Эффективность проведения операций ГРП на Тагринском месторождении



Одним из основных методов поддержания и стабилизации добычи углеводородов является проведение геолого-технологических мероприятий.

Технологическая эффективность применения новых технологий характеризуется:

− дополнительной добычей за счет повышения нефтеотдачи пластов, т. е. добычей от вовлеченных в разработку ранее недренируемых запасов нефти;

− текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации притока;

− сокращением объема попутно добываемой воды.

За период 2005–2018 гг. на Тагринском месторождении выполнено 1036 ГТМ, дополнительная добыча нефти от проведения мероприятий составила –1935,8 тыс. т.

Годовые приросты добычи нефти за счет проведения ГТМ в скважинах оценивались суммированием поскважинных эффектов. Эффективность проведения мероприятий по каждой скважине оценивалась сопоставлением базовых уровней добычи скважин с фактическими, начиная с момента проведения мероприятия и до конца года.

За период 2005–2018 гг. выполнено 281 скв/опер. по ГРП, 183 оптимизации, 130 возвратов, 49 скв/опер. по восстановлению циркуляции (ВЦ), выведено из бездействия 70 скважин, на механизированную добычу (ПМД) переведены 39 скважины, выполнено 81 скв.опер. по обработке призабойной зоны, по 29 скважинам были ликвидированы аварии(ЛА), ремонтно-изоляционные работы (РИР) проведены на 33 скважинах, дострелы и перестрелы выполнены на 38 скважинах. Пробурен 91 боковой ствол. Закачка в нагнетательные скважины СПС и оторочки ПАВ с целью выравнивания профилей приемистости проведена в 10 скважинах.

Показатели эффективности проведения ГРП

По всем геолого-технологическим мероприятиям получен эффект в той или иной степени. К наиболее успешным относится ГРП. Дополнительная добыча нефти от 281 ГРП составила 697,5 тыс.т (36 %), доп. добыча нефти в среднем на одну скв/опер. при этом составляет 2,5 тыс.т. ГРП проводился на следующих объектах: Ач — 83 скважины, на БВ_12–14–18 скважин, на пласте БВ_11–43 скважины, на пласте БВ_10–29 скважин, на пласте БВ_9–80 скважин, на пласте ЮВ₁^1–15 скважин, на пласте ЮВ₁^2–11 скважин, на пластах БВ₇ и БВ₆ — по 1 скважине.

Максимальное количество ГРП проведено на объекте Ач, но если сопоставить дополнительную добычу нефти в среднем на одну скважину, то максимальный эффект достигнут по объекту БВ_12–14 и составляет 4,2 тыс.т, по объекту БВ₁¹- 3,9 тыс.т, ЮВ₁^2–4,0 тыс.т, БВ_10–1,9 тыс.т, по Ач — 2,6 тыс.т. Минимальный эффект получен по объектам ЮВ₁¹ –1,5 тыс.т и БВ₉– 1,4 тыс.т. На объектах БВ₇ и БВ₆ ГРП оказались неэффективными.

При выполнении гидроразрыва применялись различные массы расклинивающего агента (от 10 до 90 тонн). Согласно выполненному сопоставлению эффективности ГРП от технологических характеристик, следует, что максимальная эффективность была (прирост дебита нефти более 16 т/сут) достигнута при закачке более 50 тонн проппанта или 4 тонн на метр эффективной толщины (рис 1).

Рис. 1. Средние значения технологических параметров ГРП и эксплуатационных показателей (приростов после ГРП). Объект БВ₁¹

Рис. 2. Средние значения технологических параметров ГРП и эксплуатационных показателей (приростов после ГРП). Объект БВ₁¹

На основании отчетов дизайна ГРП построено распределение скважин по полудлине трещины (рис. 3). Из рисунка видно, что в результате проведения ГРП полудлина трещины может достигать 200 м и более.

Рис. 3. Распределение скважин по полудлине трещины ГРП. Объект БВ₁¹

Заключение

Полученные результаты следует признать успешными, так как в ряде случаев до ГРП скважины вообще не могли быть освоены (Ач), получены хорошие дебиты нефти на низкопродуктивных объектах, таких как БВ₁¹ (33,8 т/сут), БВ_12–14 (57,2 т/сут), ЮВ₁² (47,9 т/сут).

На основании положительных результатов гидроразрыв пласта предполагается к дальнейшему применению. Критерием его максимально успешного применения является обычное требование — толщина глинистого раздела до водоносных пропластков должна превышать 3–5 м. Кроме того, техническое состояние скважин и, прежде всего, хорошее качество заколонного цементного камня.

Литература:

1. Переоценка балансовых запасов нефти и газа Тагринского месторождения Главтюменнефтегаза, — В. А. Ревнивых и др., г.Тюмень, 1990 г.; Дополнительная записка к пересчету балансовых запасов нефти и газа Тагринского месторождения, — В. А. Ревнивых и др., г.Тюмень, 1995 г.
2. Отчет по подсчету запасов нефти и газа Тагринского месторождения Пуровского и Нижневартовского районов Тюменской области по состоянию на 1.04.1982 г.
3. Отчет Тагринских 7/01–02 сейсморазведочных партий о работах 2D (масштаб 1:50 000) И 3D (масштаб 1:25 000), проведенных в 2001–2002 гг. на Тагринской площади, — Булатов А.М, Салькова Л. Ф. и др., ГЭОИ ОАО «Хантымансийскгеофизика», Ханты-Мансийск, 2003 г.
   4. Отчет Тагринской 7/04–05 сейсморазведочной партии о работах 3D (масштаб 1:25 000), проведенных в 2004–2005 гг. на Тагринской площади, — Гидион А. В. и др., ГЭОИ ОАО «Хантымансийскгеофизика», Ханты-Мансийск, 2005 г.
4. Отчет Южно-Ярайнерской 7/04–05 сейсморазведочной партии о работах 2D (масштаб 1:50 000), проведенных в 2004–2005 гг. на Южно-Ярайнерской площади, –Добрынина Н. И. и др., ГЭОИ ОАО «Хантымансийскгеофизика», Ханты-Мансийск, 2005 г.
5. Cпециальная обработка и интерпретация материалов трехмерных сейсморазведочных работ МОГТ 2002 г. с целью детального изучения геологического строения западной части Тагринского месторождения, — Скосырская Н. Г. и др., ЗАО «ЛАД-Инвест», г. Москва, 2005 г.