Методы интенсификации добычи нефти в Западной - Сибири

Последнее сообщение
devilik86r 4 10
Янв 11

Здравствуйте! Меня интересует, какие методы интенсификации приминяются,применялись в Западной Сибири, в частности на Самотлорском месторождении,какие получили большую поддержку? Что кто может сказать по этому поводу?

И еще, кто что порекомендует в качестве литературы по теме "Оценка эффективности мтеодов интенсификации по кривым вытеснения". Спасибо!!

Dorzhi 967 15
Янв 11 #1

там уже больше МУН (EOR), а не интенсификация

Rhino 532 12
Янв 11 #2

Dorzhi пишет:

там уже больше МУН (EOR), а не интенсификация


вот это почитай.

devilik86r 4 10
Янв 11 #3

Кстати ЗБС же идет как метод интенсификации?

Док 181 11
Янв 11 #4

devilik86r пишет:

Кстати ЗБС же идет как метод интенсификации?

Если учесть что снижение темпов падения добычи реально обеспечивает только бурение, то ЗБС наверное самый результативный метод. Следующее - ГРП. Прочие "технологии" (различные химические, импульсные... итд. воздействия) носят локальный характер, могут применяться при выравнивании профилей притока при КРС с успешностью 50/50, для мелкого распила средств на низших уровнях менеджмента и на погоду не влияют.
Применительно к состоянию разработки старых месторождений, например, Самотлора перед ЗБС желательно трассерные исследования провести (закачка флюористентов) и отбор проб на коэффициент светопоглощения. В транзитах комплекс с С/О сделать. Тем самым выявив невыработанные целики. Крайне желательно всю программу инф. обеспечения с геофизиками обсудить, что бы они представление имели о комплексности работ и о конечным результате. Последнее крайне важно.

FullChaos 875 14
Янв 11 #5

На Самотлоре основной метод интенсификации ГРП.
ЗБС, как и любое бурение, относится к экстенсивным методам разработки.

Док 181 11
Янв 11 #6

FullChaos пишет:

ЗБС, как и любое бурение, относится к экстенсивным методам разработки.

Формально (разработка) и на необльших временных интервалах - да.

Kurenai 57 12
Янв 11 #7

Уважаемые, не забываем что на Самотлоре уже как 30 лет - водогаз пинают

FullChaos 875 14
Янв 11 #8

1. доколе можно путать интенсификацию с МУНом mad.gif
2. на Самотлоре было два ОПР по водогазу в 81 и пару лет назад - эффекта нету.

Док 181 11
Янв 11 #9

FullChaos пишет:

1. доколе можно путать интенсификацию с МУНом mad.gif
2. на Самотлоре было два ОПР по водогазу в 81 и пару лет назад - эффекта нету.

Водогаз что такое?

FullChaos 875 14
Янв 11 #10

это когда в систему ППД качают воду в смеси с газом углекислым или углеводородным (попутным), что должно приводить к повышению Квыт
искать аббревиатуры ВГВ или WAG

Док 181 11
Янв 11 #11

FullChaos пишет:

это когда в систему ППД качают воду в смеси с газом углекислым или углеводородным (попутным), что должно приводить к повышению Квыт
искать аббревиатуры ВГВ или WAG

Ясно. В том то и дело, что закачиваемая вода не затрагивает оставшиеся целики, а циркулирует по сформировавшимся за десятилетия высокопроницаемым участкам. Степень отмывки матрици некогда нефтенасыщенных коллекторов можно видеть на керне со скв 2оц и 4оц. Если есть достпуп посмотрие - керн белый. Поэтому вполне ожидаемо, что закача с любыми реагентами на Самотлоре не дает результата. Задача - выявит целики и взять их при ЗБС.

Zorg 595 13
Янв 11 #12

Мы на наших месторождениях использоовали стандартный подход Юкоса - ГРП+ЭЦН.
Проницаемость пластов по нефти составляла 0.2-2 мД, толщина 20-30 м. Объект разработки, как правило, был сложен несколькими низкопроницаемыми песчаниками с перемычками алевролита, аргиллита.
Гидроразрыв проектировали таким образом, чтобы трещина достигала максимальной длины 100-150 м и высоты 50-60 м. Работали с Трайканом (Ньюко), Шлюмберже и другими. Проппант использовали средней фракции 16/30 российского производства (Боровичи, Форес, Карбо Керамикс). В обязательном порядке в конце качали проппант с полимерным покрытием (RCP). Жидкости разрыва старались оптимизировать путем снижения загрузки полимера, но в виду высокой температуры пластов, ниже 3 кг/м3 не уходили. Пробовали добавлять в жидкость разрыва волокна, которые затем растворялись при контакте с нефтью. Работ таких было мало, эффект спорный.
После ГРП спускали ЭЦН как можно ближе к интервалу перфорации. Иногда в интервал перфорации, в этом случае насос оборудовали кожухом. Т.к. интенсивного выноса проппанта у нас не было, то риск пересыпания насоса в интервале перфорации был минимальным и ни разу не реализовался. Насосы были оборудованы газосепаратором, системой телеметрии для замера давления и температуры на приеме, также использовали частотные преобразователи. Забойное давление стремились поддерживать на минимальном уровне 20-30 бар.
В результате дебиты наклонно-направленных скважин составляли 20-60 т/сут. Без ГРП - 1-5 т/сут.
Пробовали качать кислоту или растворы деструкторов в трещины с проппантом, но эффекта от этих мероприятий не было.

erilin_sa 456 11
Янв 11 #13

Zorg пишет:

Мы на наших месторождениях использоовали стандартный подход Юкоса - ГРП+ЭЦН.
Проницаемость пластов по нефти составляла 0.2-2 мД, толщина 20-30 м. Объект разработки, как правило, был сложен несколькими низкопроницаемыми песчаниками с перемычками алевролита, аргиллита.
Гидроразрыв проектировали таким образом, чтобы трещина достигала максимальной длины 100-150 м и высоты 50-60 м. Работали с Трайканом (Ньюко), Шлюмберже и другими. Проппант использовали средней фракции 16/30 российского производства (Боровичи, Форес, Карбо Керамикс). В обязательном порядке в конце качали проппант с полимерным покрытием (RCP). Жидкости разрыва старались оптимизировать путем снижения загрузки полимера, но в виду высокой температуры пластов, ниже 3 кг/м3 не уходили. Пробовали добавлять в жидкость разрыва волокна, которые затем растворялись при контакте с нефтью. Работ таких было мало, эффект спорный.
После ГРП спускали ЭЦН как можно ближе к интервалу перфорации. Иногда в интервал перфорации, в этом случае насос оборудовали кожухом. Т.к. интенсивного выноса проппанта у нас не было, то риск пересыпания насоса в интервале перфорации был минимальным и ни разу не реализовался. Насосы были оборудованы газосепаратором, системой телеметрии для замера давления и температуры на приеме, также использовали частотные преобразователи. Забойное давление стремились поддерживать на минимальном уровне 20-30 бар.
В результате дебиты наклонно-направленных скважин составляли 20-60 т/сут. Без ГРП - 1-5 т/сут.
Пробовали качать кислоту или растворы деструкторов в трещины с проппантом, но эффекта от этих мероприятий не было.

При закачке кислоты или деструкторов , как расчитывали объем реагента ?
По объему трещины , или по общему объему жидкости разрыва ?

Zorg 595 13
Янв 11 #14

По закрепленному объему трещины. Жидкости разрыва при ГРП качали по 500-600 м3, кислоты потом качали 5-10 м3.

erilin_sa 456 11
Янв 11 #15

Zorg пишет:

По закрепленному объему трещины. Жидкости разрыва при ГРП качали по 500-600 м3, кислоты потом качали 5-10 м3.

Спасибо . А на что расчитывали , получить эффект при таком соотношении 5...10 / 500...600 ?

Zorg 595 13
Янв 11 #16

Задача кислотной обработки после ГРП в нашем случае это растворение остатков полимерного геля в трещине, но не в пласте. Теоретически в пласт фильтруется не сама полимерная жидкость ГРП, а ее фильтрат, представляющий собой на 95% воду. Полимер же удерживается в трещине в результате формирования полимерной корки на границе трещины и пласта.

Наш расчет был на увеличение проводимости трещины и увеличение дебита. Мы предполагали, что отсутствие эффекта после ГРП связано с засорением/повреждением трещины. Однако в большинстве случаев неэффективные ГРП были связаны с очень низкой проницаемостью пласта (до 0.2 мД), а не с повреждением трещины, поэтому эффекта не было ни разу.

Доказательства этой теории следующие:
1) закачанный при ГРП объем жидкости в 500-600 м3 отрабатывается без проблем, после чего дебит кратно снижается
2) трещины без повреждения видны на билогарифмических графиках, скин по ГДИС -3, -4
3) кислотные обработки, закачка деструктора, повторный ГРП не эффективны

erilin_sa 456 11
Янв 11 #17

Zorg пишет:

Задача кислотной обработки после ГРП в нашем случае это растворение остатков полимерного геля в трещине, но не в пласте. Теоретически в пласт фильтруется не сама полимерная жидкость ГРП, а ее фильтрат, представляющий собой на 95% воду. Полимер же удерживается в трещине в результате формирования полимерной корки на границе трещины и пласта.

Наш расчет был на увеличение проводимости трещины и увеличение дебита. Мы предполагали, что отсутствие эффекта после ГРП связано с засорением/повреждением трещины. Однако в большинстве случаев неэффективные ГРП были связаны с очень низкой проницаемостью пласта (до 0.2 мД), а не с повреждением трещины, поэтому эффекта не было ни разу.

Доказательства этой теории следующие:
1) закачанный при ГРП объем жидкости в 500-600 м3 отрабатывается без проблем, после чего дебит кратно снижается
2) трещины без повреждения видны на билогарифмических графиках, скин по ГДИС -3, -4
3) кислотные обработки, закачка деструктора, повторный ГРП не эффективны

Понял . Спасибо .

erilin_sa 456 11
Янв 11 #18

Zorg пишет:

Задача кислотной обработки после ГРП в нашем случае это растворение остатков полимерного геля в трещине, но не в пласте. Теоретически в пласт фильтруется не сама полимерная жидкость ГРП, а ее фильтрат, представляющий собой на 95% воду. Полимер же удерживается в трещине в результате формирования полимерной корки на границе трещины и пласта.

Наш расчет был на увеличение проводимости трещины и увеличение дебита. Мы предполагали, что отсутствие эффекта после ГРП связано с засорением/повреждением трещины. Однако в большинстве случаев неэффективные ГРП были связаны с очень низкой проницаемостью пласта (до 0.2 мД), а не с повреждением трещины, поэтому эффекта не было ни разу.

Доказательства этой теории следующие:
1) закачанный при ГРП объем жидкости в 500-600 м3 отрабатывается без проблем, после чего дебит кратно снижается
2) трещины без повреждения видны на билогарифмических графиках, скин по ГДИС -3, -4
3) кислотные обработки, закачка деструктора, повторный ГРП не эффективны

Есть некоторые соображения по этим п.п.
1) . проникновение жидкости разрыва в поровое пространство при давлениях 500...700 атм. - отработка при депрессии 100...200 ... из общения с спецами : " ... после фильтрации жидкости разрыва через керн , ппроницаемость снижалась в 40...50 раз , ни какой корки ни разу не получили ... " . 500...600 м3 - может просто пластовая вода + часть жидкости разрыва которая осталась в трещине ?
.
2) .... из общения со спецами : " ...образуются микро трещины перпендикулярно основной трещине , через них в основном и идет приток в основную трещину из не поврежденного порового пространства .."
.
по п 3) вопросов нет .

tangerine 1 10
Янв 11 #19

Zorg пишет:

Задача кислотной обработки после ГРП в нашем случае это растворение остатков полимерного геля в трещине, но не в пласте. Теоретически в пласт фильтруется не сама полимерная жидкость ГРП, а ее фильтрат, представляющий собой на 95% воду. Полимер же удерживается в трещине в результате формирования полимерной корки на границе трещины и пласта.

Наш расчет был на увеличение проводимости трещины и увеличение дебита. Мы предполагали, что отсутствие эффекта после ГРП связано с засорением/повреждением трещины. Однако в большинстве случаев неэффективные ГРП были связаны с очень низкой проницаемостью пласта (до 0.2 мД), а не с повреждением трещины, поэтому эффекта не было ни разу.

Доказательства этой теории следующие:
1) закачанный при ГРП объем жидкости в 500-600 м3 отрабатывается без проблем, после чего дебит кратно снижается
2) трещины без повреждения видны на билогарифмических графиках, скин по ГДИС -3, -4
3) кислотные обработки, закачка деструктора, повторный ГРП не эффективны

Вопрос, возможно ли в принципе надеяться на очистку трещины, учитывая низкие объемы и скорости закачки кислоты и, соответственно, достаточно ограниченное проникновение (призабойная зона). 150 м трещина, нераспавшийся гель по всей длине… а в приствольной зоне отработка и так наиболее эффективна…

Zorg 595 13
Янв 11 #20

Можно, конечно, предположить и ваш вариант, что кислотная обработка была не эффективна сама по себе. Но эффекта не было практически никакого независимо от объема кислоты. Напротив, иногда происходило даже снижение коэффициента продуктивности после обработки кислотой.

То что основная причина положительного/отрицательного эффекта это не трещина, а проницаемость пласта, подтверждалось еще и тем, что с одной и той же рецептурой жидкости разрыва эффект на одних скважинах был, на других нет.

erilin_sa 456 11
Янв 11 #21

Zorg пишет:

Можно, конечно, предположить и ваш вариант, что кислотная обработка была не эффективна сама по себе. Но эффекта не было практически никакого независимо от объема кислоты. Напротив, иногда происходило даже снижение коэффициента продуктивности после обработки кислотой.

То что основная причина положительного/отрицательного эффекта это не трещина, а проницаемость пласта, подтверждалось еще и тем, что с одной и той же рецептурой жидкости разрыва эффект на одних скважинах был, на других нет.

.
На мой взгляд одна из основных причин влияющих на результат (при одной жидкости разрыва) , это динамика ГРП . Важен момент остановки и сброса давления закачки , когда трещина начинает смыкаться и образуются микротрещины в "ПЗП" не пострадавшей от проникновения жидкости разрыва . Если все "удачно совпало" - результат выше . Потом в процессе освоения , дополнительно начинают работать некоторые менее пострадавшие от проникновения жидкости разрыва поверхности основной трещины .
.
Сама трещина , объем породы пострадавшей от проникновения жидкости разрыва в ее поровое пространство , недоступны для каких либо методов очистки , воздействия , влияния и тп. кроме депрессии . Если учесть давление проникновения 500...700 атм и 100...200 атм депресии при которой надеемся произойдет очистка . Расклад не в нашу пользу . В итоге имеем что есть .
.
Какой у Вас % успешности ГРП ?

Zorg 595 13
Янв 11 #22

проникновение жидкости разрыва в поровое пространство при давлениях 500...700 атм
ты имеешь в виду что разница между давлением в трещине и пластовым давлением при закачке достигает 700 атм? Это слишком много для Западной Сибири, да и вообще не реально много, обычные значения 30-60 атм. Посмотри отчеты по ГРП, параметр Pnet (полезное давление), обычно это 30-60 атм.

после фильтрации жидкости разрыва через керн , ппроницаемость снижалась в 40...50 раз , ни какой корки ни разу не получили ... "
дело в том, что при фильтрации через керн фильтруют распавшийся, а не сшитый гель, поэтому корка не образуется.
мы проводили несколько экспериментов по фильтрации жидкости ГРП через керн, снижение проницаемости в пределах 15-30%

erilin_sa 456 11
Янв 11 #23

Zorg пишет:

проникновение жидкости разрыва в поровое пространство при давлениях 500...700 атм
ты имеешь в виду что разница между давлением в трещине и пластовым давлением при закачке достигает 700 атм? Это слишком много для Западной Сибири, да и вообще не реально много, обычные значения 30-60 атм. Посмотри отчеты по ГРП, параметр Pnet (полезное давление), обычно это 30-60 атм.

после фильтрации жидкости разрыва через керн , ппроницаемость снижалась в 40...50 раз , ни какой корки ни разу не получили ... "
дело в том, что при фильтрации через керн фильтруют распавшийся, а не сшитый гель, поэтому корка не образуется.
мы проводили несколько экспериментов по фильтрации жидкости ГРП через керн, снижение проницаемости в пределах 15-30%

Глубина 2000 м , пластовое давление 200 атм .
Какие давления на устье в Ваших условиях ? 30...60 атм ?
Может 30...60 мПа ?

Док 181 11
Янв 11 #24

erilin_sa пишет:

Глубина 2000 м , пластовое давление 200 атм .
Какие давления на устье в Ваших условиях ? 30...60 атм ?
Может 30...60 мПа ?

К слову сказать, давление измеренное под пакером в процессе ГРП, может отличатся от расчетного на 10-12 мПа

erilin_sa 456 11
Янв 11 #25

Док пишет:

К слову сказать, давление измеренное под пакером в процессе ГРП, может отличатся от расчетного на 10-12 мПа

Это понятно, потери на трение..
Вы уж извиняйте за тупые вопросы , предстоят работы по очистке скважин после грп (старых) по сему хочется знать нюансы по кальматации самой породы в процессе грп и о трещинах и че и как ... чем больше инфы , тем лучше ..

niksam 58 11
Апр 13 #26

Если грубо,  то:
депрессия 200 атм (ППД + массовая оптимизация фонда),
постоянный скин -5 и менее по возможности (рефраки/трефраки + массовые ОПЗ при ухудшении Кпр) + первичные фраки там где их еще нет, в т.ч на обводненном фонде),
- ЗБСы, ЗБГСы.
Желательно в купе с оптимизацией инфраструктуры. Доведение объема ГТМ до 50% от фонда на м/р.

Трудно разделить на что направлено то или иное мероприятие, как правило и на интенсификацию и на вовлечение какой-то доли недренируемых запасов

Go to top