Предельные случаи ориентации трещин ГРП относительно горизонтального участка

42 Способы определения направления развития трещины ГРП

Технологии для планирования или определения ориентации трещин могут быть классифицированы на активные технологии (т.е. которые используют проведение наклономера или скважинные сейсмические инструменты), технологии каротажа (т.е. которые используют забойные телевизоры) и пассивные технологии определения направления трещин (которые используют анализ ориентированного отобранного керна). Активные технологии прослеживают геофизические свойства трещины по ее длине на большие расстояния. Таким образом, активные технологии обычно имеют большой радиус исследования, который может быть в пределах от 3 до 455 м от скважины. Технологии, использующие каротаж или предварительный отбор керна, характеризуются радиусом исследования, ограниченным скважиной или областью, прилегающей к скважине. Большинство технологий прогноза основаны на концепции, что максимальные главные горизонтальные напряжения определяют ориентацию вертикальных трещин. Ориентация может быть определена исследованием анизотропии упругих или механических свойств керна. Технологии использования каротажа могут быть как пассивными, при использовании таких каротажных данных, как данные удлинения ствола скважины, так и активными, как например, при использовании телевизионного наблюдения гидравлической трещины в необсаженном стволе скважины.

Критерии выбора горизонтальных скважин кандидатов для проведения ГРП

Предварительный выбор объектов – кандидатов для проведения «струйных» ГРП в скважинах осуществляется с учетом геолого-физических свойств на основе следующих критериев:

‑ выработанность извлекаемых запасов не должна превышать 30%;

‑ учет неоднородности пласта по простиранию и расчлененность по толщине, обеспечивающие высокую эффективность гидроразрыва за счет приобщения к разработке зон и пропластков, не дренируемых ранее;

‑ запас пластовой энергии и эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, достаточные для значительного и продолжительного увеличения дебитов скважин после гидроразрыва и, следовательно, обеспечивающие окупаемость затрат на проведение ГРП;

‑ нефтенасыщенная толщина пласта должна быть не менее 3 м;

отношение текущего пластового давления к начальному при проведении ГРП должно быть не менее 0,9;

‑ при проведении опытных работ толщина перекрывающих и подстилающих глинистых прослоев для проведения селективного разрыва интервала пласта должна быть не менее 3 м;

‑ фактические режимы работы скважин должны быть значительно ниже ожидаемых;

44.

Способы (инструменты) прогнозирования эффективности ГРП в горизонтальных скважинах

Результаты проведения ГРП в скважинах с горизонтальным участком на месторождениях Западной Сибири

После проведения ГРП дебит скважин по нефти возрастает и держится на уровне от 6 месяцев до 2 лет, но вместе возрастает и обводненность скважинной продукции.

Типовые профили многоствольных горизонтальных скважин

48.

49.

50

Интерференция горизонтальных окончаний МГС.

При увеличении количества стволов, снижается выбработка запасов (так как зоны выработки накладываются друг на друга)

Классификация залежей по фазовому состоянию (МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАСПОРЯЖЕНИЕ от 5 апреля 2007 г. N 23-р)

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи V’н=Vн/(Vн+Vг) двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (V`н >> 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < V’н < 0,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < V’н < 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (V’н < 0,25).

53. Причины конусообразования воды, газа при разработке нефтегазовых залежей, залежей с подошвенной водой

Качественная сторона процесса конусообразования, т.е. форма поверхности раздела вода-нефть или нефть-газ не зависит от того, является ли подошвенная вода движущим фактором или она малоактивна. Но при этом качественном подобии физические причины, вызывающие образование конуса, различны.

Причины:

1). Водонапорный режим характеризуется тем, что при стабилизации пластового давления весь отбор пластовой жидкости замещается поступлением воды в продуктивную часть коллектора. Происходящее при этом продвижение водонефтяного контакта (ВНК) приводит к тому, что скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, обводняются, и добыча нефти сопровождается непрерывным ростом содержания воды. Обводнение скважин приводит к росту себестоимости нефти и ухудшению показателей разработки. Так как конус характеризует локальное продвижение поверхности вода-нефть или газ-нефть, то, рассматривая режим работы отдельной скважины, необходимо проводить различие между продвижением краевых вод и напором подошвенной воды. В первом случае продвижение воды происходит вдоль напластования, что характерно для относительно тонких продуктивных пластов, залегающих с заметным углом падения. Второй случай характерен для пластов, залегающих с малым углом наклона.

2)Причина образования конусообразной формы поверхности раздела вода-нефть (нефть-газ или газ-вода) заключается в том, что величина вертикальной составляющей скорости продвижения ВНК принимает максимальное значение вдоль оси скважины. Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в случае, когда подошвенная вода не принимает участие в вытеснении или она малоактивна. При этом поток нефти (газа) к несовершенной скважине на расстоянии, большем одного-двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта.

Конус подошвенной воды или газа в данном случае может находиться в статическом равновесии и не оказывать существенного влияния на приток нефти к скважине.

3)Экономически невыгодна эксплуатация скважин с максимально возможным (потенциальным) дебитом, т.к. вода или верхний газ мгновенно прорываются в скважину и начинается совместный приток нефти и воды или нефти и газа.

54.