Исследование и разработка способов, повышающих нефтеотдачу в низкопроницаемых коллекторах Хохряковской группы месторождений

• Автор: Леванов, Андрей Николаевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2009
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 163 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ НА РАЗРАБОТКУ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
2 ОБЛАСТЬ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ГРП
2Л Результаты проведения гидроразрыва пласта
2.2 Результаты проведения первичных и повторных ГРП
2.3 Результаты проведения ГРП на участках с высокой выработкой запасов
2.4 Результаты проведения ГРП в краевых водонефтяных зонах
2.5 Результаты проведения ГРП в горизонтальных скважинах
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
3 ОБЛАСТЬ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ
3.1 Эффективность применения скважин с горизонтальным окончанием с различным профилем горизонтального участка в пластах с большими толщинами
3.2 Анализ точности расчета дебита скважин с горизонтальным окончанием
3.3 Результаты применения скважин с горизонтальным окончанием и наклонно-направленных с ГРП в пластах с толщиной более 10 м, представленных монолитным и расчлененным строением
3.4 Геологические условия эффективного применения скважин с горизонтальным окончанием и наклонно-направленных с ГРП в водонефтяных зонах
3.5 Тактика выбора способа эксплуатации водонефтяных зон
3.6 Применение решений по разбуриванию водонефтяных зон

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
4 СОЧЕТАНИЕ ЗАВОДНЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ГРП ПОСЛЕ МНОГОЛЕТНЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
4Л Результаты применения ГРП в сочетании с заводнением
4.2 Примеры образования сквозных трещин
4.3 Влияние давления нагнетания воды на показатели эксплуатации скважин при организации очагового заводнения в условиях проведения большеобъемного ГРП в добывающих скважинах
4.4 Расчет длины трещины
4.5 Рекомендации по адаптации 5-рядной и оптимизации текущей системы заводнения
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы
В настоящее время на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции открыто более 600 месторождений углеводородов, более 66% которых приурочены к юрским отложениям. При этом потенциальные запасы углеводородов юрского комплекса оцениваются в 40% от общих ресурсов Западно-Сибирского бассейна. В том числе на верхнеюрский нефтегазоносный комплекс приходится 42 % потенциальных извлекаемых ресурсов. Из них более 75% запасов нефти характеризуются как трудноизвлекаемые, поскольку приурочены к коллекторам с пониженной проницаемостью (менее 25 мД).
Одним из основных промышленных нефтегазоносных районов Западной Сибири является Нижневартовский район. Структура остаточных запасов нефти этого района с каждым годом меняется в сторону увеличения трудноизвлекаемых (в настоящее время их доля составляет 75%), которые, помимо пониженной проницаемости, обладают сложным строением (расчлененность - 7,5, песчанистость - 0,55), пониженной начальной нефтенасыщенностью (в среднем 0,57) и сильной изменчивостью. Вследствие этого текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) по месторождениям Нижневартовского района составляет 0,160 при обводненности 67,6%, тогда как КИН, числящийся на государственном балансе, составляет 0,354. В Нижневартовский район входит Хохряковская группа месторождений.
Без применения современных методов интенсификации добычи становится затруднительной полная выработка запасов, поэтому в настоящее время на месторождениях получили широкое распространение гидравлический разрыв пласта (ГРП) и скважины с горизонтальным окончанием.
Основные трудности в условиях массового применения ГРП на верхнеюрских коллекторах возникают при адаптации часто встречающихся 5-рядных систем заводнения, которая выражается в оптимизации расположения

результате создания более длинной трещины в пласте при повторном ГРП. При этом при планировании ГРП необходимо учитывать, что обводненность более 50% вызвана в первую очередь выработкой запасов, и существует опасность получения негативного результата в результате закачки проппанта в промытые интервалы, поэтому в данном случае необходимо ограничивать объем закачиваемого проппанта в пределах 30-40 т, применительно для условий Хохряковской группы месторождений.
Для достижения положительного результата от проведения ГРП на высокообводненном фонде необходимо обеспечить больший вертикальный рост трещины, чем высота обводненных интервалов, с целью «зацепления» ранее слабоохваченных выработкой пропластков.
На рисунке 2.12 представлена динамика дебитов нефти, жидкости и обводненности по всем рассматриваемым высокобводненным скважинам, приведенным на дату проведения ГРП.
Рисунок 2.12 - Динамика технологических показателей до и после проведения ГРП на высокобводненном фонде
Из рисунка 2.12 видно, что при относительно стабильной динамике обводненности увеличение дебита нефти происходит за счет значительного