Гидроразрыв пласта на примере Нефтегазоконденсатного мыльджинского месторождения (Томская область)

ВВЕДЕНИЕ
Объектом исследования является Мыльджинское нефтегазоконденсатное месторождение.
Цель :
1. Провести анализ эффективности ГРП, на исследуемом объекте.
Задачи:
1. Определить критерии выбора скважин для ГРП;
2. Провести анализ проводимых работ ГРП

Мыльджинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области в 450 км к северо-западу от областного центра и в 70 км севернее разрабатываемого Лугинецкого нефтегазового месторождения.
Рисунок 1 - Обзорная карта района

Рисунок 2 – Сводный литолого-стратиграфический разрез

Рисунок 3 - Выкопировка из «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» (под ред. В.И.Шпильмана, Н.И.Змановского, Л.Л.Подсосовой, 1998г.)

Рисунок 4 - Нефтегазогеологическое районирование Томской области (по Г.И.Тищенко, 2009г.)

Рисунок 5 - Сводный геологический разрез Мыльджинского месторождения

Рисунок 6 - Геологический профиль продуктивных отложений пластов Ю11, Ю12, Ю13–4, Ю21

Рисунок 7 - Геологический профиль продуктивных отложений пластов Б10, Б16–201, Б16–202

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – один из методов
интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения
приёмистости нагнетательных скважин.
Рисунок 8 – Схематическая картина процесса ГРП

Оборудование для ГРП:
- скважинное;
- наземное.
К скважинному оборудованию относится :
- пакер;
- гидрвлический якорь;
- герметизатор устьевой;
- центробежная задвижка.
К наземному оборудованию относится:
- насосы высокого давления;
- смесительная установка ГРП;
- блок монифольдов.
Рисунок 9 – Схема оборудования для ГРП

Основными и главными материалами для ГРП являются:
- жидкость разрыва;
- добавки к жидкости разрыва;
- закрепляющие агенты.
Жидкость разрыва по основанию делится:
- водяная основа;
- нефтяная основа;
- пенной основа;
- на основе эмульсии.
Добавки к жидкости разрыва:
- буферные агенты;
- стабилизаторы глин;
- деэмульгаторы;
- деструкторы.
Закрепляющие агенты:
- песок;
- проппант средней прочности;
- высокопрочный проппант.

Актуальность выполнения ГРП:
Низкая продуктивность скважин, загрязнение призабойной зоны вследствие произведенных ранее ремонтных операций, неравномерность выработки запасов, вовлечение новых запасов в зону дренирования скважины.
Для составления программы проведения ГРП на Мыльджинском месторождении, фонд скважин был проанализирован по следующим критериям:
1. Угол входа ствола скважины в пласт;
2. Техническое состояние эксплуатационной колонны;
3. Текущий дебит газа;
4. Запасы газа в радиусе 500 м от скважины;

Рисунок 10 – Скважины, на которых планируется проведение
ГРП, выделенные на карте остаточных запасов газа объекта Ю
Также было оценено площадное распределение скважин. Для этого на карте остаточных запасов газа объекта Ю были выделены скважины, на которых планируется проведение ГРП.

Таблица 1 - Коллекторские свойства скважин по ГИС на которых проводилось ГРП

Рисунок 11 – Определение фильтрационно-емкостных свойств и
характера насыщения коллекторов юрских отложения скв. 126 МНГКМ

Рисунок 13 - Сравнение индикаторных диаграмм до и после ГРП
Скв.126
Скв.118
Скв.107

Таблица 2 - Гидродинамические характеристики пластов-коллекторов и дебиты скважин на которых проводилось ГРП
Отрицательный эффект ГРП наблюдается на скважине 107 Мыльджинского месторождения и скважине 118.
Положительный эффект наблюдается по скважине 126.
Скважина, работающая с дебитом, аналогичным дебиту до ГРП – 121.

Рисунок 14 - Расположение скважин, на которых
проведено ГРП на карте давлений объекта Ю

Сильные поглощения жидкости глушения в процессе нормализации забоя скважины приводят к длительному выводу скважины на режим работы, так как энергии пласта не хватает чтобы вытеснить всю жидкость закаченную в пласт.
Со снижением пластового давления на режиме истощения проведение ГРП будет привносить меньший эффект.
Возможно, что длительное нахождение водного раствора в песчаной породе коллектора, скорее всего, приводит к набуханию глинистых частиц, которыми породы сцементированы, что так же снижает подвижность флюида в пласте.
В последующем производить ГРП на скважинах Мыльджинского месторождения нецелесообразно.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1.Состояние минерально-сырьевой базы Томской области // Состояние окружающей среды Томской области в 2010 году: Экологический мониторинг.- Томск, 2011.
2.Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. “Недра”, 1987 г.
3.Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. Недра, 1975 г.
4.Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. – М.: Недра, 1999 г;
5.Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений., М., “Недра”, 1971 г.
6.Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1979 г.
7.Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. -М.: Недра, 1974 г.
8.Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин., М., “Недра”, 1980 г.
9.Кристман М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин., М., “Недра”, 1985 г.
10.Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М., Шандрыгин А.Н., Подюк В.Г. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин. - М.: Недра, 1997 г.
11.Закиров С.Н., Кондрат Р.М. Активное воздействие на процесс разработки месторождений природных газов с целью повышения углеводородоотдачи пластов // Доклады международной конференции "Разработка газоконденсатных месторождений". Секция 3. -Разработка нефтегазоконденсатных месторождений. - Краснодар, 1990 г.
12.Технико - экономическое обоснование освоения газовых и газоконденсатных месторождений Томской области. ТомскНИПИнефть, 1995 г.
13. «Дополнение к технологической схеме разработки Мыльджинского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области». ОАО «Томскгазпром», 2015 г.