (в на­чале 1996 г.) в частично обводненных скважинах. В этих вариантах задавались те же забойные давления на сква­жинах, что и в базовом варианте.


Оптимальная длина трещины оценивалась на основе зависимостей, приведенных в главе 3. Расчеты проведены при R = 400 м, rw = 0,05 м, ki = 0,01 мкм2. Предполага­лось, что раскрытие трещин составляет 3 мм, проницае­мость — 100 мкм2. Тогда предельное значение коэффици­ента продуктивности практически достигается уже при полудлине трещины около 100 м. Увеличение длины тре­щины свыше 200 м не приводит к приросту коэффициен­та продуктивности. Чтобы проиллюстрировать возмож­ность использования ГРП для прироста нефтеотдачи вслед­ствие вовлечения в разработку зон, не дренированных ранее, предусмотрен гидроразрыв во всех продуктивных слоях пласта,через которые проходит скважина. Если в каком-либо слое скважина попадает в зону замещения, длина трещины гидроразрыва определяется таким обра­зом, чтобы обеспечить связь скважины с проводящим коллектором. Таким образом, в вариантах 3 — 5 преду­смотрено заводнение нижнего слоя через нагнетательную                                                       







скв. 6852 и перевод его с естественного режима на режим вытеснения, при этом полудлина трещины определяется размерами непроницаемого включения и составляет 200 м. В варианте 4 при помощи ГРП организовано также под­ключение к третьему слою скв. 6853, в этом варианте по­лудлина трещины в скв. 6853 принята равной 200 м.


Расчеты показали, что в первые годы после ГРП увеличение дебита скважин в среднем составляет от 20 до 80 % в зависимости от варианта.


Уровни добычи нефти в вариантах 2 и 3 приблизитель­но одинаковые, тогда как добыча жидкости в третьем ва­рианте ниже, чем во втором. Создание протяженной тре­щины гидроразрыва в нагнетательной скважине позволи­ло не только интенсифицировать эксплуатацию двух верх­них слоев пласта, но и перевести нижний слой с естест­венного режима на режим заводнения и тем самым повы­сить нефтеотдачу. Таким образом, третий вариант оказал­ся более предпочтительным, чем второй, поскольку его реализация при меньшем количестве ГРП (только в нагне­тательной скважине) позволила бы получить те же уровни добычи нефти при более низкой обводненности добывае­мой продукции.







Четвертый вариант с гидроразрывами во всех сква­жинах и созданием протяженных трещин в зонах заме­щения пласта неколлектором является наиболее интен­сивным и показывает потенциальные возможности мето­да ГРП на этом участке. Пятый вариант представляет собой вариант оптимизации размещения гидроразрывов по отдельным скважинам с учетом распределения неод­нородности пласта. Целесообразность проведения ГРП в нагнетательной скважине обоснована выше. Для прове­дения ГРП намечены также две добывающие скважины, вскрывающие сильно прерывистый коллектор, характе­ризующийся наименьшей проницаемостью, что позволит интенсифицировать разработку слабодренируемых, наи­менее обводненных участков пласта. Реализация этого варианта при меньшем количестве операций ГРП (только в нагнетательной и трети всего количества добывающих скважин) позволила бы достичь почти таких же уровней добычи нефти, как в варианте 4, при меньшей обвод­ненности добываемой продукции

ищи здесь, есть все, ну или почти все