Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на скважинах нефтяного Арланского месторождения

ВВЕДЕНИЕ 4
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 6
1.1 Геолого-физическая характеристика визейского объекта Арланской площади Арланского месторождения
6
1.2 Свойства и состав нефти, газа и воды 9
1.3 Запасы нефти, газа и КИН (утвержденное конечное и текущее значения)
11
1.4 Осложняющие факторы геологического строения разреза визейского объекта Арланской площади Арланского месторождения
12
Выводы по геологическому разделу 13
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 14
2.1 Оценка состояния и причины снижения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта
14
2.2 Сопоставление результатов других видов ГТМ с ГРП в условиях Арланской площади Арланского месторождения
20
2.3 Анализ эффективности и обобщение опыта эксплуатации скважин с гидроразрывом пласта на Арланской площади Арланского месторождения

22
2.4 Литературный обзор известных решений по теме работы 26
2.5 Общие сведения по технологии проведения гидравлического разрыва пласта
30
2.6 Подбор скважин для проведения ГРП 33
2.7 Проектирование гидроразрыва пласта 37
2.7.1 Дизайн гидравлического разрыва пласта 37
2.7.2 Подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента 42
2.7.3 Техника для гидравлического разрыва пласта 48
2.7.4 Освоение скважин после ГРП 50
2.8 Прогнозная оценка увеличения дебита по нефти после ГРП 53
2.9 Обеспечение требований промышленной безопасности при проведении гидроразрыва пласта
57
Выводы по технологическому разделу 62
3 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РЗДЕЛ 64
3.1 Краткое изложение эффективности проектируемого технологического решения
64
3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проведения ГРП
65
3.3 Расчет экономических показателей проекта 65
Выводы по геологическому разделу 67
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 68
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 69

Весь текст будет доступен после покупки

Открытие кладовых «черного золота» положило началу динамичному развитию северо-западной окраины Башкортастана. В 1957 году буровики Краснохолмской конторы треста «Башвостокнефтеразведка» пробурили здесь около 80 разведочных и оценочных скважин для примерного расчета запасов нефти. Для ее добычи необходимо было в самые короткие сроки создать мощное эксплуатационное предприятие, способное обеспечить большие объемы добычи жизненно важного сырья. Им стало нефтепромысловое управление «Арланнефть» с центром в п. Николо-Березовка, организованное 24 июня 1957 году. Уже к лету 1958 года был построен и сдан в эксплуатацию магистральный нефтепровод Кутерем - Уфа, а в июле того же года Арланская нефть, начала поступать на Уфимский нефтеперерабатывающий завод.
Применяя все новое и передовое, нефтяники Арлана быстро наращивали добычу углеводородного сырья. Один за другим организовались новые промыслы. Управление росло и развивалось, превратившись вскоре в одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий республики и отрасли. В 1970 году НГДУ «Арланнефть» вышло на первое место в АНК «Башнефть» по добыче нефти и удерживает эту позицию до сих пор. В 1981 году управление награждено орденом Трудового Красного знамени. В 1982 году достигнут максимальный объем годовой добычи нефти – 8795 тыс. тонн. За 40 лет деятельности нефтедобытчики Арлана извлекли из недр 250 млн. 534 тыс. тонн «черного золота», ввели в эксплуатацию 6350 тыс. кв. м жилья. НГДУ «Арланнефть» добывает ежегодно около 4,5 млн. тонн, разрабатывает 5 месторождений.
Очевидно, на различных стадиях разработки нефтяных месторождений методы интенсификации добычи нефти в зависимости от геолого-физической характеристики объектов, имеют свои особенности, которые проявляются при использовании их на практике в условиях конкретных месторождений. Не благоприятными условиями являются и месторождения Башкирии, 35% которых относятся к трудноизвлекаемым с высоковязкими парафинистыми нефтями, отмечается высокая послойная неоднородность пород по проницаемости. По литологическому составу 40% пород относится к карбонатному типу коллекторов. Всё это привело к ситуации, когда значительное большинство скважин перешло в категорию малодебитных и осложненных в геологическом отношении, эксплуатацию которых осуществляют исключительно насосным способом.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Геолого-физическая характеристика визейского объекта Арланской площади Арланского месторождения
Планомерное изучение площади Арланского месторождения и прилегающего к нему района началось с середины 1930-х гг. прошлого века.
На месторождении проводились различные геолого-разведочные работы, которые по назначению и методам можно разделить на исследования рекогносцировочного характера, подготовку площадей под поисково-разведочное бурение, бурение поисковых скважин, разведочное бурение и научные исследования строения месторождения и характеристики флюидов. Детальное изучение строения пластов и объектов осуществлялись непрерывно также и при бурении эксплуатационных скважин.
В тектоническом отношении Арланское месторождение приурочено к Бирской седловине, расположенной между Татарским и Башкирским сводами и, частично, на северо-востоке к Верхне-Камской впадине.
Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4800 м (скв. 7000АРЛ). Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста.
Промышленно нефтеносными на Арланской, Николо-Березовской, Ново-Хазинской и Юсуповской площадях Арланского нефтяного месторождения являются терригенные отложения нижнего карбона и девона, карбонатные отложения подольского, каширского, верейского горизонтов и турнейского яруса. Всего на четырех площадях месторождения выявлено 18 продуктивных пластов (пачек) и 1022 залежи (число участков подсчета запасов). Общая характеристика залежей, визейского объекта (ТТНК) Арланской площади Арланского месторождения, приведена в таблице 1.



Таблица 1
Геолого-физическая характеристика ТТНК Арланской площади
Параметры Разм. Арланская площадь
C1tl.1 C1tl.2 C1tl.3 C1tl.4(0) C1tl.4 C1tl.5 C1tl.6 C1rd-bb
Абсолютная отметка кровли м -1151.4 -1154.7 -1161 -1164.3 -1166.6 -1168.8 -1170.8 -1176.8
Абсолютная отметка ВНК м -1177.3-1186.0 -1172.0-1189.0 -1184.0-1192.0 -1172.0-1173.0 -1172.0-1199.0 -1176.0-1188.0 -1167.2-1187.5 -1174.3-1210.0
Тип залежи Литологически экранированные, пластовые литологически экранированные Литологически экранированные, пластовые литологически экранированные Литологически экранированные, пластовые c литологическим ограничением Литологически экранирован-ные, пластовые c литологическим ограничением Литологически экранирован-ные, пластовые c литологическим ограничением Литологически экранирован-ные, пластовые литологически экранированные, пластовые Литологически экранирован-ные, пластовые литологически экранированные, пластовые Пластовые, пластовые литологически экранированныее
Тип коллектора терригенный, поровый
Площадь нефте/газоносности тыс.м2 95865 300708 67571 27940 106749 131651 20586 136100
Средняя общая толщина м 1,4 2,8 2,3 1,2 1,1 1,5 1,7 8,7
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 1.0 2,5 1,8 0,9 1,1 1,1 1.0 4,4
Коэффициент пористости доли ед. 0,20 0,23 0,23 0,19 0,21 0,21 0,21 0,23
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ доли ед. 0,78 0,88 0,88 0,75 0,79 0,77 0,83 0,88
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ доли ед. 0,78 0,88 0,88 0,75 0,79 0,77 0,83 0,88
Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0,78 0,88 0,88 0,75 0,79 0,77 0,83 0,88
Проницаемость мкм2 0.768 1.448 1.256 0.18 0.784 0.376 0.245 1.79
Коэффициент песчанистости доли ед. 0,99 0,94 0,9 1.00 0,96 0,98 0,99 0,66
Коэффициент расчлененности ед. 1.0 1.2 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 2.1
Начальная пластовая температура оС 24 24 24 24 24 24 24 24
Начальное пластовое давление МПа 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8
Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с 19,3 18,9 19,1 17,5 17,5 17,5 17,5 18,1
Плотность нефти в пластовых условиях (кг/м3 )*10-3 0,883 0,883 0,883 0,876 0,876 0,876 0,876 0,879
Плотность нефти в поверхностных условиях (кг/м3 )*10-3 0,890 0,890 0,890 0,890 0,890 0,890 0,890 0.890
Объемный коэффициент нефти доли ед. 1,043 1,043 1,043 1,043 1,043 1,043 1,043 1,043
Содержание серы в нефти % 1,9 2,86 2,4 2,3 2,2 2,2 2,3 3,2
Содержание парафина в нефти % 2,6 3.0 2,8 2,8 4,8 3,8 3,35 3,35
Давление насыщения нефти газом МПа 7,68 8,2 7,26 7,7 7,7 7,7 7,7 6,9
Газосодержание м3/т 18,8 18,8 18,8 18,8 18,8 18,8 18,8 18,8
Вязкость воды в пластовых условиях мПа*с 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6
Плотность воды в поверхностных условиях (кг/м3 )*10-3 1,175 1,175 1,175 1,175 1,175 1,175 1,175 1,175
Коэффициент вытеснения нефти водой доли ед. 0.665 0.689 0.684 0.607 0.667 0.639 0.623 0.696
Терригенная толща нижнего карбона
Основным продуктивным объектом месторождения является C1rd-bb-tl (пласты C1rd-bb, C1tl.6, C1tl.5, C1tl.4, C1tl.04, C1tl.3, C1tl.2 и C1tl.1) терригенной толщи нижнего отдела каменноугольной системы (визейский ярус, нижне- и верхневизейский подъярусы).
Терригенная толща нижнего карбона сложена переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углистых и карбонатных пород. Перечисленные типы пород, хотя и имеют закономерности в положении в разрезах, их параметры и вещественный состав изменяются по площади на небольших расстояниях. Песчаные пласты крайне неоднородны по толщине, зачастую выклиниваются или замещаются непроницаемыми породами в различных частях пласта. В то же время, вследствие ритмичности осадконакопления смена типов пород в разрезах прослеживается на всей площади месторождения. Прежде всего, это касается аргиллитовых прослоев - их число и положение в разрезах, в основном, сохраняется неизменным. Это позволяет использовать их в качестве коррелятивов. Некоторые затруднения в корреляции возникают на отдельных участках при прослеживании пластов промежуточной пачки (пласты C1tl.04, C1tl.4, C1tl.5, C1tl.6) в случаях разделения их на несколько маломощных прослоев. В пласте C1rd-bb в разрезах краевых скважин и вблизи зон замещения сопоставление слоев (иногда их число достигает четырех) практически весьма сложно.
Арланская площадь
Пласт C1rd-bb равномерно развит на Арланской площади. Залежи вытянуты в основном с северо-запада на юго-восток. В районе скв. 514, 29, 49 отмечается слияние пластов C1rd-bb, C1tl.6, C1tl.5. Пласт C1rd-bb неоднородный, представлен одним, двумя и более пропластками толщиной 1,0 - 10,0 м и более. Эффективная толщина песчаников изменяется от 0,8 до 23,6 м (скв. 7652). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина песчаников составляет от 4,4 до 1,0 м, принятая для различных категорий запасов. Коэффициент песчанистости составил 1,0; коэффициент расчлененности пласта равен 2,1.
По пласту C1rd-bb выявлено 36 залежей нефти, 32 из которых пластового типа, четыре залежи – пластовые с литологическим экранированием. Размеры залежей колеблются от 23,8?(6,9-1,2) (залежь 13) до 0,4?0,2 км (залежь 20). Высота залежей от 1,2 до 46 м. ВНК изменяется от -1174,3 до -1210,0 м (залежи 7с – 10). Среднее значение эффективных нефтенасыщенных толщин колеблется в пределах от 0,8 (залежь 34) до 6,0 м (залежь 14). Коэффициент пористости принят равным по всем залежам - 0,23 д.ед, коэффициент нефтенасыщенности - 0,88 д.ед.
Основные по размерам и запасам являются залежи 6с, 13.
Залежь 6с по типу пластовая, вскрыта большим количеством скважин. Размеры залежи 16,6?(2,8-0,5) км, высота 21,4 м. ВНК установлен по ГИС и колеблется в пределах от -1176,6 до -1178,0 м. Доля ЧНЗ в общем объеме залежи составляет 0,15. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 4,6 до 5,7 м, составляя в среднем 4,7 м. Принятые значения коэффициента пористости и нефтенасыщенности соответственно равны 0,23 и 0,88 дол.ед.
Залежь 13 по типу пластовая, имеет большие размеры 23,8?(6,9-1,2) км, высоту 46,0 м. ВНК установлен по ГИС и колеблется в пределах от -1175,0 до -1183,6 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,3 до 5,7 м, составляя в среднем 4,7 м, коэффициент пористости равен 0,23 дол.ед, коэффициент нефтенасыщенности - 0,88 дол.ед.

1.2 Свойства и состав нефти, газа и воды
Отбор глубинных и поверхностных проб нефти осуществлялся в различные годы геологическими службами НГДУ «Арланнефть», «Южарланнефть», «Чекмагушнефть глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и поршневого типа ВПП-300.
Исследования отобранных проб нефтей проводились в лабораториях ЦНИПР НГДУ Арланнефть, Южарланнефть, Чекмагушнефть, а также в лаборатории физико-химических исследований нефтей и газов ООО «БашНИПИнефть».

Весь текст будет доступен после покупки

1. Борхович С.Ю., Методические пособие по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов очной и заочной форм обучения по направлению 131000 – Нефтегазовое дело, по профилю – 131011 – Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти. УдГУ. Ижевск, 2021 г.
2. Дополнение к технологическому проекту разработки Арланского нефтяного месторождения, 2020г.
3. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов - 3 изд.-2009 г. Изд. «Алья Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд-во, 1996. 414 с.
4. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986. 165 с.
5. Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. М.: Недра, 1983. 192 с.
6. Городилов В.А., Мухаметзянов Р.Н., Храмов Г.А. и др. Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей Ноябрьского района Западной Сибири. —М.: ВНИИОЭНГ, 1993. 69 с.
7. Закиров С.Н. [и др]. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. 2004. 520 с.
8. Крянев Д.Ю., Чистяков А.А., Елисеев Н.Ю. и др. Повышение нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири. М.: Фирма «Блок», 1988. 40 с.
9. Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. М.: Недра, 1983. 192 с.
10. Блажевич В.А. Практическое руководство по гидроразрыву пласта. Москва: Недра, 1961-131с.

Весь текст будет доступен после покупки