Определение технологической эффективности от внедрения ГРП на Приобском месторождении

ВВЕДЕНИЕ. Приобское — это гигантское нефтяное месторождение в России. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 году, правого — в 1999 году. Каждое месторождение территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции обладает большим потенциалом, но особый научно-практический интерес представляет
Приобское месторождение, так является одним из самых крупных и занимает первую позицию по среднесуточной добыче в России. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд тонн. Приобское имеет ряд характерных особенностей: крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное.
Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов. Эта характеристика указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты.
В условиях месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» ГРП является одним из наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные залежи. Эффективность этого метода, в основном, зависит от правильности выбора технологических параметров процесса, геологических особенностей строения пласта и удельных запасов нефти. Поэтому рассмотрение возможности применения ГРП, как одного из основных методов интенсификации добычи нефти из залежей пластов Приобского месторождения является необходимым.
Целью курсовой работы является определение технологической эффективности применения ГРП на Приобском месторождении. Основные задачи курсовой работы:
-дать общую характеристику месторождения, включающую стратиграфию и сведения о запасах и характеристики пластов;
-проанализировать текущее состояние разработки месторождения и динамику фонда скважин;
- проанализировать прирост дебитов скважин от применения ГРП на месторождении;
- провести расчет технологической эффективности при реализации ГРП;
- на основании оценки эффективности применения метода гидроразрыва пласта сделать выводы и дать рекомендации.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ1.1 Краткая географическая характеристика месторожденияПриобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Рисунок 1.1 - Обзорная схема района работ
Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска. В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи (см. рис.1.1).
Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток.
Железная дорога Тюмень – Сургут, введенная в действие в 1976г., проходит в 75 км к юго–востоку от месторождения. Ближайшие станции Салым и Куть – Ях.
К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.
Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной террасы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.
Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура -19,5 °С). Абсолютный минимум –52 °С. Самым тёплым является июль (среднемесячная температура +17 °С), абсолютный максимум +33 °С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.
Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.
Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 °С.
На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Лянторское месторождение). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.
Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.
1.2 Краткая геологическая характеристика месторожденияУникальное Приобское месторождение входит в крупную Хулымско – Приобскую зону нефтегазонакопления, которая в виде широкой полосы протягивается с севера на юг в центральной части Западно – Сибирской равнины.
В тектоническом отношении Приобское месторождение приурочено к сургутскому своду, самой крупной положительной структуре 1 порядка. Месторождение расположено в его юго – западной части.
Приобская структура согласно тектонической карты мезозойско – кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизе (ред. Нестеров И.И.,1980г.), располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.
Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.
Геологический разрез Приобского месторождения (рисунок 1.2) сложен мощной толщей (более 3000м) осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста. Интерес представляют осадочные мезозойско-кайнозойские отложения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность, залегающие на породах доюрского комплекса. представленных корой выветривания.

Рисунок 1.2 - Геологический разрез Приобского месторождения
Доюрские образования (Pz)
В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.
Юрская система (J)
Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3).
Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава. Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит.
Абалакская свита сложена темно-серыми до черного цвета, участками известковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.
Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.
Меловая система (K)
Отложения меловой системы развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами. В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.
Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.
В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин. Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС1-БС12.
Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, также как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС7, АС9, АС10, АС11, АС12. Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м.
Выше залегают темно - серые до черных глины алымской свиты (K1a) в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.
Викуловская свита (K1a-al) состоит из двух подсвит. Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке.
Ханты-Мансийская свита (K1a-2s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.
Уватская свита (K2s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м.
Берцовская свита (K2k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.
Ганькинская свита (K2mP1d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82м.
Палеогеновая система (P2)
Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.
Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м.
Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.
Тавдинская свита завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м.
Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.
Новомихайловская свита - представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.
Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.
Четвертичная система (Q)
Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м.
1.3 Характеристика продуктивных пластов (объектов)Основные запасы нефти на Приобском месторождении сосредоточены в отложения нeoкoмcкoгo возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных c нeoкoмcкими породами, является то, что они имеют мeгакococлoиcтoе строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счета выноса обломочного терригенного материала c востока и юго-востока. Формирование нeoкoмcкoгo мeгакoмплeкcа осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: континентального осадконакопления, пpибpeжнo-мopcкoгo, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море.
Под мерой продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к бажeнoвcкoй свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними пecчанo-алeвpoлитных пород. Согласно определениям, выполненным специалистами по фауне и cпopoпыльцe, отобранным из глин в интервале залегания пимской пачки, возраст этих отложений оказался гoтepивcким. Все пласты, которые находятся выше пимской пачки проиндексированы как группа АС, поэтому и на Приобском месторождении пласты БС1-5 были переиндексированы на АС7-12.
Про подсчёт запасов в составе мега комплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0, АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7.
Пачка продуктивных пластов АC12 залегает в основании мeгакoмплeкcа и является наиболее, c точки зрения формирования, глубоководной частью. В составе выделено три пласта АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади отложениями глинами, толщина которых колеблется от 4 до 10 м. Залежи пласта АС12/3 приурочены к моноклинальному элементу (структурному носу), в пределах которого отмечаются малоамплитудные поднятия и впадины c зонами перехода между ними.
Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755 м и является литологически экранированной со всех сторон. Под площади она занимает центральную террасовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована c юго-запада на северо-восток. Нeфтeнаcыщeнныe толщины изменяются от 12,8 м до 1,4 м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м3/сут. до 7,5 м3/сут. Размеры литoлoгичecки экранированной залежи составляют 25,5 км на 7,5 км, высота 126 м.
Залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют про различные динамические уровни 0,4-8,5 м3/сут. Наиболее высокая отметка в cвoдoвoй части фиксируется на -2640 м, а наиболее низкая в (-2716 м). Размеры залежи 18 на 8,5 км, высота 76 м. Тип литологически экранированный.
Основная залежь АС12/1-2 является самой крупной на месторождении. Она вскрыта на глубинах 2536-2728 м приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими ПО амплитуде локальными поднятиями, c зонами перехода между ними. C трёх сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Воcтoчнo-Фроловской площади) коллекторы имеют тенденцию к развитию. Нeфтeнаcыщeнныe толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6 м, про этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Размеры литологический экранированной залежи 45 км на 25 км, высота 176 м.
В пласте АС12/1-2 вскрыты залежи 7,5 на 7 км, высотой 7 м и 11 на 4,5 км, высотой 9 м. Обе залежи литологический экранированного типа.
Пласт АС12/0 имеет меньшую ПО размерам зону развития. Основная залежь АС12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное c юго-запада на северо-восток. Размеры eё 41 на 14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от первых единиц м3/сут до 48 м3/сут.
Покрышка горизонта АС12 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород. Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС12/1-2 (1018 км2). Параметры продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Параметры продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка
Пласт Средняя глубина, м Средняя толщина Открытая пористость, % Нефтенасыщенность, % Коэффициент песчанистостиРасчлененность
Общая, м Эффект, м АС100 2529 10,2 1,9 17,6 60,4 0,183 1,8
АС101-2 2593 66,1 13,4 18,1 71,1 0,200 10,5
АС110 2597 20,3 1,9 17,2 57,0 0,091 2,0
АС111 2672 47,3 6,4 17,6 66,6 0,191 6,1
АС112-4 2716 23,5 4,9 17,6 67,2 0,183 4,5
АС122 2752 26,7 4,0 17,7 67,5 0,164 3,3
АС123-4 2795 72,8 12,8 18,0 69,8 0,185 9,3
1.4 Свойства пластовых жидкостей и газовНа месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин.
Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и нефтяного газа определялся методами газожидкостной хромотографии на приборах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ВАРИАНТ-3700. Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.
Отбор и исследование нефтей проведены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии и СибНИИНП.
Глубинные пробы нефти отобраны из пластов АС110, АС2+310, АС111, АС012 и АС1+212. Из пластов АС7, АС9, АС010, АС011, АС2+411 и АС312 глубинные пробы не отбирались. Поверхностные пробы отобраны из пластов группы АС7-12.
Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Среднее значение свойств пластовых нефтей приведено в таблице 1.2. Результаты экспериментальных исследований позволяют достаточно полно определить основные характеристики пластового флюида.
На основании выполненных исследований следует, что для нефтей Приобского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. При погружении залежей возрастают пластовые давления и температура. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 10,5 - 14,3 МПа. Всем залежам свойственна закономерность в изменении физических свойств пластовых нефтей. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти Приобского месторождения.
Наименование Индекс пласта
АС7 АС9 АС010 АС110 АС2-310 АС011 АС111 АС2+411 АС012 АС1+212 АС312
Пластовое давление, Мпа 24,2 24,2 24,2 22,8 25,5 25,0 25,0 25,0 25,0 25,4 25,4
Пластовая температура, 0C 87 87 87 87 87 89 89 89 88 92 92
Давление насыщения, Мпа 11,7 11,7 11,7 10,5 12,9 12,1 12,1 12,1 12,5 14,3 14,3
Газосодержание, м3/т 72 72 72 64 80 77 77 77 80 87 87
Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т 63 63 63 54 71 69 69 69 70 82 82
Объемный коэффициент 1,225 1,225 1,225 1,198 1,252 1,236 1,236 1,236 1,236 1,271 1,271
Плотность нефти, кг/м3 775 775 775 784 765 771 771 771 770 753 753
Объемный коэффициент при усл. Сепарации 1,199 1,199 1,199 1,172 1,225 1,203 1,203 1,203 1,206 1,241 1,241
Вязкость нефти, мПа·с1,52 1,52 1,52 1,59 1,44 1,41 1,41 1,41 1,43 1,08 1,08
Коэффициент объемной
упругости, 1/МПА.10-4 7,94 7,94 7,94 7,80 8,07 10,10 10,10 10,10 12,15 8,20 8,20
Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3 873 873 873 874 872 869 869 869 867 862 862
Данные об изменчивости нефти по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о том, что неоднородность нефти в пределах залежи незначительна. Нефти всех пластов сернистые, парафинистые, средней плотности. Нефти пластов АС010, АС2+310, АС011, АС2+411, ЮС0, ЮС2 средней вязкости, нефти остальных пластов вязкие.
Указанные значения газового фактора, плотности и объемного коэффициента нефти получены при условии дифференциального (ступенчатого) разгазирования. Численное значение величин приведено к стандартным условиям 0,1 МПа и 200C.
На месторождении отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатнонатриевого типов. Минерализация вод изменяется в пределах 8,98 – 15,71 г/л, прямой зависимости изменения ее величины с глубиной залегания горизонта не установлено. Четко прослеживается увеличение содержания солеобразующего иона кальция от пласта АС10 к АС12 с 2,05 моль/м3 до 10,75 моль/м3, содержание другого солеобразующего иона при этом достигает 31,9 моль/м3.
Предварительный анализ состава пластовых вод, содержания солеобразующих ионов позволяет сделать вывод о возможности выпадения осадков из пластовых вод в виде карбоната кальция, с увеличением интенсивности солеобразования из вод пласта АС12.
В условиях пласта плотность и вязкость воды уменьшаются, содержание газа, растворенного в воде, незначительно возрастает с 2,69 до 2,77 м3/т.
Свойства пластовых вод приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.3 - Свойства пластовой воды
Показатель Единицы
измерения Среднее значение по
пластам
АС10 АС11 АС12
Газосодержанием3/т 2,69 2,74 2,77
В т.ч. сероводорода м3/т - - -
Объемный
коэффициент доли единиц 1,026 1,027 1,03
Вязкость мПа·с0,3564 0,3475 0,3348
Общая минерализация г/л 11,23 12,35 10,0
Плотность разгазированной воды кг/м3 1006,3 1007,0 1005,4
Плотность воды в пластовых условиях кг/м3 982,9 982,3 978,3

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ2.1 Состояние разработки месторожденияПриобское месторождение разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями его географического расположения и геологического строения продуктивных пластов.
Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов). 
Бурение эксплуатационных скважин на месторождении было начато в 1988 году на Лeвобepeжной его части, ввод в разработку Правобережного участка осуществлен позднее – в 1999 году. Добыча нефти на Островном участке началась во второй половине 2003 г. Анализ pазpабoтки проведен по состоянию на 01.01.2018 г.
Накопленная добыча нефти по месторождению составила 82,3 млн.т., жидкости 107,2 млн.т., накопленная закачка воды – 207,5 млн.м3. Динамика добычи нефти в целом по месторождению характеризуется непрерывным увеличением объемов добычи.
Промышленная нефтеносность установлена в неокомских отложениях (горизонты АС7, АС8, АС9, АС10, АС11 и АС12). В пpoмышленную разработку вовлечены три горизонта: АС10, АС11 и АС12, где сосредоточено 96,9 % разведанных запасов, причем в горизонте АС12 сосредоточено 54,9 % из них. На Приобском месторождении по состоянию на 01.01.2018 год фонд скважин с начала разработки составляет 2316 скважин, в том числе добывающих 1532, нагнетательных 784.
Ocвоение системы нагнетания было начато в 1991г., а в 1992г., объем закачки был доведен до 620 тыс.м3 в год. В дальнейшем, на протяжении следующих пяти лет, эта величина практически ocтавалась неизменной, не превышая уровня в 780 тыс.м3 в год.
Начиная с 1997г., отмечается бурный рост объема закачиваемой воды в 2000г., он достиг величины 2,9 млн.м3. С 2001 года закачка вoзpастала кpатно, в 2004 году объем закачки составил 41,4 млн. м3. Для добычи нефти и жидкости 2000 год также является переломным и с 2001 года наблюдается значительный рост добычи
Значительный рост объемов закачки воды, привел к пpoпopциональному росту oбвoдненности которая за период 2000-2004 гг., выросла с 3,8 до 28 %. Ввиду того, что месторождение находится в начальной стадии разработки и активно разбуривается динамка фонда скважин характеризуется бурным pocтом и низкой долей бездействующих скважин. Небольшое замедление темпов бурения отмечается в 2004г.
На дату анализа фонтанировало 42 скважины из 1261 действующих; остальные скважины эксплуатировались механизированным способом: 73,5 % фонда скважин было оборудовано установками ЭЦН и 5,5 % фонда – установками ШГН. Текущие средние дебиты скважин, оборудованных ШГН, составляют: нефти – 3,7 т/сут, жидкости – 4,7 т/сут, скважин, оснащенных ЭЦН, – 93,7 т/сут и – 143,4 т/сут, фонтанных скважин – 0,6 т/сут и – 3,7 т/сут, соответственно. Две скважины эксплуатируются при помощи струйных насосов их средний дебит – 7,5 т/сут и – 9,2 т/сут по нефти и жидкости соответственно.
Динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлена в таблице 2.1 и на рисунке 2.2. Характеристика основного фонда скважин по месторождению в целом представлена в таблице 2.2, фонд добывающих, нагнетательных на рисунке 2.2-2.3.
Таблица 2.1 - Динамика основных технологических показателей разработки Приобского месторождения (1998-2018 гг.)
Показатели 1998 2002 2006 2010 2012 2014 2016 2018
1 Добыча нефти, тыс.т538 715 1062 1350 1485 1641 1750 1932
2 Среднегодовая обводненность, % 1,3 1 3,9 9,8 10,8 15,1 17,6 21
3 Добыча жидкости всего, т.т. 545 722 1083 1439 1608 1806 1936 2164
4 Закачка воды, тыс. м3 735 704 1570 2094 2362 2453 2569 2742
5 Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут. 10,7 6,9 11,5 13,1 13,6 14,1 15,6 15,8
6 Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут. 10,8 7 11,9 14 16,9 17,2 19,1 18
7 Темп отбора от начального извлечения запасов, % 1,39 1,84 2,76 2,24 2,6 2,72 2,4 2,8
8 Добыча нефти с начала разработки, т.т. 1380 2692 4564 7098 8583 10231 12463 14537

Рисунок 2.2 - Динамика основных технологических показателей разработки Приобского месторождения
Таблица 2.2 - Характеристика основного фонда скважин по месторождению (по 2018 г.)
Наименование Характеристика фонда скважин Количество скважин
АС10 АС11 АС12 Всего по место-рождениюФонд добывающих скважин Пробурено 684 917 715 1532
Возвращено с других горизонтов 0 0 0 0
Всего 684 917 715 1532
В том числе: Действующие 601 786 622 1261
Из них фонтанные 23 25 26 42
ЭЦН 508 690 522 1126
ШГН 56 64 71 85
СТР 4 7 3 8
Бездействующие 35 45 46 98
В освоении после бурения 13 15 16 18
В консервации 5 7 4 17
Контрольные 0 0 6 6
Пьезометрические 3 2 6 11
Переведены под закачку 0 0 0 0
Переведены на другие горизонты 0 0 0 0
Ликвидированные 27 62 22 121

Рисунок 2.2 - Характеристика фонда добывающих скважин

Рисунок 2.3 - Характеристика фонда нагнетающих скважин
Месторождение является многопластовым. Эксплуатационными объектами являются пласты АС10, пласт АС11, пласт АС12. Месторождение характеризуется высоким темпом ввода новых скважин. Наибольшая часть фонда на данный момент имеет обводненность 12 – 27,3 % (обводненность в целом по месторождению – 25,6 %).
Накопленная добыча нефти на 01.01.2018 г. по пласту АС12 составила 15340 тыс. т, фонд добывающих скважин по пласту составил 715 скважин из них 622 скважин действующие, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин - 363, из них 305 скважины действующие. По пласту АС11 с начала разработки отобрано 67351 тыс. т нефти. По состоянию на 01.01.2018 г., фонд добывающих скважин составил 917, в том числе: действующих – 786, фонд нагнетательных скважин – 278, в т.ч. действующих - 234. По пласту АС10 с начала разработки отобрано 24713 тыс. т нефти. По состоянию на 01.01.2018 г., фонд добывающих скважин составил 684, в том числе: действующих – 601, фонд нагнетательных скважин – 193, в т.ч.. действующих - 172.
Фактическая годовая добыча нефти в 2014, 2015 гг. превышает проектную на 3,2 % и 1,3 % соответственно, причем положительный вклад внесли все основные факторы (действующий добывающий фонд, дебит жидкости и обводненность). В 2016-2018 гг. наблюдается отставание по добыче нефти (отклонения составили -3,6 %, -9,2 % и -9,4 % соответственно), связанное с меньшими дебитами жидкости. Недостижение проектных дебитов связано с активным разбуриванием краевых зон и неподтверждением их продуктивности.
Фактическая годовая добыча жидкости в 2014 г. Выше проектного показателя на 2,7 %. В период 2015-2018 гг. наблюдается недобор по жидкости (-4,5 %, -5,7 %, -13,6 %, - 17,2 %).
Действующий фонд нагнетательных скважин в 2014-2018 гг. отстает от проектного (отклонения от -6,1 % до -16,1 %) в связи с отставанием переводов в ППД (541 скважина за период сравнения против 647 по проекту), меньшим коэффициентом использования нагнетательного фонда (2014-2017 гг.), большим выбытием скважин.
Проведенный факторный анализ (рисунок 2.4) подтвердил, что за период 2014 – 2015 гг. положительное влияние на добычу нефти оказали все основные факторы. Суммарное расхождение в 2014 г. составило 822 тыс.т нефти, в 2015 г. – 334 тыс.т. В 2016-2018 гг. добыча нефти ниже проектного уровня, суммарное расхождение составило - 962 тыс. т., -2484 тыс. т. и -2586 тыс. т. соответственно.

Рисунок 2.4 – Сопоставление проектных и фактических показателей разработки в целом по Приобскому ЛУ
2.2 Обоснование необходимости внедрения ГРП на месторожденииВажной научно-технической проблемой разработки нефтяных месторождений является одновременное обеспечение высоких уровней и темпов добычи нефти при наиболее полном извлечении нефти из недр и высоких технико-экономических показателей работы нефтедобывающих предприятий.
Один из путей решения этих задач - внедрение в практику разработки месторождений эффективных методов воздействия на призабойную зону скважин. Особенности геологического строения, многообразие геологопромысловых условий и характеристик продуктивных пластов требуют в конкретных условиях применения эффективных методов воздействия на призабойную зону пласта, разработку новых и совершенствование существующих методов.
На нефтяных месторождениях ООО «Юганскнефтегаз» технология гидроразрыва пласта стала внедряться с 1988 года (впервые в Западной Сибири) и к настоящему времени имеет стабильный эффект, приобретая большое распространение и на других предприятиях региона. В целом по Западной Сибири гидроразрыв пласта охватывает более 80-ти пластов почти 50-ти месторождений. Наибольших успехов в проведении гидроразрыва пласта достигнуто на месторождениях ООО «Юганскнефтегаз», где на 18-ти месторождениях, к 1996 году, выполнено более 1100 операций по гидроразрыву пласта (всего по Западной Сибири - более 1800 операций).
Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте и при дальнейшей закачке песчанно-жидкостной смеси или кислотного раствора происходит расклинивание образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления. Во время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80-130 МПа с целью уменьшения перепада давления на НКТ и пакер.
При производстве ГРП должны быть решены следующие задачи:
1) Создание трещины путем закачки специально подобранной жидкости ГРП;
2) Удержание трещины в раскрытом состоянии путем добавления в жидкость гидроразрыва проппанта с зернами определенного размера и определенной прочности;
3) Удаление жидкости разрыва для восстановления высоких фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины;
4) Повышение продуктивности пласта.
В последние годы интенсивно развиваются технологии создания высокопроводящих трещин относительно небольшой протяженности в средне- и высокопроницаемых пластах, что позволяет снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины.

2.3 Оборудование, средства КИП, инструменты и приспособления применяемые при ГРПОсновное оборудование, используемое для производства ГРП, включает в себя смесительный агрегат (пескосмеситель (блендер) фирмы «Стюарт и Стивенсон» на шасси «Кенворт»), автомобиль для транспортировки и подачи проппанта в смесительный агрегат (песковоз фирмы «Стюарт и Стивенсон»), 39 автомобиль для перевозки химреагентов, насосные установки (насосный агрегат фирмы «Стюарт и Стивенсон»), агрегат для поддержания давления в затрубном пространстве, компьютерный центр управления процессом ГРП (станция управления и контроля фирмы «Стюарт и Стивенсон»), а также установленные на кусту емкости с жидкостью ГРП (автоцистерны АЦН-10, называемые буллитами), обвязку устья скважины подъемный агрегат для монтажа и демонтажа наземного и подземного оборудования (см. рис. 2.5).
Устьевая арматура
Арматура устья 2АУ-700 и 2АУ-700СУ используется для обвязки устья скважин с насосными установками при гидроразрыве пластов. Такая арматура позволяет спускать (поднимать) НКТ с муфтами без нарушения герметизации устья скважины Арматура состоит из трубной и устьевой головок и элементов их обвязки. К оборудованию, при помощи которого проводят спуско-подьемные операции, относятся подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе автомобиля (А-50У).
Для предотвращения обрыва НКТ, разрушения нагнетательных линий и повреждения насосных установок в случае резкого роста давления ГРП при засыпке скважины проппантом используется электронное предохранительное устройство. При гидравлическом разрыве пласта в качестве подземного оборудования используются гладкие высокогерметичные насоснокомпресорные трубы типа НКТ из стали группы прочности «к», «Е», «Л», «М», и «Р» по ГОСТ 633-80 с условным диаметром 73 и 89мм.
Смесительный агрегат
Смесительный агрегат предназначен для приготовления жидкости ГРП. В зависимости от конструкции различают смесительные агрегаты, смонтированные на автомобилях, и смесительные агрегаты, смонтированные на автомобильных прицепах. Смесительный агрегат оборудован двумя основными насосами - всасывающим - для забора жидкости из буллитов ГРП и нагнетательным - для возврата жидкости в буллиты ГРП в процессе ее циркуляции при приготовлении, а также для подачи жидкости на насосные установки в процессе ГРП.
Для обеспечения контроля за параметрами процесса в кабине оператора смесительного агрегата установлены следующие контрольно-измерительные приборы:
1. манометр давления всасывания жидкости из булитов;
2. манометр давления подачи жидкости на насосные установки;
3. манометр давления в основной нагнетательной линии;
4. указатель подачи жидкости;
5. манометр давления в гидросистеме;
6. указатель оборотов шнека смесительной емкости.
Автомобиль для транспортировки и подачи проппанта в смесительный агрегат (песковоз)
Данный автомобиль предназначен для доставки требуемого количества проппанта на кустовую площадку и для его подачи в смесительный агрегат со скоростью, определяемой программой ГРП. Конструктивно песковоз представляет собой бункер, смонтированный на автомобильном шасси. Емкость бункера может быть различной, однако наиболее широкое распространение получили бункера емкостью 18-22 тонны проппанта. Управление транспортером песковоза производится обычно из компьютерного центра управления, однако в качестве дополнительной меры безопасности к нем