В статье авторы анализируют эффективность проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении Западной Сибири
Ключевые слова: ГРП, дебит нефти, скважина, нефтенасыщенность.
Гидравлический разрыв пласта — один из эффективных, в настоящее время, методов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов, имеющий массовое применение в Западной Сибири. Технология ГРП характеризуется созданием в пласте системы каналов с низким фильтрационным сопротивлением, которые позволяют существенно интенсифицировать отбор нефти из низкопроницаемого коллектора. Технологии ГРП различаются по объему закачки проппанта и, соответственно, по размерам создаваемых трещин. Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием [1].
Гидравлический разрыв пласта на месторождении Западной Сибири начали применять в 2010 г. По состоянию на 01.01.2019 выполнено 35 скважинных операций: из них 28 ГРП — на добывающем фонде и 7 ГРП — на нагнетательном. 17 операций ГРП выполнены на пластах ачимовской толщи и 18 ГРП на пласте ЮВ 1 . После всех операций на пласт ЮВ 1 в работу запущены 11 скважин, из них 4 скважины — под закачку, 7 скважин — в добычу. По пластам ачимовской толщи после 16 из 17 операций скважины запущены в работу, из них 3 скважины — под закачку, 13 скважин — в добычу.
Рассмотрим эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в трех скважинах (№ 184Р, № 1606, № 1617) на примере одного из месторождений Западной Сибири.
На скважине № 184Р был выполнен ГРП в две стадии в интервалах пластов Ач 1 и Ач 2 2 . На первой стадии выполнен ГРП в интервале пласта Ач 2 2 с эффективной толщиной 7,3 м, коэффициентом нефтенасыщенности 0,53 д.ед. и проницаемостью 1,5*10– 3 мкм 2 . Вторая стадия проводилась в интервале пласта Ач 1 с эффективной толщиной 3,4 м, коэффициентом нефтенасыщенности 0,53 д.ед. и проницаемостью 11,6*10– 3 мкм 2 . Показатели работы скважины до ГРП:
— дебит жидкости — 21,4 т/сут.;
— дебит нефти — 10,0 т/сут.;
После ГРП скважина запущена в работу со следующими показателями:
— дебит жидкости — 37,3 т/сут.;
— дебит нефти — 15,2 т/сут.
По результатам проведенного гидравлического разрыва пласта на скважине № 184Р прирост дебита нефти увеличился на 52 % и составил 15,2 т/сут.
По данным ГИС после ГРП бóльшая часть притока приходится на пласт Ач 2 2– 64 %, остальная часть притока (36 %) получена с верхней части пласта Ач 1 .
Скважина № 1606 на момент проведения ГРП работала по пласту ЮВ 1 . Показатели работы скважины до проведения ГРП:
— дебит жидкости — 9,6 т/сут.;
— дебит нефти — 4,0 т/сут.
Пласт Ач 2 2 характеризуется эффективной толщиной 9,8 м, проницаемостью 1,9*10– 3 мкм 2 и коэффициентом нефтенасыщенности 0,43 д.ед. Показатели работы скважины за 3 месяца после ГРП представлены на рисунке 1 и составили:
— дебит жидкости — 34,9 т/сут.;
— дебит нефти — 10,4 т/сут.
Средние дебиты жидкости и нефти за отработанное время в расчетном году (291 сут) составили 30,6 т/сут и 7,9 т/сут, соответственно. Дополнительная добыча нефти составила 2,3 тыс.т.
Рис. 1. Динамика показателей работы до и после проведения ГРП. Скважина № 1606
На пласт Ач 2 2 в работу после ГРП запущены 4 скважины: ННС № 1616 при освоении после бурения, эксплуатационная скважина № 1606, скважина № 1617 после перевода с пласта ЮВ 1 — в добычу и скважина № 1609 — переведена под закачку (рисунок 2).
Рис. 2. Выкопировка из карты текущих отборов по объекту Ач 2 на расчетный год
Скважина № 1617 запущена из бурения под закачку с ГРП на пласт ЮВ 1 с начальной приёмистостью 100 м 3 /сут. На следующий месяц приёмистость по скважине снизилась до 29 м 3 /сут. В последующие месяцы работы приёмистость скважины находилась в переделах 20–30 м 3 /сут. На момент перевода в работу на пласт Ач 2 2 накопленная закачка по пласту ЮВ 1 составила 7,3 тыс. м 3 , приёмистость — 24 м 3 /сут. Пласт Ач 2 2 в скважине № 1617 характеризуется эффективной толщиной 7,4 м, проницаемостью 1,5*10– 3 мкм 2 и коэффициентом нефтенасыщенности 0,41 д.ед. Через год после запуска из бурения в скважине выполнены изоляция пласта ЮВ 1, возврат на пласт Ач 2 2 с ГРП. Показатели работы скважины за 3 месяца после ГРП составили: дебит жидкости — 26,5 т/сут, дебит нефти — 24,9 т/сут, (рисунок 3). Средние дебиты жидкости и нефти за отработанное время в 2018 году (141 сут) составили 21,8 т/сут и 20,7 т/сут соответственно. Дополнительная добыча нефти составила 2,9 тыс.т.
Рис. 3. Динамика показателей работы до и после проведения ГРП. Скважина № 1617
В таблице 1 представлено сравнение геологических характеристик пласта, технологических параметров и показателей эффективности ГРП на ННС и ГС из бурения, выполненных в 2017 и 2018 гг.
Таблица 1
Сравнение геологических характеристик пласта, технологических параметров и показателей эффективности ГРП на ННС и ГС из бурения, выполненных в 2017 и 2018 гг.
|
Параметр |
Ед. изме-рения |
Временные периоды (годы) |
В целом |
|||||
|
2017 |
2018 |
|||||||
|
ННС |
ГС |
ННС |
ГС |
ННС |
ГС |
|||
|
Количество |
ед. |
3 |
1 |
1 |
1 |
4 |
2 |
|
|
Геологические характеристики пласта в интервале ГРП |
||||||||
|
Эффективная толщина |
м |
4,8 |
9,5 |
7,0 |
6,4 |
5,3 |
7,9 |
|
|
Нефтенасыщенная толщина |
м |
4,8 |
9,5 |
3,8 |
6,4 |
4,5 |
7,9 |
|
|
Коэффициент пористости |
доли ед. |
0,20 |
0,17 |
0,14 |
0,19 |
0,18 |
0,18 |
|
|
Проницаемость |
*10– 3 мкм 2 |
110,7 |
6,7 |
0,9 |
38,2 |
83,3 |
22,4 |
|
|
Коэффициент песчанистости |
доли ед. |
0,21 |
0,36 |
0,27 |
0,30 |
0,22 |
0,33 |
|
|
Коэффициент нефтенасыщенности |
доли ед. |
0,58 |
0,56 |
0,43 |
0,59 |
0,54 |
0,57 |
|
|
Расчлененность |
ед. |
2 |
2 |
7 |
2 |
3 |
2 |
|
|
Эксплуатационные показатели |
||||||||
|
Показатели за 3 месяца после ГРП |
дебит жидкости |
т/сут |
24,0 |
72,6 |
20,6 |
97,1 |
23,2 |
84,9 |
|
дебит нефти |
т/сут |
13,1 |
24,1 |
12,3 |
33,9 |
12,9 |
29,0 |
|
|
обводненность |
% |
45,4 |
66,8 |
40,5 |
65,1 |
44,3 |
65,8 |
|
|
Среднегодовой дебит |
жидкости |
т/сут |
17,8 |
71,3 |
14,1 |
90,7 |
16,9 |
79,7 |
|
нефти |
т/сут |
10,5 |
9,5 |
9,5 |
20,6 |
10,3 |
14,3 |
|
|
Добыча |
жидкости |
тыс.т |
18,3 |
27,1 |
4,3 |
27,1 |
22,6 |
54,2 |
|
нефти |
тыс.т |
10,2 |
3,4 |
2,9 |
5,8 |
13,1 |
9,2 |
|
|
Средняя добыча |
жидкости |
тыс.т/скв |
6,1 |
27,1 |
4,3 |
27,1 |
5,7 |
27,1 |
|
нефти |
тыс.т/скв |
3,4 |
3,4 |
2,9 |
5,8 |
3,3 |
4,6 |
|
По ННС из бурения эффективность обработок, выполненных в 2017 и 2018 гг., находится приблизительно на одном уровне: скважины имеют схожие геологические характеристика пласта в интервале ГРП и технологические параметры процесса проведения ГРП.
По ГС из бурения по сравнению с ННС получены более высокие показатели по начальным и среднегодовым дебитам жидкости и нефти, а также добыче нефти.
Необходимо отметить, что ввод нагнетательных скважин для поддержания текущих отборов на участках воздействия проводился в том же временном периоде, что и ввод ННС и ГС, что положительно повлияло на эффективность выполненных обработок.
Таким образом, использование метода гидравлического разрыва пласта для повышения продуктивности скважин имеет наиболее значительные перспективы для разработки месторождений Западной Сибири ввиду высокой доли запасов низкопродуктивных залежей.
Необходимо отметить, что ввод нагнетательных скважин для поддержания текущих отборов на участках воздействия положительно повлиял на эффективность выполненных обработок.
Литература:
- Саранча А. В., Федоров В. В., Митрофанов Д. А., Зотова О. П. Эффективность проведения гидравлического разрыва пласта на Вынгапуровском месторождении // Фундаментальные исследования. — 2015. — № 2–12. — С. 2581–2584;
