Слайд 2Статистические геолого-промысловые характеристики ЭО
![Статистические геолого-промысловые характеристики ЭО](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-1.jpg)
Слайд 3Усредненные показатели эксплуатационных объектов
![Усредненные показатели эксплуатационных объектов](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-2.jpg)
Слайд 4Основные факторы, учитываемые при выделении эксплуатационных объектов на месторождении
1. Геолого-промысловые факторы:
выделение продуктивных
![Основные факторы, учитываемые при выделении эксплуатационных объектов на месторождении 1. Геолого-промысловые факторы:](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-3.jpg)
пластов;
литология продуктивных пластов;
нефтегазонасыщенная толщина;
фильтрационно-емкостные свойства коллекторов по керну и данным ГИС;
результаты опробований в процессе бурения и испытаний в колонне продуктивных пластов;
физико-химические свойства пластовых флюидов;
толщина пород геологического разреза между продуктивными пластами;
положение межфлюидных контактов и конфигурации продуктивной площади пластов, ограниченных внешним контуром нефтегазоносности;
запасы УВ продуктивных пластов, образующих ЭО;
начальные пластовые давления пластов и их соотношение по глубинам залегания пластов;
гидрогеологическая характеристика и режимы продуктивных пластов
Слайд 5Основные факторы, учитываемые при выделении эксплуатационных объектов на месторождении
2. Гидродинамические факторы (обоснование):
годовой
![Основные факторы, учитываемые при выделении эксплуатационных объектов на месторождении 2. Гидродинамические факторы](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-4.jpg)
добычи УВ для каждого пласта, входящего в ЭО;
динамики добычи УВ для каждого пласта;
продуктивности и годовой добычи УВ в целом для ЭО;
динамики добычи нефти, растворенного газа и воды или газа , газового конденсата и воды в целом по залежи;
динамики обводнения скважин, ЭО и залежи;
оценки длительности стадий разработки ЭО;
оценки оптимальных отборов объемов УВ по ЭО в целом
Слайд 6Основные факторы, учитываемые при выделении эксплуатационных объектов на месторождении
3. Технические факторы:
способ и
![Основные факторы, учитываемые при выделении эксплуатационных объектов на месторождении 3. Технические факторы:](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-5.jpg)
технические возможности эксплуатации;
оценка диаметра эксплуатационных колонн;
выбор диаметра насосно—компрессорных труб (НКТ);
возможность одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) разных пластов ОЭ;
изоляция обводнившихся пластов;
выбор и применение приборов для контроля за состоянием выработки запасов УВ из каждого пласта
Слайд 7Основные факторы, учитываемые при выделении эксплуатационных объектов на месторождении
4. Технологические факторы:
выбор сетки
![Основные факторы, учитываемые при выделении эксплуатационных объектов на месторождении 4. Технологические факторы:](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-6.jpg)
эксплуатационных скважин для ЭО в целом;
выбор метода поддержания пластового давления;
контроль и регулирования процесса разработки ЭО;
возможность применения различных методов повышения конечной нефтеотдачи ЭО
Слайд 8Основные факторы, учитываемые при выделении эксплуатационных объектов на месторождении
5. Экономичные факторы:
- обоснование
![Основные факторы, учитываемые при выделении эксплуатационных объектов на месторождении 5. Экономичные факторы:](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-7.jpg)
наиболее оптимальных вариантов выделения
ЭО для геологического разреза конкретного месторождения;
выбор комплекса технико-экономических показателей разработки для повариантных расчетов по конкретному ЭО;
повариантные расчеты технико-экономических показателей разработки по конкретному ЭО за весь срок его разработки;
сопоставление всех выполненных расчетов разработки ЭО;
выбор наиболее экономически эффективного для государства и недропользователя как рекомендуемого для реализации
Слайд 9
Практика добывающей компании по отношению к МУН
(российский подход по фактическим
![Практика добывающей компании по отношению к МУН (российский подход по фактическим показателям](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-8.jpg)
показателям разработки и эффективности
методов увеличения нефтеотдачи)
Слайд 10Остаточные запасы нефти на 1 добывающую скважину в США и в большой
![Остаточные запасы нефти на 1 добывающую скважину в США и в большой компании в России](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-9.jpg)
компании в России
Слайд 13Участки применения МУН на месторождениях
![Участки применения МУН на месторождениях](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-12.jpg)
Слайд 14Перечень месторождений по степени необходимости применения МУН
![Перечень месторождений по степени необходимости применения МУН](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-13.jpg)
Слайд 17Анализ оценки завершенной разработки на примере конкретного месторождения
![Анализ оценки завершенной разработки на примере конкретного месторождения](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-16.jpg)
Слайд 18Важные начальные данные
Дополнительные сведения по данным исследований керна:
- коэффициент остаточной водонасыщенности К
![Важные начальные данные Дополнительные сведения по данным исследований керна: - коэффициент остаточной](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-17.jpg)
ост в = 0.23
- коэффициент остаточной нефтенасыщенности К ост н = 0.43
Слайд 21Распределение водонасыщенности коллекторов
![Распределение водонасыщенности коллекторов](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-20.jpg)
Слайд 22Подсчетные параметры залежи по ГИС
![Подсчетные параметры залежи по ГИС](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-21.jpg)
Слайд 23График добычи нефти, воды и закачки по годам разработки
![График добычи нефти, воды и закачки по годам разработки](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-22.jpg)
Слайд 25График зависимости давления закачки воды от достигнутой обводненности скважин
![График зависимости давления закачки воды от достигнутой обводненности скважин](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-24.jpg)
Слайд 26Оценка суммарного содержания в поровом пространстве залежи нефти остаточной воды и остаточной
![Оценка суммарного содержания в поровом пространстве залежи нефти остаточной воды и остаточной](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-25.jpg)
нефтенасыщенности по площади
разрабатываемого участка в районе скв. 800
Слайд 27Данные по годам для построения предыдущих двух графиков
![Данные по годам для построения предыдущих двух графиков](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-26.jpg)
Слайд 28Солянокислотная обработка карбонатных пластов
Солянокислотная (кислота HCL) обработка карбонатных пластов в скважинах
![Солянокислотная обработка карбонатных пластов Солянокислотная (кислота HCL) обработка карбонатных пластов в скважинах](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-27.jpg)
является основным способом получения притоков УВ или увеличения дебитов скважин
Различают кислотные ванны и объемные кислотные обработки (закачка в пласт расчетных объемов HCL)
Наиболее эффективны объемные закачки кислоты в пласт
Слайд 29Схема размещения оборудования для проведения кислотной обработки пластов
![Схема размещения оборудования для проведения кислотной обработки пластов](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-28.jpg)
Слайд 30Глинокислотная обработка терригенных пластов в скважинах
Глинокислотная обработка терригенных пластов в скважинах является
![Глинокислотная обработка терригенных пластов в скважинах Глинокислотная обработка терригенных пластов в скважинах](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-29.jpg)
основным способом получения притоков УВ или увеличения дебитов скважин
Используют объемные кислотные обработки (закачка в пласт расчетных объемов глинокислоты)
Наиболее эффективны объемные закачки кислоты в пласт
Слайд 31Получение глинокислоты
Глинокислоту получают путем растворения в 24-% соляной кислоте бифторида –
![Получение глинокислоты Глинокислоту получают путем растворения в 24-% соляной кислоте бифторида –](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-30.jpg)
фторида аммония с последующим разбавлением водой из расчета получения 16-% раствора HCL, включая 4-5 % кислоту HF. Обработки пласта производят чередуя закачки порций глинокислоты вдвое меньшими порциями смеси нефти с гидрофобизирующими ПАВ для более глубокого проникновения в пласт, а также для повышения фазовой проницаемости нефти
В скважинах с высоким пластовым давлением выдерживают закачанные объемы для реагирования и затем вымывают их.
При отсутствии притоков или их недостаточности проводят циклические закачки глинокислоты и нефти с последующим их вымываем до получения приемлемых дебитов скважин
Слайд 32Технология и результаты трехступенчатой циклической закачки глинокислоты
![Технология и результаты трехступенчатой циклической закачки глинокислоты](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-31.jpg)
Слайд 33Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Метод ГРП известен и опробован в России еще в
![Гидравлический разрыв пласта (ГРП) Метод ГРП известен и опробован в России еще](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-32.jpg)
1960-е гг прошлого столетия
К концу 1980-х годов в мире было проведено более 1 млн работ по ГРП, что позволило вовлечь в разработку слабопроницаемые пласты
В настоящее время ГРП с успехом проводится в средне-и высокопроницаемых пластах
Слайд 35Основные факторы и условия проведения ГРП
Основными необходимыми геолого-физическими и промысловыми условиями, техники
![Основные факторы и условия проведения ГРП Основными необходимыми геолого-физическими и промысловыми условиями,](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-34.jpg)
и технологии проведения ГРП являются:
Геология и характеристики объектов для проведения ГРП;
Характер добычи нефти и закачки воды при разработке залежи;
Выбор скважин-кандидатов на проведение ГРП
Соображения о технологии проведения ГРП:
Выбор флюидов разрыва для закачки в объект (продуктивный пласт);
Расчет прогнозной длины трещины и ее проводимость;
Обоснование технологии заканчивания скважины после ГРП;
выполнение теста разрыва пласта до проведения ГРП;
Технологический проект и выполнение ГРП;
Испытание скважины после проведения ГРП;
Слайд 36Геология и характеристики объектов для проведения ГРП;
Необходимо знать:
Литологию продуктивных пород-коллекторов в составе
![Геология и характеристики объектов для проведения ГРП; Необходимо знать: Литологию продуктивных пород-коллекторов](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-35.jpg)
выбранного объекта для ГРП;
Начальное и текущее пластовые давления, давление разрушения пород и давление наступления пластической деформации породы (по керну);
Геолого-физические свойства пород (Нэфф нефт, пористость, проницаемость, остаточная и текущая водонасыщенность),наличие газовой шапки, расстояние от ВНК и ГНК, наличие близлежащих тектонических нарушений;
Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях (вязкость, плотность, объемный коэффициент, газонасыщенность нефти растворенным газом
Слайд 37Характер добычи нефти и закачки воды при разработке залежи
Необходимо знать:
Климатические условия работ
![Характер добычи нефти и закачки воды при разработке залежи Необходимо знать: Климатические](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-36.jpg)
при ГРП на скважине;
Линейные параметры фактической сетки расположения добывающих и нагнетательных скважин;
Средние дебиты нефти и воды по скважинам до проведения ГРП;
Источник и свойства закачиваемой в пласты воды;
Средние текущие пластовые давления пласта-объекта работ в скважинах вблизи скважины-кандидата для ГРП;
Слайд 38Выбор скважин-кандидатов на проведение ГРП
Скважины-кандидаты на проведение ГРП выбираются и утверждаются для
![Выбор скважин-кандидатов на проведение ГРП Скважины-кандидаты на проведение ГРП выбираются и утверждаются](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-37.jpg)
работ геологической службой недропользователя с учетом всей геолого-геофизической и промысловой информации, при наличии опыта проведения ГРП – по результатам анализа технологии и эффективности прошлых работ, а также с учетом оптимальности затрат и возможного получения дополнительно добытой нефти как очевидной прибыли от проведения ГРП
Слайд 39Выбор флюидов разрыва
Главное – флюид разрыва должен быть совместим с материалами и
![Выбор флюидов разрыва Главное – флюид разрыва должен быть совместим с материалами](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-38.jpg)
породами, слагающими продуктивный пласт-коллектор как объект для проведения ГРП
Применение флюидов на основе «родной» нефти данной залежи является предпочтительным, т.к. будет обеспечена совместимость флюида разрыва с породами-коллекторами, снижение количества химических компонентов для приготовления флюида разрыва на нефтяной основе по сравнению с флюидами на водной основе, а его не содержание осадка позволит быстро выводить скважины на рабочий режим (т.е. откачку жидкости из скважины до получения чистой нефти).
Кроме того, для северных районов отсутствует недорогая и хорошего качества вода для проведения ГРП
Слайд 40Расчет прогнозной длины трещины и ее проводимость
Технологический план предусматривает создание трещин,
![Расчет прогнозной длины трещины и ее проводимость Технологический план предусматривает создание трещин,](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-39.jpg)
в которых заполненная проппантом длина составляет 80-120 м при средней концентрации проппанта 4 кг/кв. м.
Трещины меньшей длины (до 30 м) и той же концентрации проппанта недостаточны для эффективного ГРП для пластов-коллекторов с проницаемостью 0.5-1.5 мД. Кроме того, трещины данной длины могут терять свою эффективную проводимость из-за выпадения осадков при использовании флюида разрыва на водной основе.
Компьютерно моделирование (расчет дизайна создания трещины ГРП) , например, покажет, что для создания трещины длиной 80-120м потребуется 25-45 т проппанта
Слайд 41Заканчивание скважин строительством, предусматривающей проведение ГРП
Необходимо соблюдение технико-технологических условий:
исключение применения
![Заканчивание скважин строительством, предусматривающей проведение ГРП Необходимо соблюдение технико-технологических условий: исключение применения](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-40.jpg)
жидкостей глушения на солевой основе;
при использовании флюида разрыва на нефтяной основе после проведения ГРП исключаются любые контакты пластов-коллекторов с водой;
конструкция эксплуатационной колонны и скважинный инструмент должны позволять проведение ГРП, вывод скважины на рабочий режим, пробную эксплуатацию скважины и даже вести добычу фонтанным способом.
технические требования к скважине – в ней должны быть установлены извлекаемые гидравлические пакеры и дополнительный гидравлический якорь на колонне НКТ диаметром 73 мм соответствующего диаметра, а до установки пакера объем НКТ вытесняется дизельным топливом.
фонтанная арматура на устье скважины должна выдерживать рабочее давление до 100 мПа, включая фонтанные задвижки и фланцы соединения с НКТ.
Слайд 42Тест разрыва до проведения ГРП
Испытания до проведения ГРП включают в себя, как
![Тест разрыва до проведения ГРП Испытания до проведения ГРП включают в себя,](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-41.jpg)
правило, тест разрыва пласта, калибровочный ГРП (мини ГРП), высокочувствительную термометрию.
Обычно тест проводится сразу после окончания заканчивания скважины закачкой 10 м3 дизтоплива при скорости закачки 1.5 м3/мин с последующей регистрацией снижения давления в течение 3 часов.
Задачи теста – определение минимального напряжения пласта, наличие давления трения в забое/трещине, текущего пластового давления, а также механической целостности НКТ и пакера. Кроме того, делаются первые оценки проницаемости пласта.
Слайд 43Пример теста разрыва и калибровочного теста ГРП
![Пример теста разрыва и калибровочного теста ГРП](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-42.jpg)
Слайд 44Калибровочный и основной ГРП
Калибровочные тесты выполняются непосредственно перед основными ГРП путем
![Калибровочный и основной ГРП Калибровочные тесты выполняются непосредственно перед основными ГРП путем](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-43.jpg)
закачки 20-30 м3 флюида разрыва (загущенного дизтоплива) при скорости 4 м3/мин.
В течение 1-го часа регистрируют снижение поверхностного давления, затем проводились замеры термометрии через 3 и 6 часов после закрытия трещины.
Помимо калибрования эффективности флюида разрыва, определялись почти те же параметры, что и по результатам разрыва пласта.
После заполнения скважины флюидом разрыва проводят испытания на полное нагнетание флюида в объеме 32 м3. Снижение давления на поверхности в зависимости от времени может показать повышение напряжения пласта по сравнению с тестом разрыва, что может быть вызвано увеличением порового давления пласта в около трещинной зоне.
По данным термометрии может быть определена высота трещины (20-35 м), а исходя из этих данных, времени закрытия трещины и определения после этого эффективности флюида разрыва, считают различные величины общей потери флюида при изливе из трещины.
Слайд 45Пример калибровочного теста и начала основного ГРП
![Пример калибровочного теста и начала основного ГРП](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-44.jpg)
Слайд 46Технологический проект и выполнение ГРП
Стандартная схема проекта – 60-90 м3 геля (без
![Технологический проект и выполнение ГРП Стандартная схема проекта – 60-90 м3 геля](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/1046030/slide-45.jpg)
проппанта) для инициализации трещины – 35-45 т объем носителей проппанта - 25-35 т керамического проппанта определенных размеров. В качестве геля для инициализации трещины и для носителей проппанта используется загущенное дизтопливо.
Единственные добавки при проведении работ – понизитель потерь геля для инициализации и разрушающий агент в носители проппанта.