Ключевые слова: геолого-технические мероприятия, гидравлический разрыв пласта.
Основным методом интенсификации на Ем-Еговской площади является гидравлический разрыв пласта. ГРП проведен почти во всех добывающих скважинах. В каждой третьей скважине выполнен повторный ГРП.
На рисунке 1 приведена динамика проведения ГРП по годам. Как видно из графика массовое применение ГРП на площади начинается с 2000 года. С 2001 года начинают проводиться повторные ГРП. В период с 2006 по 2008 каждое третье ГРП проводится в ранее стимулированных скважинах. Все вновь вводимые добывающие скважины вступают в работу после гидроразрыва.
Рис. 1. Динамика выполнения операций ГРП по годам
Анализируя показатели эффективности по годам видно, что в течение 1998–1999 гг. средний прирост дебита нефти составлял 20,3–20,7 т/сут. Далее в последующие два года происходит его снижение почти в два раза до 11,7 т/сут на скважино-операцию. Это связано с тем, что первые операции ГРП проводились в наиболее перспективных скважинах. Выбор шел от скважин с высоким потенциалом (лучшие ФЕС пласта, минимальная обводненность и т. д.) к скважинам с меньшими возможностями. К 2001 году запас таких скважин был исчерпан.
В 2002 году на площади опробована новая технология РИР+ГРП в высокообводненных скважинах.
С 2003 года началось применение технологии большеобъемного ГРП. Основное ее отличие заключается в увеличении закачиваемой массы проппанта, если по технологии «старого дизайна» в пласт закачивали около 10 тонн проппанта, то по технологии «нового дизайна» расход проппанта составлял в среднем 30 тонн. С внедрением более эффективной технологии связано проведение на площади повторных ГРП.
С 2005 года эффективность повторных ГРП сравнялась с эффективностью первичных операций. Последние четыре года средний прирост дебита нефти по переходящим скважинам не превышает 7,0 т/сут и ГРП в основном проводятся в скважинах, выходящих из бурения.
Основными объектами для проведения интенсификации являются скважины, работающие на пласты ВК1–3 и ЮК2–5.
На рисунке 2 представлена динамика проведения ГРП для объектов разработки, в основном ГРП проводился в скважинах, вскрывших пласты ВК1–3. Последние несколько лет ГРП активно начал применяться для разработки пластов тюменской свиты.
Рис. 2. Динамика выполнения операций ГРП по объектам разработки
Далее подробнее остановимся на каждом объекте разработки.
Рассмотрим более подробно этапы проведения ГРП на площади. Как отмечалось выше, историю проведения ГРП можно разбить на два этапа:
- период 1998–2001 гг.: применение малообъемного ГРП (масса закаченного проппанта до 10 тонн).
- период 2002–2012 гг.: реализация большеобъемных ГРП (масса закаченного проппанта свыше 10 тонн).
На рисунке 3 представлена динамика основных показателей по операциям малообъемного ГРП в период с 1998 по 1999 гг. Несмотря на то, что объем закачиваемого в пласт проппанта в рассматриваемый период был относительно небольшой, технология показала хорошую эффективность. Дебит жидкости после ГРП в среднем увеличивался в 8 раз, дебит нефти в 7 раз, средний прирост дебита нефти составлял 20,5 т/сут. После ГРП происходило незначителное увеличение обводненности и далее наблюдался ее плавный рост. Существеннее всего дебит скважин снижался за первый год эксплуатации, далее он стабилизировался на отметке 20 т/сут. Дебит нефти имел тенденцию к снижению, что связано с ростом обводненности продукции. При этом после 4 лет эксплуатации скважин его значение оставалось в 3 раза выше, чем до мероприятия. Средяя продолжительность эффекта составляет 7 лет и в большинстве скважин расчет эффективности был остановлен ввиду повторного ГРП. Дополнительная накопленная добыча нефти на сважину в среднем составила 29.1 тыс. т. По 6 скважинам эффект от ГРП продолжается до настоящего времени.
Рис. 3. Динамика дебита нефти, жидкости и обводненности по операциям малообъемного ГРП в период с 1998–1999 гг. Объект ВК1–3
С 2002 года на площади реализуются большеобъемные ГРП. Применение новой технологии позволило повысить производительность скважин по сравнению с малообъемными ГРП проводимыми в 1998–2001 гг. Прирост дебита жидкости увеличился в среднем с 25 до 60 т/сут (рис. 6.14). Дебит жидкости через год стабилизировался на отметке 36 т/сут. При этом по скважинам отмечается рост обводненности с 50 % до мероприятия до 70 % через 3 года. Операции в основном проводились в периферийных скважинах. Если сравнивать малообъемные и большеобъемные ГРП в периферийных скважинах (рис. 4), то видно, что применение новой технологии позволило увеличить средний прирост дебита нефти с 13 до 23 т/сут.
Средняя продолжительность эффекта составляет 5 лет, накопленная дополнительная добыча нефти от одного мероприятия оценивается в 19,0 тыс. т.
Рис. 4. Динамика дебита нефти, жидкости и обводненности по скважинам после проведения большеобъемного ГРП. Объект ВК1–3
На рисунке 5 показаны графики, демонстрирующие успешность проведения ГРП по скважинам действующего фонда. В 99 % случаев после ГРП производительность скважин увеличивалась как по жидкости, так и по нефти. В 30 % скважин дополнительная добыча нефти получена за счет снижения обводненности.
Рис. 5. Сопоставление показателей до и после ГРП по переходящим скважинам. Объект ВК1–3
Литература:
- Правила разработки месторождений углеводородного сырья: приказ Минприроды России от 30.12.2015 г. № 571.
- Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья: утв. распоряжением Минприроды России от 18.05.2016 г. № 12-р.
- «Технологическая схема разработки Ем-Еговского лицензионного участка Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения», ЗАО «УфаНИПИнефть», 2006 г
