В настоящее время в разработку широко вовлекаются запасы, которые относятся к низкопроницаемым и расчлененным коллекторам. Для успешной разработки скважин, вскрывающих данные пласты необходимо применять методы увеличения нефтеотдачи.
Наиболее распространенным и успешным методом является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва.
Ключевые слова: ГРП, удельная масса проппанта, методы увеличения нефтеотдачи.
Существует множество факторов, которые влияют на эффективность проведения ГРП. Одним из таких факторов является правильный выбор удельной массы проппанта в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины и расположения водонасыщенных пластов. Не правильный выбор удельной массы проппанта может привести к росту обводненности добываемой продукции и увеличению дебиту жидкости при уменьшении дебита нефти. Снижение эффективности по нефти и рост обводненности обусловлены прорывом трещины ГРП в нижний водонасыщенный пласт.
В данной работе рассматривается применение ГРП на скважинах Нивагальского месторождения и оценка эффективности при различной удельной массе проппанта.
Основные факторы влияющие на эффективность проведения ГРП
По состоянию на 01.01.2016 г. на Нивагальском месторождении в работу после ГРП запущено 425 скважин, из них 344 скважины эксплуатирует ТПП «ЛНГ» и 81 скважина — ТПП «ПНГ». В целом на добывающем фонде скважин выполнено 400 ГРП, на нагнетательном фонде — 25 ГРП.
Рассмотрим проведение ГРП на эксплуатационном фонде пласт АВ 1 3 .
Рис. 1. Распределение удельных дебитов жидкости и нефти после ГРП на эксплуатационных скважинах по диапазонам удельной массы проппанта. Пласт АВ 1 3
Рис. 2. Приведенные дебиты жидкости и нефти и обводненность на дату ГРП по диапазонам удельной массы проппанта. Эксплуатационный фонд. Пласт АВ 1 3
С наращиванием удельной массы проппанта происходит значительный рост удельного дебита жидкости с 2,9 до 8,7 т/сут/м, дебит нефти увеличивается не столь значительно — с 1,7 до 2,1 т/сут/м. Таким образом, использование больших удельных масс проппанта ведет к росту обводненности продукции за счет подключения в работу нижнего водонасыщенного пласта АВ 2 .
При рассмотрении абсолютных показателей эффективности также видно, что в течение года более высокий дебит нефти получен после операций с удельной массой проппанта менее 1,5 т/м (рисунок 1). Кроме того, при закачке менее 1,5 т/м проппанта дебит более стабилен во времени по сравнению с обработками с использованием 1,5–2,5 т/м и более 2,5 т/м проппанта — темп снижения дебита нефти составил 0,30 т/сут/мес. против 0,35 и 0,57 т/сут/мес. соответственно.
Из всего выше сказанного следует, что при ГРП на пласт АВ 1 3 на эксплуатационном фонде оптимальная масса проппанта не должна превышать 1,5 т на 1 метр эффективной мощности пласта АВ 1 3 , чтобы исключить риск подключения в работу нижнего высокопроницаемого водонасыщенного пласта АВ 2 .
В целом после ГРП на эксплуатационном фонде на пласт АВ 1 3 средний начальный прирост дебита жидкости составил 17,1 т/сут, дебита нефти — 6,3 т/сут. Среднегодовые приросты дебитов жидкости и нефти составили 16,5 и 5,2 т/сут соответственно
Заключение
При проведении ГРП на скважинах Нивагальского месторождения необходимо учитывать удельную массу проппанта, на основании уже проведенных операций на схожих пластах, для того, чтобы предотвратить прорыв трещины ГРП в водонасыщенный пласт и уменьшить возможную обводненность добываемой продукции. В целом по месторождению наблюдается тенденция увеличения удельного дебита жидкости при увеличении удельной массы проппанта. Удельный дебит нефти при этом остается примерно на том же уровне.
В целом по месторождению, проведение ГРП является эффективным при правильном подборе нужного количества удельной массы проппанта.
Дополнительная добыча нефти на дату анализа за счет проведения 400 операций ГРП на скважинах добывающего фонда составляет 3443,2 тыс.т нефти или 8,6 тыс.т на одну скважинно-операцию, в том числе по ТПП «ЛНГ» — 2974,6тыс.т или 8,9 тыс.т/скв. и по ТПП «ПНГ» — 468,5 тыс.т или 7,3 тыс.т/скв.
Литература:
1 Мордвинцев В. Н., Перов А. В., Рылов Н. И., Косолапов А. А. Техника и технология формирования протяженных фильтрационных каналов при вторичном вскрытии пласта. — Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2008, № 11. с. 18–21.
2 Хайдар А. М., Горин А. Н., Латыпов И. Д., Борисов Г. А. Пальчик С. А., Бакаев С. Г., Андреев В. К. Опыт применения щадящих методов вторичного вскрытия на месторождениях ОАО НК «Роснефть» // Тезисы докладов Научно-практической конференции «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири» г.Томск — 2011 г. — с.91–92
3 Единые правила безопасности при взрывных работах: ПБ 13–407–01: утв. Госгортехнадзором России 30.01.01: ввод. в действие с 26.06.01 // Справочно-правовая система «Гарант»: [Электронный ресурс] / НПП «Гарант-Сервис». — Послед. обновление 27 апреля 2011 г.
4 Временный технологический регламент на освоение скважин месторождений ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь / «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» — Когалым, 1999.
