Горно-геологическая характеристика залегания месторождения

Общие прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья в Республике Казахстан составляют 17 млрд. тонн, из них 8 млрд. тонн приходится на казахстанский сектор Каспийского моря. По подтвержденным запасам нефти Казахстан обладает значительными запасами углеводородного сырья и входит в число 15 ведущих нефтедобывающих стран мира (3,3% мировых запасов).

Нефтегазоносные районы республики, на которых расположено 172 нефтяных и 42 конденсатных месторождения (в том числе, более 80 разрабатываются), занимают площадь около 62% территории Казахстана. Основные запасы нефти в Казахстане (более 90%) сконцентрированы в 15 крупнейших месторождениях — Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, Бузачи Северные, Алибекмола, Прорва Центральная и Восточная, Кенбай, Королевское, половина — в двух гигантских нефтяных месторождениях Кашаган и Тенгиз.

Месторождения находятся на территории шести из четырнадцати областей Казахстана. Это Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская, Карагандинская, Кызылординская и Мангистауская области. При этом примерно 70% запасов углеводородов сконцентрировано на западе Казахстана.

Наиболее разведанными запасами нефти обладает Атырауская область, на территории которой открыто более 75 месторождений с запасами промышленных категорий 930 млн. тонн.

Открытие в 2000 году на севере Каспия Кашаганского месторождения с прогнозными извлекаемыми запасами 2,02 млрд. тонн уже названо самым значительным событием в мировой практике за последние 30 лет.

По запасам природного газа Казахстан занимает 14 место в мире и 4 место среди стран Союза независимых государств после России, Туркменистана и Узбекистана.

Географическое размещение запасов газа распределено так, что 98% всех запасов газа находятся в недрах Западного Казахстана с территориальной принадлежностью к Мангистауской, Атырауской, Западно-Казахстанской и Актюбинской областям.

Свыше 15 месторождений углеводородов находятся на территории Западно-Казахстанской области. Еще одним перспективным регионом с точки зрения нефтегазового потенциала является Актюбинская область. Здесь открыто около 25 месторождений. Основой нефтедобывающей отрасли Кызылординской и Карагандинской областей является Кумкольская группа месторождений — пятая по значимости нефтегазовая провинция Казахстана.

Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией ПГО «Южказгеология» Министерство геологии Республики Казахстан. Промышленная разработка месторождения Кумколь ведется с мая 1990 года.

В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида.

В данной работе описываются горно-геологические условия залегания продуктивных пластов месторождения Кумколь, принцип ГРП для интенсификации притока продукта в нефтегазовую скважину, используемое устьевое оборудование и оборудование скважины при ГРП, расчеты силовых прочностных и режимных параметров. А так же в работе приводятся данные по экологической защите прилегающей территории при нефтедобыче, экономические расчеты и требования по охране труда.

1. Горно-геологическая характеристика залегания месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Кумколь — нефтегазовое месторождение в Кызылординской области Казахстана.

Относится к Туранской нефтегазоносной провинции. Открыто в феврале 1984 года. Расположено в 150−170 км севернее города Кызылорда.

В 1985 году институтом «НИПИмунайгаз» составлен проект пробной эксплуатации месторождения Кумколь и схема района месторождения Кумколь.

В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахской опытно-методической экспедицией были выполнены работы по подсчету запасов нефти и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.

Отчет по подсчету запасов рассмотрен и утвержден в ГКЗ СССР в ноябре 1987 года.

Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения.

В начале 2000;х годов построен нефтепровод «Арыскум — Джусалы» (протяжённость около 170 км), доставляющий нефть с месторождения в наливной железнодорожный терминал вблизи посёлка Жосалы.

Залежи углеводородов расположены на глубине 0,9 — 1,4 км. Начальный дебит скважин 20 — 130 т/сут. Плотность нефти 812−819 кг/м?, содержание серы 0,11 — 0,52%, парафинов 10,8−11,5%, асфальтенов 0,11−0,92%, смол 4,8−8,42%.

Начальные запасы нефти — 280 млн тонн. Извлекаемые запасы нефти на месторождения Кумколь составляют 130 млн тонн; газа — 15 млрд м?.

Кумколь разрабатывают две нефтяные компании: на севере АО «Тургай Петролеум» (совместная компания Лукойла и ПетроКазахстан — по 50%) и на юге ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз (совместная компания КазМунайГаз и ПетроКазахстан по 33% и 67% соответственно). Добыча нефти в 2008 году составляет 5,8 млн тонн.

Кумкольскую нефть транспортируют по нефтепроводу Кумколь-Атасу-Алашанькоу в Китай и в ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» для казахстанского рынка.

В октябре 2010 года завершилось строительство автомобильной дороги Кызылорда — Кумколь, длившееся (с перерывами) с 1989 года. Общая стоимость строительства составила около 5 миллиардов тенге.

Месторождение Кумколь располагается в пределах 4615?-4645? северной широты и 6515?-6530? восточной долготы в зоне северных континентальных пустынь.

Это степной район без водных артерий и постоянных населенных пунктов. Территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной озерной котловины.

Рисунок 1.1 — Карта района месторождения Кумколь Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (150 км), Жосалы (210 км), Карсакпай (180 км) и пос. Сатпаево (250 км). Расстояния до областных центров г. Кызылорда и г. Жезказган составляют 160 км и 290 км соответственно. На расстоянии 230 км к востоку от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км к северо-востоку проходит ЛЭП Жосалы — Ленинск.

Площадь месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками рельефа 106−109 м над уровнем моря.

Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала вытянутой в субмеридиальном направлении. С северной и восточной сторон котловина обрамлена платообрамленными возвышенностями с пологими склонами с северо-запада и с запада плато спускается в котловину в виде крутого уступа.

В южной части, особенно в юго-западной части, развита серия песчаных массивов эолового генезиса, самый крупный из которых — пески Арыскум, возвышающиеся над окружающей местностью на 10−15 м.

Почвенный покров месторождения и прилегающих к нему территорий включает следующие почвы: серо-бурые суглинистые, серо-бурые супесчаные защебененные, солонцы, комплексы солонцов с бурыми солонцеватыми; пески. Грунтовые воды залегают на глубине от 100 метров.

Климат района — резко-континентальный с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков.

Максимальные летние температуры — +30 + 35 ⁰С, минимальные зимние — до — 36 — 38 ⁰С.

Годовое количество осадков выпадающих, в зимне-весенний период достигает до 150 мм. В зимнее время часто бывают бураны и метели, характерны постоянные ветры юго-восточного направления. Водные артерии на площади месторождения отсутствуют. Степь покрыта типичной для полупустынь ксерофильной растительностью, в осенне-зимний и весенний периоды изобилует сайгой. Обеспечение технической и бытовой водой осуществляется из специальных гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды минерализацией 0.6 — 0.9 г./л из отложений сенон-турона с глубины 50−70 метров. По качеству вода не соответствует стандартам питьевой из-за повышенного содержания фтора. На отметках рельефа 120 м скважины работают на самоизлив. Район не сейсмичный.

1.2 Характеристика геологического строения, слагающих пород и продуктивного пласта

Месторождение приурочено к Сорбулакскому выступу фундамента, разделяющему Акшабулакский и Бозингенский грабены. Блоковое поднятие фундамента отражено в вышележащих отложениях в виде горстовидной антиклинали, в мелкайнозойских осадках в форме валообразного поднятия. По юрско-меловому продуктивному комплексу Кумкольская структура представляет собой антиклинальную складку сложной формы размером 9×4 км и амплитудой 50 м в неокомских отложениях и размером 12×7 км и амплитудой 150 м — в юрских отложениях.

Месторождение многопластовое, содержит шесть залежей (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 — Структурная схема месторождения Кумколь Две из них приурочены к нижненеокомским терригенным отложениям (в горизонтах М-I и М-II), остальные — к верхнеюрским (в горизонтах Ю-I — Ю-III) и нижне-среднеюрским (в горизонте Ю-IV) отложениям. Залежи в меловых отложениях — нефтяные, в юрских — газонефтяные (горизонты Ю-I, Ю-II, Ю-IV) и нефтяные (Ю-III). По типу резервуара они пластовые сводовые с элементами тектонического и литологического экранирования. Глубины залегания продуктивных горизонтов изменяются от 1063 м (М-I) до 1270 м (Ю-IV). ГНК и ВНК в залежах горизонтов Ю-I — Ю-III приняты на отметках соответственно -1111,5 м и -1198 м. ВНК залежей в горизонтах М-I и M-II установлены соответственно на отметках -983 м и -999 м. Высота нефтяной части юрских залежей достигает максимальных значений 89,5−91,5 м в горизонтах Ю-I и Ю-II, а в горизонте Ю-IV не превышает 18,5 м. В залежах горизонтов М-I и М-II высота нефтяной части составляет соответственно 51,7 м и 17,4 м. Высота газовых шапок изменяется от 9,1 м до 31,9 м (Ю-II и Ю-I).

Продуктивный разрез сложен песчаниками и алевролитами. Пределы эффективных толщин по горизонтам — 0,6−12,4 м. Открытая пористость коллекторов — 19,3−23,7%, проницаемость — 0,172−1,133 мкм², коэффициент нефтенасыщенности — 0,58−0,71, коэффициент газонасыщенности — 0,57−0,72. Начальное пластовое давление — 11,5−13,76 МПа, пластовая температура — 49−56°С. Начальные дебиты нефти — 125,8 м³/сут, дебит газа — 93,8 тыс. м³/сут. на 7-мм штуцере.

Нефти меловых и юрских залежей близки по составу. Плотность их — 812−819 кг/м³. В них содержатся (в%): сера — 0,11−0,52, парафин — 10,8−11,5, асфальтены — 0,11−0,92, смолы — 4,8−8,42.

Составы растворенных газов юрских и меловых залежей резко различны: в юрских метановая составляющая — 44,4−61,2% при содержании тяжелых углеводородов 34,26−50,6%, в меловых превалируют тяжелые углеводороды — 63,7−67,9%, а метан составляет 17,8 — 22,2%. В составе газов присутствуют (в%): сероводород — 0,02−0,07, азот — 3,1−10, углекислый газ — 0,5−0,9 и гелий — 0,01−0,1.

Состав свободных газов (в%): метан — 56,75−77,92, этан — 9,01−14,05, пропан — 4,24−10,17, бутаны — 1,24−4,75, пентан и высшие — 0,77−1,01, сероводород в виде следов, азот -4,1−10,7, углекислый газ — 0,29−0,69 и гелий — 0,15−0,22. В газе в незначительных количествах содержится конденсат плотностью 712−732 кг/м³

Пластовые воды продуктивных горизонтов — хлоридно-кальциевого типа, минерализация — 49,7−84 г./л. В водах отмечается повышенное содержание брома, стронция, алюминия и лития. Режим залежей горизонтов M-I, M-II и Ю-III — водонапорный, режим остальных залежей — водонапорный с энергией газовой шапки.

Месторождение находится в разработке. За последние три года добыча нефти стабилизировалась на уровне 5−5,5 млн. т/год. Соединено с трубопроводом Павлодар — Шымкент, который является частью экспортного нефтепровода Казахстан — Китай.

На месторождении Кумколь нефтегазоносными являются нижненеокомские и верхнеюрские отложения.

В нижненеокомских отложениях в составе арыскумского горизонта выделяются два продуктивных горизонта M-I и M-II, которые хорошо коррелируются и однозначно выделяются по данным ГИС. Продуктивные горизонты разобщены глинистыми разделами толщиной от 10 до 20 м.

К горизонту M-I приурочена нефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1061.7−1118.2 м. Высота залежи 48 м. Залежь нефти пластовая, свдового типа. Абсолютные отметки ВНК в пределах разбуренных центральной, и южной частей залежи колеблются в интервале 981.5−986.0 м (отметка ВНК, принятая в подсчете запасов нефти в 1987 г., равна — 983 м).

В северо-западной части залежи ВНК принят на отметке — 985.7 м по данным ГИС и опробования в скважинах 27 и 40, а на северо-востоке по данным ГИС и опробования в скважине 32 ВНК принят на отметке — 992 м.

По уточненной карте, построенной по кровле коллекторов горизонта M-I, сечением изогипс через 10 м получено небольшое изменение площади нефтеносности в сторону уменьшения в южном переклинальном замыкании (район скв. 13, 22) структуры. Размеры залежи составляют 14.0×4.0 км, площадь нефтеносности — 51 097 тыс. м².

Горизонт M-II содержит нефтяную залежь пластово-массивного типа.

Интервал залегания 1093.7−1118.8 м. Высота залежи 23 м. Отметка ВНК горизонта M-II отбивается в интервале 996.0−1000.8 м. Отметка ВНК, принятая в подсчете запасов нефти в 1987 г., равна — 999 м. В ряде скважин, хаотично расположенных по площади залежи, ВНК по данным ГИС отбивается на отметках — 992.5−994.0 м. Размеры залежи горизонта M-II равны 5.6×2.7 км, площадь нефтеносности — 10 844 тыс. м².

В юрских отложениях выделяются продуктивные горизонты Ю-I и Ю-II (2-ой эксплуатационный объект), Ю-III (третий эксплуатационный объект) и Ю-IV (четвертый эксплуатационный объект).

Второй эксплуатационный объект (горизонт Ю-I, II) содержит газо-нефтяную залежь. Залежь пластовая, тектонически экранированная, сводового типа, расположена в интервале глубин 1190−1326 м.

Высота залежи 127 м. Водонефтяной контакт в большинстве скважин отбивается в интервале абсолютных отметок — 1196−1199 м. В ряде скважин В северной части залежи ВНК принят на отметке — 1203 м (по разведочным скв. 30,31,39,1 — ск и отчету по подсчету запасов 2000 г.). Газо-нефтяной контакт отбивается на отметках — 1111.0−1113.5 м. В большинстве скважин ГНК отбивается на уровне отметки — 1112.0 м. По данным эксплуатационного бурения площадь чисто нефтяной зоны уменьшилась за счет увеличения водонефтяной зоны в восточной приразломной части. Размеры залежи II объекта составляют 19.5×8.2 км. Площадь нефтеносности горизонта Ю-I — 101 412 тыс. м², площадь газоносности 9137 тыс. м². Площадь нефтеносности горизонта Ю-II — 64 135 тыс. м^2, площадь газоности 2280 тыс. м². Высота нефтяной части 91 м, газовой — 38 м.

К горизонту Ю-III (III эксплуатационный объект) приурочена газо-нефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1221.4−1317.0 м.

Залежь пластовая, тектонически экранированная, сводового типа. Продуктивный горизонт Ю-III отделяется от горизонта Ю-II повсеместно выдержанным глинистым пластом, толщина которого местами (район скв. 408, 2-р, 2109, 3054, 3055) сокращается до 2−3 м.

Отметки водонефтяного контакта отбиваются в интервале — 1195−1198 м.

В подсчете запасов 2000 г. ВНК принят на отметке — 1198 м.

По данным эксплуатационного бурения в сводовой части залежи выявлена небольшая по размерам газовая шапка, газо-нефтяной контакт отбивается на отметках — 1112.0 — 1113.0 м.

Наличие газовой шапки обосновано данными интерпретации ГИС по скважинам 243, 1032, 1033, 330, 2088, 3047 и 3033.

Водонефтяной и газонефтяной контакт горизонта Ю-III совпадает с водонефтяным и газонефтяным контактами II эксплуатационного объекта (горизонты Ю-I и Ю-II).

В процессе эксплуатационного разбуривания залежи отмечено уменьшение площади продуктивности в восточной приразломной части за счет более крутого падения пластов.

В западной части (район разведочной скважины 17) залежь нефти горизонта Ю-III ограничена выступом фундамента.

Размеры залежи составляют 7.5×6.5 км, высота залежи равна 94 м, в том числе по нефтяной части 86 м, по газовой 8 м. Площадь нефтеносности составляет 43 416 тыс. м².

Размеры газовой шапки горизонта Ю-III составляют 1.5×0.75 км. К горизонту Ю-IV приурочена газонефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1270.4−1320.0 м. Залежь пластово-массивная, стратиграфически и тектонически экранированная, сводового типа.

Газонефтяной контакт по отчету подсчета запасов нефти 1987 г. принят на отметке — 1179.0 м Водонефтяной контакт в подсчете запасов нефти 1987 принят на отметке — 1198 м.

По данным эксплуатационного бурения ВНК в большинстве скважин колеблется в интервале отметок — 1195−1198 м.

В юго-восточной, центральной и северной частях залежи выявлены зоны отсутствия коллекторов по нефтенасыщенной части разреза.

В газовой части залежи отсутствие коллекторов наблюдается в центральной части в районе скважин 330, 431 и 3023, а в восточной части в скважине 2079.

Размеры залежи равны 3.5×3.2 км. Высота залежи 42 м, в том числе нефтяная часть 19 м, газовая 23 м. Площадь нефтеносности 11 217 тыс. м², а газоносности 7085 тыс. м².

В 2002 году выполнены отбор и иследования глубинных проб из 7 скважин II и III объектов разработки месторождения Кумколь. Это скважины 2029,2067,2170,2176 (II объект), 3053,3004,3087 (III объект). Исследования выполнялись по заказу ОАО «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» в лабораториях НИПИнефтегаз и PENCOR International Ltd.

Исследования глубинных проб нефти выполнялись на установках PVT высокого давления АСМ-600 (НИПИнефтегаз и фирмы «RUSKA» (PENCOR). По пробам были выполнены следующие виды работ: опыт объемного расширения нефти; опыт однократного разгазирования пластовой нефти от пластовых условий до стандартных (Р=0.1013 МПа, Т=20 ⁰С); определение вязкости пластовой нефти; определение компонентных составов газа и пластовой нефти; опыт дифференциального разгазирования пластовой нефти (таблицы 1.6 — 1.12)

Газосодержания проб нефти отобранных из скважин II объекта разработки (горизонты Ю-I, Ю-II) меняются от 125.2 м³/т до 157.8 м³/т и в среднем составляют 141.8 м³/т. Объемный коэффициент соответственно меняется от 1.309 до 1.386 и составляет в среднем 1.353.

Пробы нефти, отобранные из скважин горизонта Ю-III имеют газосодержания 127.9 — 151.7 м³/т и в среднем равны 145 м³/т. Объемный коэффициент меняется соответственно от 1.332 до 1.369 составляя в среднем 1.352. В сооответствии с газонасыщенностью изменяются и остальные параметры.

Как видно диапазоны изменения параметров пластовой нефти по скважинам Ю-I, Ю-II, Ю-III горизонтов практически одинаковы, что подтверждает предположение о единстве этих нефтей.

Как известно, в процессе разработки месторождения месторождения Кумколь на естественном режиме, из-за отставания обустройства месторождения и ввода системы ППД, произошло повсеместное снижение текущего пластового давления относительно начального давления насыщения и по состоянию на 01.01.2003 года среднее текущее пластовое давление по горизонтам Ю-I, Ю-II и Ю-III составляет 10.7 МПа.

По глубинным пробам, отобранным и исследованным в 2002 году давления насыщения получены в диапазоне 8.6 МПа — 10.94 МПа по II-объекту и 9.74 МПа — 11.05 МПа по III объекту. Причиной различий по скважинам значений давления насыщения и остальных параметров, по видимому, является следующее:

— влияние контакта пластовой нефти с водой. Все скважины находятся близко к контуру ВНК. Часть глубинных проб содержала воду (скважины № 2029, 2067, 3053), которую до исследования отстояли и слили;

— не во всех скважинах перед отбором проб восстановлены пластовые давления и Рнас получено на уровне Рзаб. Эти скважины № 2029, 2170, 3004, 3087.

Содержание метана в нефтяном газе II объекта разработки изменяется в диапазоне 40.41−50.73%мол. и в среднем составляет 46.8%мол., в пробах III объекта — от 45.31%мол. до 52.36%мол. и в среднем равен 49.4%мол. Этана в газе Ю-I, Ю-II горизонта содержится 17.33−19.16%мол., в газе Ю-III горизонта — 16.69−17.63%мол. Содержание пропана в среднем по II — объекту составляет 18.9%мол., по III объекту — 17%мол.

Нефть месторождения Кумколь легкая, парафинистая, смолистая, малосернистая. Выход светлых фракций нефти по пробам изменяется от 35 до 44%об., составляя в среднем 40% об. Влияние воды на свойства дегазированой нефти хорошо прослеживается по пробам нефти из скважин №№ 2029, 2067, 2170, по которым получены ухудшенные вязко-плотностные характеристики. Так плотность нефти по обводненным скважинам превышает 0.833 г./см³, вязкость при 40 ⁰С изменяется от 8.46 до 11.16 мПа*с, против 6.5−7.27 мПа*с по обводненным пробам (скважины № 2176, 3004, 3053, 3087).

1.3 Современные методы интенсификации притока нефти к добывающей скважины

Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин можно условно разделить на химические, физические и тепловые.

Химические методы. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества. Наиболее распространенным методом химического воздействия на ПЗП является солянокислотная и глинокислотная обработка, также применяются пенокислотные и термокислотные обработки.

Солянокислотная обработка. Солянокислотная обработка (СКО) скважин основана на способности соляной кислоты проникать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на значительное расстояние от ствола скважин простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличивает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин.

Глинокислотная обработка. Глинокислотная обработка (ГКО) наиболее эффективна на коллекторах, сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кислот. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Пенокислотная обработка. Пенокислотная обработка скважин применяется для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок. Сущность способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ) в соляной кислоте.

Термокислотная обработка. Термокислотная обработка — это комбинированный процесс: в первой фазе его осуществляется тепловая обработка забоя скважины, а во второй — кислотная обработка. При термокислотной обработке для нагрева раствора соляной кислоты используется тепло экзотермической реакции. Для этого применяют специальный забойный наконечник со стержневым магнием. Окончательная температура раствора после реакции 75 — 90С.

Тепловые методы. Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается.

Среди тепловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления:

— закачка в пласты пара и нагретой воды;

— внутрипластовое горение.

Тепловые методы целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа-с.

Физические методы. Предназначаются для удаления из ПЗП остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород по нефти. Могут использоваться на любом месторождении. Известным методом является обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Физико-химические методы. Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов — одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений.

Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение.

Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров.

Основное назначение полимеров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов — выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении.

Существуют следующие технологии с использованием полимеров:

— полимерное заводнение (закачка оторочки) на неоднородных по проницаемости объектах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки;

— комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами (ПАВы, щелочи, кислота) применяется на поздней стадии разработки;

— воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля приемистости и интенсификации добычи нефти;

— циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ;

— циклическое воздействие на продуктивный пласт полимерсодержащими поверхностно-активными системами;

— щелочно-полимерное заводнение;

— полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.

Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является щелочное заводнение.

Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи.

При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязкостью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелочное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.

Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки больше объемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Механические методы. Они направлены на нарушение целостности горных пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия — гидравлический разрыв пласта. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедирование скважины, виброобработка, разрыв пласта пороховым газом, разрыв пласта ударной волной (созданием гидродинамического удара столба жидкости в скважине баллоном вакуумного наполнения).

Гидропескоструйная перфорация. В данный момент времени развивается метод гидропескоструйной перфорации. Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных коллекторов, как однородных, так и неоднородных по проницаемости перед гидроразрывом пласта для образования трещин в заданном интервале пласта. При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок специального аппарата — пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления (до 30МПа), смонтированными на шасси тяжелых автомашин, поднимается из скважины на поверхность по кольцевому пространству. Это сравнительно новый метод вскрытия пласта. В настоящее время ежегодно обрабатываются около 1500 скважин этим методом.

Гидравлический разрыв пласта. Добыча газа и нефти из сланцевых пород стала возможной благодаря появлению новых технологий, которые позволили сделать рывок в добывающей отрасли, лидирующее положение в которой сегодня занимают Соединенные Штаты. Сланцевый бум расширяет границы — на данные ресурсы обратили внимание другие страны. Большое количество сланцевого газа было обнаружено в Австралии, Канаде, Мексике, ЮАР, Аргентине. Но больше всего сланцевых месторождений обнаружено в Китае, который планирует наладить промышленную добычу уже к концу 2015 года.

Для извлечения нетрадиционного сланцевого газа и сланцевой нефти, используется способ гидравлического разрыва пласта (ГРП). Гидравлический разрыв пласта в настоящее время является самым эффективным методом повышения нефтеотдачи и интенсификации притока. Он оказывает воздействие не только на призабойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи.

При ГРП создается система глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин.

Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3−5 лет, коэффициент успешности — 85%.

Гидравлический разрыв пласта в последнее время стал наиболее предпочтительным методом извлечения нетрадиционных ресурсов нефти и газа в США. Некоторые специалисты считают, что в будущем на ГРП в Северной Америке будет приходиться почти 70% добычи природного газа.

Среди европейских стран большие запасы имеет Украина (3,6 трлн кубометров Франция (3,8 трлн кубометров) и Польша (4,2 трлн кубометров).

Сосредоточены сланцевые запасы неравномерно — среди европейских обладателей газа можно выделить Норвегию, Францию, Германию, Австрию, Литву, Чехию, Великобританию и Польшу. В двух последних активно ведется лицензирование участков и разведочное бурение. Однако коммерческой добычи не ведется ни в одной стране Европы — рынок слаборазвит, высока стоимость бурения и сопутствующих услуг.

Суммарные мировые запасы сланцевого газа оценены в 206 трлн кубометров.

В России оценка ресурсов сланцевого газа от 12 до 90 трлн куб. метров, но стране практически не занимаются промышленным освоением сланцевого газа, поскольку это просто нерентабельно.

Что касается сланцевой нефти, то по различным оценкам ресурсы нефтяных песков, сверхтяжелой нефти и нефтяных сланцев почти пятикратно превышают запасы традиционной нефти.

Ресурсы нефтяных сланцевых плеев широко распространены в мире, причем, по иронии судьбы, едва ли не большая их часть приходится на те страны, которые традиционно считались нефтеимпортерами (Израиль, Иордания, Марокко, Аргентина, Ливия), а их собственная добыча достаточно давно прошла «пик» и постепенно снижалась. Запасы и ресурсы нефтяных сланцев представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Запасы и ресурсы нефтяных сланцев по странам мира

Преобладающая часть ресурсов нефти сланцевых плеев находится на территории США, по большей части, в виде нефти низкопроницаемых пород, (там залегает порядка 600 млрд. т), при этом страна является еще и лидером по объемам доказанных запасов — 142,43 млрд. т.

Второе место в мире по объемам ресурсов нефтяного сланца занимает Китай, с потенциальными ресурсами, оцениваемыми в 46,5 млрд. т н.э. и технически извлекаемыми запасами всего лишь чуть более 0,5 млрд. т. н.э.

Значительные запасы нефти сланцевых пород расположены и на территории России, однако их оценки весьма различаются — так, по оценкам 1981 года, разведанные запасы горючих сланцев составили 37 млрд. т. При этом запасы Баженовской свиты, которая находится в Западной Сибири и готовится к разработке, оцениваются Министерством энергетики в 22 млрд. т.

Рисунок 1.3 — Схема размещения бассейнов и месторождений горючих сланцев России и стран СНГ После проведенного гидроразрыва и спада давления из скважины извлекается подземное оборудование и замеряется забой. При наличии песчаной пробки производится промывка ее. Устанавливают интервалы разрыва, а по величине зернистого материала оценивают раскрытие трещин.

Для выявления качественных изменений, происшедших в скважине после гидроразрыва, следует производить замеры дебита нефти и газа, процента обводненности, количества выносимого песка и т. д.

Для более полного представления о длительности эффекта в скважине при последующей эксплуатации ее, помимо замеров дебита нефти и газа, необходимо периодически (один раз в квартал) производить исследования по изучению динамики коэффициента продуктивности. Особенно такие исследования необходимы при значительных изменениях режима работы насосной установки (длины хода, числа качаний, глубины подвески и диаметра насоса) или режимов работы фонтанного или газлифтного подъемников.

2. Специальная часть

2.1 Сущность и цели ГРП

Сущность ГРП состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений (от 30 до 100 МПа) на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления. Современная операция по гидроразрыву пласта приведена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 — Современная операция по гидроразрыву пласта Образованные в пласте новые трещины или открывшиеся и расширившиеся имеющиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удалёнными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяжённость трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1 — 2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают огромной проницаемостью; фильтрационные сопротивления в призабойной зоне скважины, имеющей такие трещины, приближаются к нулю, что обусловливает увеличение производительности скважины после гидроразрыва пласта в несколько раз.

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:

Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв — лучший способ повышения продуктивности.

Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта — важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируетсяименно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

2.2 Материалы и современное оборудование применяемые при ГРП

Жидкости разрыва.

Жидкость разрыва (рабочая жидкость) передает от насосов к породе гидравлическое давление, которое создает трещину, а затем транспортирует проппант (отсюда и название «жидкость-носитель») в трещину. Затем проникающие в пласт жидкости удаляются (или вычищаются) из породы, позволяя вести добычу углеводородов. Факторы, которые необходимо рассматривать при выборе жидкости, включают доступность, безопасность, легкость смешивания и использования, вязкостные характеристики, совместимость с пластом-коллектором, возможность удаления из трещины, а также стоимость.

Жидкости разрыва можно классифицировать как (1) жидкости на нефтяной или водной основе, обычно «сшитые» для обеспечения необходимой вязкости, (2) смеси нефти и воды, называемые эмульсиями и (3) вспененные системы на нефтяной и водной основе, содержащие азот или углекислый газ.

Проппанты.

Поскольку проппанты (расклинивающие агенты) должны противостоять напряжениям в земле, удерживая трещину раскрытой после снятия гидравлического давления жидкости разрыва, прочность материала имеет особую важность. Расклинивающий материал должен быть достаточно прочным, чтобы выдерживать напряжение смыкания трещины, в противном случае проводимость слоя (раздробленного) проппанта будет значительно ниже запроектированного значения (уменьшается как ширина, так и проницаемость слоя проппанта). Другие факторы, учитываемые при выборе проппанта, — это размер и форма зерен, состав и, в меньшей степени, плотность.

Две основные категории проппантов — это естественные пески и искусственные керамические или бокситовые проппанты. Пески используются для гидроразрыва пластов в условиях низких напряжений, для глубин примерно до 8000 футов (2400 м) и меньше (предпочтительно, намного меньше). Искусственны проппанты используются для ситуаций высоких напряжений, как правило, в пластах на глубинах свыше 8000 футов (2400 м). Для гидроразрыва высокопроницаемых пластов, где чрезвычайно важна высокая проводимость, использование высокопрочных проппантов может быть оправданным на практически любых глубинах.

Имеются три основных способа увеличить проводимость трещины: (1) увеличить концентрацию проппанта, то есть, создать трещину большей ширины, (2) использовать более крупный (и следовательно, обладающий большей проницаемостью) проппант, или (3) применить высокопрочный проппант, уменьшить его дробление и повысить проводимость.

Современное оборудование для ГРП.

В настоящее время для производства ГРП используются мобильные комплексы, укомплектованные необходимым количеством скважинного оборудования (пакеры, НКТ, устьевая арматура). В состав каждого комплекса входят: пескосмесительная установка (блендер), насосный агрегат (3−5 единиц), блок манифольда, песковоз (сандтрак), станция контроля, емкости для приготовления технических жидкостей.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземную части.

Наземное оборудование:

— установки подъемные;

— насосные установки;

— блендер (пескосмесительные установки);

— емкости (автоцистерны);

— блок манифольдов;

— станция контроля;

— устьевая арматура.

Установки подъемные предназначены для спуско-подъемных операций, связанных с подготовкой скважины к проведению ГРП, и проведения работ для освоения скважины после проведения ГРП. Установка подъемная УПТ1−50 представляет собой самоходную установку грузоподъемностью 50 т, смонтированную на базе трактора Т-130Г-1 (рисунок 2.2), состоит из следующих основных узлов: коробки передач, однобарабанной лебедки, вышки с талевой системой, передней и задней опор вышки, а также гидравлической, пневматической и электрической систем управления aгрегатом, узлом привода ротора и других вспомогательных узлов и механизмов.

1 — коробка передач; 2 — однобарабанная лебедка; 3 — компрессор воздуха; 4 — передняя опора вышки; 5 — фара; 6 — вышка с талевой системой; 7 — управление; 8 — кабина машиниста; 9 — гидродомкрат; 10 — задняя опора вышки.

Рисунок 2.2 — Установка подъемная УПТ1−50

Насосная установка — это насосный агрегат, установленный на автомобильном шасси и предназначенный для закачивания жидкости и проппанта в скважину (рисунок 2.3). Используемые трехплунжерные насосы 4АН-700 позволяют поднять давление на устье скважины до 50−70 МПа. Эти плунжерные насосы прямого вытеснения бывают нескольких типоразмеров. Чаще всего используется триплексная конфигурация (три плунжера). Насос подбирается таким образом чтобы давление создавало достаточное количество пор и трещин, чтобы обеспечить непрерывную подачу и непрерывное давление. Управление установкой централизованное, с поста управления, расположенного в кабине автомобиля.

1 — автомобиль КрАЗ-257; 2 — кабина управления; 3 — силовой агрегат; 4 — коробка скоростей; 5 — муфта сцепления; 6 — насосный агрегат; 7 — выкидной маинфольд; 8 — соединительные трубы высокого давления.

Рисунок 2.3 — Насосная установка 4АН-700

Обычный пескосмесительный агрегат ЗПА (рисунок 2.4) представляет собой смонтированный на шасси тяжелого грузовика КрАЗ-257 бункер 5 с коническим дном. Бункер перегорожен продольной перегородкой для перевозки мелкого и крупного песка. Под дном бункера имеется два горизонтальных шнековых вала, приводимых во вращение тяговым двигателем через коробку отбора мощности. Скорость вращения шнека можно изменять как путем переключения скоростей коробки передачи, так и изменением числа оборотов двигателя автомобиля. Пескосмесительный агрегат 3ПА предназначен для транспортирования песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при гидроразрыве нефтяных и газовых пластов. Управление осуществляется одним оператором с пульта расположенного в кабине автомобиля.

1 — центробежный насос 4ПС; 2 — силовой блок двигателя ГАЗ-51; 3 — смесительное устройство; 4 — наклонный шнек; 5 — бункер для песка; 6 — приемный трубопровод; 7 — раздаточный трубопровод; 8 — автомобиль КрАЗ-257.

Рисунок 2.4 — Пескосмесительный агрегат ЗПА Для перевозки жидкостей, необходимых для ГРП, применяют автоцистерны различных конструкций (ЦР-20, АЦН — 7,5−5334). Автоцистерны ЦР-20 используют для транспортирования неагрессивных жидкостей и подачи их в пескосмисительные установки при гидроразрыве пластов.

Смонтированы ЦР-20 на автоприцепе 4МЗАП-552, транспортируемом седельным тягачом КрАЗ-258.

Автоцистерны АЦН — 7,5−5334 (рисунок 2.5) предназначены для транспортирования жидких сред (кроме агрессивных) с температурой до 80⁰С и подачи их к передвижным насосным и смесительным установкам при проведении гидроразрыва пласта. Каждая автоцистерна включает в себя цистерну, насосный блок с системой самовсасывания, манифольд, трансмиссию и другое оборудование, смонтированное на автошасси.

1 — цистерна; 2 — установка искрогасителя; 3 — установка фары и тахометра; 4 — автошасси МАЗ-5334; 5 — система самовсасывания; 6 — насосный блок; 7 — манифольд; 8 — огнетушитель ОУ-2.

Рисунок 2.5 — Автоцистерна АЦН — 7,5−5334

Блоки манифольдов (1БМ-700, 1БМ-700С) предназначены для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием при гидроразрыве. В районах с умеренным климатом используют 1БМ-700, в районах с умеренным и холодным (при температуре до — 50⁰С) климатом — 1БМ-700С. Блоки манифольдов смонтированы на автошасси ЗИЛ-131 и состоят из напорного и приемно-раздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы (рисунок 2.6).

На платформе автомобиля имеется площадка для перевозки устьевой арматуры, погрузка и разгрузка которой производятся поворотной стрелой блока манифольда.

Стандартный манифольд может обслуживать восемь насосных агрегатов ГРП одновременно.

Применение блока манифольда при гидравлическом разрыве пластов сокращает время монтажа и демонтажа коммуникации обвязки установок между собой и с устьевой головкой и значительно упрощает эти операции.

1 — автошасси ЗИЛ-131; 2 — фара; 3 — поворотная стрела; 4 — вспомогательный трубопровод; 5 — раздающий коллектор; 6 — клапанная коробка; 7 — комплект напорных труб с фитингами; 8 — ящик для инструментов.

Рисунок 2.6 — Блоки манифольда 1БМ-700 и 1БМ-700С Всё оборудование, расходы жидкостей и критические давления контролируются центральной станцией контроля и управления (СКУ), который в просторечии часто называют «станцией ГРП».

В станции ГРП (рисунок 2.7) данные визуализируются, регистрируются, обрабатываются и поминутно распечатываются. Оператор ГРП — это человек, отвечающий за мониторинг потока данных с программируемого дисплея и пульта управления. Как минимум, на дисплее постоянно высвечивается расход пульпы, концентрация проппанта, давление обработки на устье, а также время, истекшее с начала обработки [3]

1 — автошасси МАЗ-5336А5−320; 2 — помещение (кузов) станции контроля и управления; 3 — дизель-генератор; 4 — панель стыковочных разъемов; 5 — катушки с кабелем.

Рисунок 2.7 — Станция контроля и управления (СКУ-10)

Станции ГРП, оснащенные многочисленными дисплеями и имеющие возможность параллельной обработки данных, позволяют одновременно обрабатывать и оценивать данные обработки пласта в реальном времени (например, рассчитывать забойные давления или времена прохождения жидкости, или контролировать в графическом режиме эволюцию различных диагностических графиков во время обработки пласта).

Устьевая фонтанная арматура (рисунок 2.8) предназначена для обвязки устья скважины с насосно-компрессорными трубами при гидроразрыве, а также для герметизации устья от НГВП. Устьевая фонтанная арматура состоит из трубной обвязки и фонтанной елки.

По требованию потребителя конструкция устьевой арматур может предусматривать возможность нагнетания ингибиторов коррозии и гидрообразования в скважинный трубопровод и затрубное пространство, а также измерения давления и температуры скважинной среды в боковых отводах елки.

1 — однофланцевая колонная головка; 2 — задвижка шиберная бесфланцевая механическая; 3 — клиновидный трубодерожатель; 4 — головка трубная; 5 — подвеска трубопровода (НКТ); 6 — переходник подвески НКТ; 7 — задвижка шиберная механическая; 8 — задвижка шиберная с гидроприводом дистанционного управления; 9 — штуцер угловой (дроссель) регулируемый с гидроприводом дистанционного управления.

Рисунок 2.8 — Устьевая фонтанная арматура Подземное оборудование:

— насосно-компрессорные трубы;

— пакер.

Насосно-компрессорные трубы (рисунок 2.9) предназначены для подачи жидкости разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП. Также сферой применения этих труб является выполнения подъёмно-спусковых и ремонтных операций. Соединяются трубы НКТ между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений.

1 — насосно-компрессорная труба; 2 — муфта.

Рисунок 2.9 — Насосно-компрессорные трубы Пакер предназначен для разобщения призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при гидроразрыве пласта. Пакер подбирают: по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении ГРП, по диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре.

Пакеры различают следующих видов:

— ПВ — пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вверх;

— ПН — пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз;

— ПД — пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вверх, так и вниз.

Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, он должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь), наличие которого в шифре пакера обозначается буквой Я.

1 — упор; 2 — уплотнительная манжета; 3 — ствол; 4 — конус; 5 — шпонка; 6 — плашка; 7 — плашкодержатели; 8 — срезной винт; 9 — цилиндр; 10 — поршень; 11 — шарик; 12 — седло; 13 — срезной винт.

Рисунок 2.10 — Пакер ПН-ЯГМ Оборудование для проведения ГРП, используемое на сегодняшний день (системы мониторинга, насосное оборудование, блендеры, предохранительное оборудование устья, манифольды высокого давления), позволяет разрабатывать неограниченное количество вариантов программ работ с различными значениями скоростей закачки и рабочих давлений.

2.3 Критерии выбора скважин при проведения ГРП

Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям. Последние в комплексе позволяют с высокой вероятностью обеспечить интенсификацию добычи нефти. В зависимости от начальной проницаемости пласта и состояния призабойной зоны скважины критерии сгруппированы по двум нижеследующим позициям.

1. Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности):

— эффективная толщина пласта не менее 5 м;

— отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;

— продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами, толщиной более 8−10 м;

— удаленность скважины от ГНК (газонефтяной контакт) и ВНК (водонефтяной контакт) должна превышать расстояние между добывающими скважинами;

— накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов;

— расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) — не более 3−5;

— скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50 м

— проницаемость пласта не более 0,03 мкм² при вязкости нефти в пластовых условиях не более 5 МПа.с.

2. Гидравлический разрыв пласта в коллекторах средней и низкой проницаемости для интенсификации добычи нефти за счет ликвидации повышенных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне:

— начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности окружающих скважин;

— наличие скин-эффекта на КВД;

— обводненность продукции скважин не должна превышать 20%;

— продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.

При неукоснительном их исполнении с высокой вероятностью просматривается технологическая успешность операций ГРП и соответствующее получение дополнительной добычи нефти. Реализуемый объем последней безусловно должен компенсировать материальные затраты на проведение ГРП.

2.4 Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта

Существует ряд факторов, которые следует учитывать при проектировании процесса ГРП [2]:

1) Литологическая характеристика пласта, а именно тип коллектора, степень сцементированности зерен, степень трещиноватости и кавернозности, степень глинистости. Из опыта ГРП по России известно, что наибольший эффект от проведения операций ГРП получается в карбонатах или сильно сцементированных песчаниках с низким содержанием глин и малой степенью трещиноватости. Неуспешные операции ГРП определялись некоторыми признаками и один из первых это разрушение глинистых экранов и, как следствие резкое, увеличение обводненностью скважин. Наличие в пласте трещин ставит под угрозу выполнение ГРП, так как возможен уход жидкости разрыва в естественные трещины и мы не получим никакого эффекта.

2) Литологическая неоднородность, характеризующаяся коэффициентами песчанистости, расчлененности, анизотропии. Большой эффект получается при воздействии на однородный пласт с низким коэффициентом анизотропии по проницаемости.

3) Физические свойства пласта (пористость, проницаемость). Эффект будет положительным в пластах с низкими фильтрационными характеристиками, так как при высоких данных характеристиках нет смысла проводить ГРП.

4) Наличие газовой шапки и подошвенной воды. При их близости ставится под сомнение успешность ГРП. Известно также, что во избежание прорыва воды не рекомендуется осуществление ГРП в случаях, когда раздел между продуктивным и водоносным горизонтами менее 10 м.