Автор Тема: «Технология управления трещиноватостью»  (Прочитано 6752 раз)

0 Пользователей и 1 Гость просматривают эту тему.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3819
    • Альтернативная нефть
«Технология управления трещиноватостью» - термин, предложенный нами для использования в качестве понятия, включающего возможности решения обратных задач проектирования положения и дизайна эксплуатационных скважин (включая дизайн ориентированных скважин и боковых стволов), систем разработки и ППД, ГРП и других ГТМ (включая оптимальную технологию воздействия на пласт при бурении скважин) на основе знаний о закономерностях пространственной организации и параметрах трещинных систем пластовых резервуаров.

Покажу, для затравки, как работает «Технология управления трещиноватостью» на примере ГРП.
« Последнее редактирование: Август 25, 2013, 05:37:07 pm от Тимурзиев А.И. »
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3819
    • Альтернативная нефть
«Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #1 : Август 25, 2013, 05:40:40 pm »
Технологии интенсификации добычи нефти: осторожно ГРП!

Согласно (Дополнение к технологической схеме разработки Тарасовского нефтегазоконденсатного месторождения. РН-УфаНИПИнефть, Уфа, 2008) низкая пористость и проницаемость терригенных коллекторов месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» требуют проведения мероприятий по интенсификации отборов нефти и газа. В условиях высокого пластового давления, характерного для Тарасовского месторождения, одним из эффективных методов, направленных на выполнение этой цели признается гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Будем объективны (если не сказать честны), не низкая пористость и проницаемость терригенных коллекторов, а ускорение сроков извлечения нефти и получение прибыли требуют проведения мероприятий по интенсификации отборов нефти. А высокое пластовое давление помогает сократить издержки на выполнение мероприятия (снижает эффективное напряжение в пласте, на преодолении которого требуются меньшие мощности и объемы нагнетания).

Операции ГРП проводятся на Тарасовском месторождении с 1994 года. На 01.01.2007 г. на месторождении проведена 731 скважино-операция ГРП, из них 7 на объекте БП6, 6 – на БП7, 14 – на БП8, 6 – на БП9, 252 – на БП10-11, 446 – на БП14.

В статистике проведения ГРП особенно интересна историческая сторона, а именно начало и период массового внедрения технологии. Согласно данным по объемам ГРП за период 1994-2006 гг. в рамках нашего анализа важна одна дата, а именно 1995 год - начало массового внедрения ГРП на Тарасовском месторождении. Помните, мы коррелировали эту дату с началом массового обводнения месторождения (концом периода безводной эксплуатации). Выводы напрашиваются сами. Мы же скажем со всей категоричностью, что ГРП убил месторождение окончательно.

Благодаря статистике стало очевидным, что при массовом применении ГРП, эффективность технологии далека от желаемой. Более того, имеют место многочисленные примеры отрицательного влияния ГРП на показатели работы скважин и прямую потерю скважин. Не акцентируется связь эффективности ГРП с проницаемостью пластов (эффективные мероприятия связаны, как правило, не с низкопроницаемыми пластами) и, что самое главное, не ведется учет (не публикуется) потерям скважин, истории их работы, срокам службы и долговременной эффективности ГРП.

Анализ свидетельствует о недоучете и даже игнорировании факторов, напрямую влияющих на эффективность ГРП в условиях разработки месторождений, осложненных СГС:
1) естественная и искусственная трещиноватость горных пород, формирующая первичную фильтрационную неоднородность коллекторов и резервуаров нефти и газа;
2) неоднородность НДС горных пород и ориентировка осей напряжений, определяющие параметры естественной и искусственной (техногенной) трещиноватости;
3) упруго-деформационные свойства горных пород, определяющие критические условия разрушения пород и формирования искусственных (техногенных) трещин при проведении ГРП.
Низкая эффективность ГРП (обратное, декларируемое сервисными компаниями без учета долговременных последствий, принимать на веру наивно) без учета фильтрационной неоднородности пластов, связанной не с фациальной зональностью, а с неоднородностью НДС пород, кажется нам очевидной, по крайней мере, при используемой технологии в геологических условиях Тарасовского месторождения. Хотя авторы (Дополнение к технологической схеме разработки Тарасовского нефтегазоконденсатного месторождения. РН-УфаНИПИнефть, Уфа, 2008) говорят о высокой эффективности мероприятий, связанных с ГРП, нам это представляется не столь очевидным. Цифры дополнительной добычи на скважино-операцию ни о чем не говорят без сопоставления их с цифрами безвозвратных потерь нефти в виде преступно низкого КИНа (0,134), «достигнутого» благодаря широкомасштабному внедрению ГРП и в дальнейшем планируемому как основной метод интенсификации добычи.

Известна кратковременность эффекта от ГРП. Только по этой причине на Тарасовском месторождении в 135 скважинах эта операция проводилась повторно, в 23 – трижды и в 6 – четыре раза. В соответствии с этим, декларируемая эффективность от применения ГПР, также кратковременна, поэтому для поддержания эффекта требуется осуществление повторных ГРП, до тех пор пока скважина не обводнится и не выйдет из строя. При этом не учитывается двойной вред от использования неконтролируемого ГРП (контролируемый ГРП – это иллюзия, как мы покажем ниже): нарушение первичного фильтрационного поля пласта (создание условий для его разобщения) и, наконец, мгновенное в масштабах сроков разработки месторождения обводнение скважин. Обводнение происходит за счет прорыва по сети трещин гидроразрыва вначале закачиваемой воды, затем, после прорыва трещиной глинистых перемычек, подошвенных вод и кровельного газа.

Освоение Тарасовского месторождения идет по сценарию Талинского, последствия которого всем хорошо известны. Оставлять в недрах безвозвратно 80-90% запасов в угоду сиюминутной выгоде от дополнительной нефти, полученной за счет ГРП – это ремесло, да простят меня разработчики. Реанимация «убитого» месторождения требует затрат несоизмеримых с эффектом, полученным от применения ГРП. Для открытия месторождения, равноценного по брошенным в недрах запасам нефти, потребуются десятилетия работы и многомиллиардные затраты.

По данным (Дополнение к технологической схеме разработки Тарасовского нефтегазоконденсатного месторождения. РН-УфаНИПИнефть, Уфа, 2008), анализ результатов ГРП за 2007 г. выявил тенденцию снижения эффективности ГРП на объекте БП14 Тарасовского месторождения. Несмотря на увеличение объемов закачки произошло уменьшение средней полудлины трещин ГРП на 15% при резком росте высоты трещин (на 84%). Отношение высоты трещины к полудлине по скважинам 2007 г. равно 92,5%, что свидетельствует о росте трещин в высоту и создании практически радиальных трещин. Общая мощность пласта БП14 на скважинах с ГРП в 2007 г. равна в среднем 16 м. При этом лишь 32 % всей высоты трещины находится в пределах продуктивного пласта. Как известно из механики горных пород, рост трещины ГРП в высоту объясняется малой разностью напряжений между коллектором и глинистыми перемычками (что и наблюдается в краевых зонах пласта). После прорыва трещиной глинистого барьера дальнейшая закачка жидкости ГРП приводит к развитию трещины преимущественно в глинах. В результате этого не удается создавать трещины, ограниченные в пределах продуктивного пласта даже при закачке дополнительной массы проппанта. Анализ результатов проведения ГРП в краевых зонах пласта показал, что необходима оптимизация дизайнов с целью ограничения роста трещин в высоту и применение методов искусственного укрепления глинистых перемычек, при этом дальнейшее повышение тоннажа проппанта нецелесообразно.

Как стало привычным, низкую эффективность ГРП связывают с несоблюдением технологии проведения ГРП. Опять забыли про геологию в упоении технологиями. Мы, к сожалению разработчиков и технологов ГРП, вынуждены в очередной раз внести разочарование в этот необоснованный оптимизм по поводу всесильности технологий над природой.


Источник: Тимурзиев А.И. Состояние разработки месторождений Западной Сибири, осложненных структурами горизонтального сдвига: история освоения и перспективы реанимации глазами геолога. Вестник ЦКР, №1, 2012, с.36-51.
« Последнее редактирование: Август 25, 2013, 05:54:52 pm от Тимурзиев А.И. »
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3819
    • Альтернативная нефть
«Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #2 : Август 25, 2013, 05:53:32 pm »
Фактические наблюдения по Усть-Харампурскому месторождению

По данным (Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Усть-Харампурского месторождения. РН-УфаНИПИнефть, Уфа, 2009) наиболее значимой и перспективной технологией выработки запасов нефти из низкопроницаемых коллекторов следует признать ГРП, который был применён в двух разведочных и 12 эксплуатационных скважинах Усть-Харампурского месторождения. Основным объектом ГРП явился пласт БП14_1 (10 скважин), в 4 остальных скважинах были опробованы пласты БП10_1 и БП11_1. В 11 случаях гидроразрыву подверглись чисто-нефтяные зоны залежей (ЧНЗ), толщина которых составляла от 2,8 до 12,6 м, в двух – водонефтяные зоны (ВНЗ) с нефтенасыщенной толщиной 6,4 и 9,2 м.

Эффект от применения ГРП оказался существенно различным, хотя в основном и положительным. Так, в 6 скважинах, ранее находящихся в пробной эксплуатации, со средними дебитами нефти от 0,36 до 10,23 т/сут, в первый месяц отмечалось значительное увеличение нефтеотдачи до 2,79-59,0 т/сут с одновременным понижением обводнённости с 83,3-98,6% до 15,5-76,0%. Исключение составила скв.780р, в которой произошло значительное возрастание обводнённости с 0,6 до 56,0%. Однако в дальнейшем она стала «рекордсменкой» по эффективности применения ГРП – через 20 месяцев среднесуточный дебит нефти по ней составил 60,8 тн при начальном 10,23 тн. По остальным скважинам в последующие 6 месяцев и в дальнейшем отмечалось понижение дебита нефти при разном состоянии обводнённости, в среднем 68,4% против 42,8% в первый месяц.

По восьми скважинам, введенным после консервации, дебит нефти за первый месяц эксплуатации при ГРП составил 0,38-14,93 т/сут (в среднем 4,5 т/сут) при обводнённости 43,7-94,2% (в среднем 62,2%), в дальнейшем он в основном снижался до 0,1-11,42 т/сут (в среднем 2,8 т/сут) при средней обводнённости 75,0%. Исключение составили скважины 212 и 1151, по которым про-изошло увеличение дебита нефти, особенно по последней из названных скважин, при одновременном снижении обводнённости с 91,4 до 28,3%. Достаточно эффективным оказался ГРП, проведенный в 1997-98 гг. в скв. 276р по пласту БП10_1 и скв. 780р в 1997 г. по пласту БП14_1, чего нельзя сказать о его применении в скважинах 289 и 249 - по пласту БП14_1.

Как видно из приведенного материала, достигнутый к настоящему времени эффект от применения ГРП кратковременный (6 месяцев) и мизерный, а последствия, в целом, негативные - понижение дебита нефти при росте обводнённости скважин. Поскольку применение ГРП в качестве основной технологии воздействия на пласты для ИДН и МУН закреплено в «Технологической схеме» Усть-Харампурского месторождения (всего намечены к проведению 154 операции), следует подробнее остановиться на скрытых от Заказчика негативных факторах, вытекающих из самой природы метода ГРП, требующих крайне осторожного отношения к его массовому применению.


Источник: Тимурзиев А.И. Состояние разработки месторождений Западной Сибири, осложненных структурами горизонтального сдвига: история освоения и перспективы реанимации глазами геолога. Вестник ЦКР, №1, 2012, с.36-51.

Ссылка: http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_73.pdf
« Последнее редактирование: Ноябрь 28, 2014, 11:34:46 pm от Тимурзиев Ахмет Иссакович »
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3783
Re: «Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #3 : Октябрь 16, 2014, 12:52:40 pm »
Представляется, что такой подход был бы полезен применительно к бажену.
Есть ли перспективы, Ахмет Иссакович? Больше всего ГРП на бажен сейчас делает, похоже, "Сургутнефтегаз". Не предлагали свои услуги?

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3819
    • Альтернативная нефть
«Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #4 : Ноябрь 28, 2014, 11:42:48 pm »
Согласен, есть понимание физики процессов, их правильная геологическая интерпретация и практические рекомендации. Последнее мы делаем в каждом отчете, глава так и звучит: "Комплексный структурно-кинематический и тектонофизический анализ разрывных нарушений, прогноз параметров трещинных систем и рекомендации по учету результатов анализа разрывной тектоники при разработке залежей".

Вот пример выводов по одному из отчетов:

Выводы

По результатам комплексной геологической интерпретации материалов сейсморазведки МОГТ-3D в пределах объединенного куба ... ЛУ:
1. выполнен комплексный структурно-кинематический и тектонофизический анализ разрывных нарушений и прогноз параметров трещинных систем юрского комплекса и фундамента;
2. выполнены реконструкции напряженно-деформированного состояния (НДС) горных пород по результатам интерпретации сейсморазведки МОГТ-3D;
3. рассмотрены ограничения, накладываемые на методы реконструкций напряжений в пределах закрытых территорий осадочных бассейнов;
4. рассмотрены структурные индикаторы и обоснована методика реконструкций НДС земной коры (ориентировка осей напряжений и тип НДС земной коры) в процессе структурообразования;
5. установлены закономерности азимутального распределения разрывных нарушений по результатам интерпретации сейсморазведки МОГТ-3D;
6. выполнен динамический (тектонофизический) анализ трещинных систем юрского комплекса и фундамента и реконструкции НДС горных пород (ориентировка осей напряжений и тип НДС земной коры);
7. определена ориентировка осей новейшего сдвигового поля напряжений;
8. выполнена классификация разрывных нарушений и трещинных систем по генетическому типу;
9. выполнена классификация разрывных нарушений и трещинных систем по раскрытости и проницаемости основных систем;
В рамках рекомендаций и практических выводов по прогнозированию параметров фильтрационной неоднородности пластовых резервуаров:
10. определены параметры открытых и проницаемых трещин (трещинных систем);
11. определены параметры закрытых непроницаемых трещин (трещинных систем);
В рамках формулирования практических рекомендаций по учету результатов анализа трещинных систем и реконструкций НДС горных пород при разработке залежей:
12. даны рекомендации по использованию результатов геологического анализа при разработке залежей ... месторождения;
13. рассмотрены вопросы применения и ограничений на применение технологий форсированной разработки залежей, ГРП и системы ППД в условиях разработки месторождений, осложненных сдвиговыми деформациями;
14. даны практические рекомендации по учету результатов анализа трещинных систем при проектировании разработки месторождений, осложненных сдвиговыми деформациями;
15. даны практические рекомендации по проектированию ГРП, системы ППД и выбору эксплуатационных объектов для постановки бурения;
16. рассмотрены вопросы проектирования и бурения скважин;
17. даны рекомендации по практическому применению элементов «Технологии управления трещиноватостью» при работе с месторождениями, осложненными сдвиговыми деформациями.

Как видно, мы не только говорим, но и делаем конкретные вещи, причем делам в масштабах от бассейна, до скважины.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3783
Re: «Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #5 : Ноябрь 29, 2014, 04:29:07 pm »
И это будет сделано по Фроловской впадине?

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3819
    • Альтернативная нефть
«Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #6 : Ноябрь 29, 2014, 05:37:43 pm »
В задании эти вопросы не прописаны, но комплексный структурно-кинематический и тектонофизический анализ разрывных нарушений и прогноз параметров трещинных систем юрского комплекса и фундамента будет выполнен.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3783
Re: «Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #7 : Декабрь 01, 2014, 09:12:50 am »
Ну, тогда судьба Фроловской впадины в надежных руках!
Во всяком случае, пойдет движение (брожение), глядишь: что-нибудь проявится. Главное: надо, что бы появились новые скважины.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3819
    • Альтернативная нефть
«Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #8 : Декабрь 01, 2014, 02:02:15 pm »
Вы мне льстите, конечно, Валерий Александрович, но выполненный объем работ и реализованные подходы обещают окупиться положительным результатом.
К примеру, положение перспективных объектов структурного типа (табл.1) и рекомендуемых поисково-разведочных скважин (табл.2) по целевым горизонтам юры и фундамента дано в соответствие со значениями их коэффициентов нефтегазоносности (Кнг) и элементами нефтегазогеологического районирования по результатам вероятностной оценки перспектив нефтегазоносности на генетической основе. Наглядно и понятно, что ждать от того или иного объекта (скважины) по тому или иному интервалу разреза.
Таблицы даны как примеры и не содержат истинных значений вероятностной оценки перспектив.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3783
Re: «Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #9 : Декабрь 01, 2014, 04:35:51 pm »
Зря Вы думаете, что льщу. Это оселок. Событие, способное резко поменять взгляды производственников на такой подход. И способное опорочить его. Многое зависит от позиции гл.геолога.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3819
    • Альтернативная нефть
«Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #10 : Апрель 24, 2015, 01:12:39 pm »
Может Вы стали свидетелем отзывов специалистов СНГ в части наших решений по изучению трещинных систем на изученной площади? Как мне представляется, там получены серьезные новые материалы и трещинные системы получили полноценную количественную характеристику, обеспечивающую принятие технологических решений про проектированию скважин и осуществлению ГТМ, включая дизайн ГРП.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3783
Re: «Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #11 : Май 26, 2015, 02:55:52 pm »
Из https://www.google.r....93990622,d.ZGU
ТЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ
X  ВСЕРОССИЙСКАЯ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
«Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России»
10-12 февраля 2014 г.
 
ТЕКТОНОФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГАЗА ИРКИНЕЕВО-ЧАДОБЕЦКОГО ПАЛЕОРИФТА
Сим Л.А. , Постникова О.В., Постников А.В., Пошибаев В.В.
(ИФЗ РАН имени О.Ю. Шмидта, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
 
Применение структурно-геоморфологического метода позволило выделить области со сдвиговыми неотектоническими напряжениями, характеризующимися главными нормальными максимальными и минимальными сжимающими напряжениями (осями «сжатия» и «растяжения»), ориентированными ортогонально в горизонтальной плоскости. 
В результате, было установлена взаимосвязь газоносности территории Иркинеево-Чадобецкого палеорифта с областями современного растяжения земной коры. 
Реконструкция неотектонических напряжений Иркинеево-Чадобецкого палеорифта показала, что в исследованном районе доминирует меридиональное сжатие, отклоняющееся на ССВ и, соответственно, широтное растяжение. Смещения разломов друг относительно друга, протяженность и количество мегатрещин в зонах их динамического влияния позволяет сделать вывод о преимущественной активности разломов ВСВ и широтного простираний. В таком поле напряжений из всех типов разломов наиболее проницаемыми являются меридиональные разломы. 
На схеме новейшей геодинамики палеорифта выделено 8 наиболее проницаемых секторов (участков). Общим свойством этих участков является пересечение диагональных разломов с наиболее проницаемыми меридиональными разломами или с диагональным разломом, формирующимся в обстановке растяжения.
 
Как, интересно, определялась проницаемость разломов?

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3819
    • Альтернативная нефть
«Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #12 : Май 26, 2015, 03:04:08 pm »
Укажите полный адрес ссылки на статью, или пришлите ее pdf-файл.
Отвечу.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3783
Re: «Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #13 : Май 26, 2015, 03:08:58 pm »
[PDF]ТЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ «Актуальные проблемы развития ...
www.gubkin.ru/sciense/.../sno/.../Aktual%20problem/tezisy%202014.pdf
научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития ... персоналом в компаниях нефтегазовой отрасли; правового регулирования.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3819
    • Альтернативная нефть
«Технология управления трещиноватостью»
« Ответ #14 : Май 26, 2015, 10:47:39 pm »
Опять ссылка не приводит к цитируемой статье (тезисам).
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...