Рассмотрен отечественный опыт применения технологии гидроразрыва пласта на отечественных месторождениях.
Ключевые слова: технология гидроразрыва пласта, добыча нефти, геологические условия бурения, пластовые давления.
The domestic experience of using hydraulic fracturing technology in domestic fields is considered.
Keywords: hydraulic fracturing technology, oil production, geological drilling conditions, reservoir pressures.
Гидравлический разрыв пласта, как один из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи, на Умсейском месторождении проводится с 1997 года. Работы по ГРП проводились, как собственными силами бригад КРС ОАО «Сибнефть-ННГ», так и с помощью привлечения иностранных фирм («Schlumberger» и «Bj Samotlor — services»).
В период с 1997 на 01.01.2004 года на месторождении было проведено 31 ГРП. Динамика проведения ГРП по годам представлена в таблице 1.
Таблица 1
Динамика проведения ГРП на Умсейском месторождении
|
Пласт |
1998 |
1999 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
Итого: |
|
БС-10 |
5 |
5 |
1 |
3 |
13 |
27 |
||
|
БС-11 |
2 |
1 |
1 |
4 |
В основном ГРП проводился на пласте БС 10 .
Как видно из таблицы 1, основные операции по гидроразрыву на месторождении проводились в 2004 году. Рассмотрим этот период поподробнее. В 2004г. на Умсейском месторождении, пласт 1 БС-10, проведены мероприятия по гидроразрывам пластов (ГРП) на 13 скважинах.
Компанией BJ Services («Samotlor Fracmaster Services»)проведены мероприятия на 8 скважинах, компанией SD («Schlumberger Dowell») — на 5 скважинах.
Дополнительная добыча по Умсейскому месторождению в 2004 г. составила 49104 тонн нефти. Прирост добычи нефти (+ т/сут.) на 1 скв. получен 20,63 т/сут. Удельная средняя продолжительность эффекта в 2004 г. составила 65сут. Средний дебит нефти по скважинам после ГРП получен 22 т/сут. Средний дебит нефти до ГРП был 5,1 т/сут.
Таблица 2
Выполнение ГРП по скважинам Умсейского месторождения
|
№ Скв. |
Пласт |
Дата |
V пропнета кг. |
Рраз, атм. |
Вид пропанта |
Подрядчик |
|
80Р |
БС 10–1 |
19.11.02 |
300 |
360 |
Boropvichi 20/40 |
BJ |
|
130/5 |
БС 10–1 |
01.05.03 |
130 |
377 |
Boropvichi 20/40 |
BJ |
|
201/30 |
БС 11 |
17.02.01 |
140 |
544 |
Boropvichi 20/40 |
BJ |
|
205/30 |
БС 6 |
20.12.03 |
400 |
591 |
Boropvichi 16/30 |
BJ |
|
209/30 |
БС 11 |
01.04.00 |
237 |
352 |
Boropvichi 16/30 |
BJ |
|
214/31 |
БС 11 |
05.11.00 |
580 |
Boropvichi 16/30 |
BJ |
|
|
508/5Б |
БС 10–1 |
30.10.02 |
236 |
439 |
Carbo-Lite 20/40 |
BJ |
|
509/5Б |
БС 10–1 |
05.10.02 |
250 |
423 |
Boropvichi 20/40 |
BJ |
|
512/3Б |
БС 10–1 |
30.03.03 |
270 |
486 |
Carbo-Lite 20/40 |
BJ |
|
517/5Б |
БС 10–1 |
27.07.03 |
341 |
442 |
20/40 |
Schumberger |
|
524/5 |
БС 10–1 |
06.12.98 |
- |
445 |
- |
УКРС «ННГ» |
|
527/3 |
БС 10–1 |
04.01.03 |
225 |
360 |
Boropvichi 16/30 |
BJ |
|
540/5 |
БС 10–1 |
12.05.03 |
296 |
393 |
Boropvichi 16/30 |
BJ |
|
541/3 |
БС 10–1 |
05.07.97 |
- |
406 |
- |
УКРС «ННГ» |
|
542/3 |
БС 10–1 |
13.10.03 |
485,8 |
267 |
16/30 |
Schumberger |
|
543/3 |
БС 10–1 |
05.07.03 |
250 |
361 |
20/40 |
Schumberger |
|
547/6 |
БС 10–1 |
08.06.03 |
245 |
391 |
Carbo-Lite 20/40 |
BJ |
|
548/5 |
БС 10–1 |
16.12.03 |
431 |
197 |
16/30C+16/20 |
Schumberger |
|
549/5 |
БС 10–1 |
12.11.03 |
500 |
324 |
16/30C+16/20 |
Schumberger |
|
551/2 |
БС 10–1 |
23.10.97 |
100 |
400 |
16/30 |
УКРС «ННГ» |
|
552/2 |
БС 10–1 |
01.10.97 |
100 |
422 |
16/30 |
УКРС «ННГ» |
|
556/6 |
БС 10–1 |
15.08.98 |
75 |
190 |
16/30 |
УКРС «ННГ» |
|
562/2 |
БС 10–1 |
24.05.03 |
290 |
400 |
Boropvichi 16/30 |
BJ |
|
564/6 |
БС 10–1 |
28.09.98 |
70 |
440 |
16/30 |
УКРС «ННГ» |
|
566/6 |
БС 10–1 |
24.10.97 |
75 |
400 |
16/30 |
УКРС «ННГ» |
|
574/8 |
БС 10–1 |
30.08.98 |
70 |
490 |
16/30 |
УКРС «ННГ» |
|
578/4 |
БС 10–1 |
14.06.97 |
125 |
450 |
18/30 |
УКРС «ННГ» |
|
591/8 |
БС 10–1 |
06.01.99 |
71,56 |
343 |
16/30 |
УКРС «ННГ» |
|
592/8 |
БС 10–1 |
25.11.03 |
573 |
419 |
Boropvichi 20/40 |
Биджей |
|
612/13 |
БС 10–1 |
14.04.03 |
144 |
402 |
Carbo-Lite 20/40 |
Биджей |
|
900/5 |
БС 10–1 |
31.07.98 |
100 |
420 |
16/30 |
УКРС «ННГ» |
Перед проведением ГРП на скважине № 548 производили геофизические работы с целью определения эксплуатационных характеристик пласта.
Находясь в благоприятной зоне залегания нефти, отборы нефти были весьма невелики.
Скважина № 548 была остановлена с параметрами: 3м 3– 2 % -2т.
16.12.2003 г. на скважине был произведен гидроразрыв пласта и после вывода на режим, была запущена скважина в работу с параметрами: 38м3–3 % — 29т.
В настоящее время на Самотлорском месторождении значительная часть фонда эксплуатируется с обводнённостью 90–93 %.
Вместе с тем коэффициент работающей толщины пласта в скважинах вскрывших ПК по CНГДУ-2 составляет в среднем 0,58, по ГСК — 0,85.
В связи с этим часть запасов нефти приуроченных преимущественно к прерывистым коллекторам, при традиционных технологиях не вовлекалась в разработку. Проведение гидравлического разрыва пласта позволило изменить сложившуюся ситуацию в разработке ранее недренируемых запасов нефти. Проведенные работы на 24 высокообводнённых скважинах Самотлорского месторождения (обводнённость более 90 %), показали, что в результате проведения гидроразрыва пласта обводнённость в ряде случаев снижается до 4–5 % (скв. 12239 БВ10 1–2 , скв. 30044 АВ2–3). Наилучшие результаты получены при производстве гидроразрыва пласта в высокообводнённых скважинах, где пласт представлен прерывистым коллектором. В среднем дебит нефти увеличился на 15 т/сут, дебит по жидкости на 14 т/сут, обводнённость снизилась на 50 %. Дополнительно добыто 232,1 тыс. тонн нефти, в том числе на скважину 14,5 тыс. тонн. Успешность составила 94 %.
Менее удачно проведение ГРП в высокообводнённых скважинах вскрывших ГСК. Связана это с тем, что в отличии от ПК в ГСК эффект от проведения работ связан в первую очередь с очисткой призабойной зоны пласта от кальматирующих элементов и вовлечение в разработку запасов нефти застойных зон, уже затронутых выработкой.
Средний прирост дебита нефти по скважинам, вскрывшим ГСК составляет 11 т/сут, дебита жидкости 32 т/сут, снижение обводнённости на 27,5 %, дополнительная добыча составила 70,3 тыс. тонн, в том числе на скважину 8,8 тыс. тонн. Успешность составила 75 %.
Особый интерес представляют проведённые ЗАО СП «BJ Самотлор Сервисиз» перед гидроразрывом пласта работы по изоляции вышележащих высокопродуктивных обводнённых коллекторов.
Такие работы проведены на трёх скважинах 30402, 30075 и 1419.
При этом в скважинах 30402 и 30075 после изоляции вышележащего обводнённого коллектора был проведён гидроразрыв пласта в нижележащем пласте, представленном ПК. При этом по скважине 30402 обводнённость после изоляции вышележащего пласта и проведения ГРП снизилась на 28 %, дебит нефти увеличился на 5 т/сут.
Положительные результаты были получены также и на скважине 30075, где удалось снизить обводнённость на 8 %, дебит нефти возрос на 3,5 т/сут. Несмотря на полученный эффект, в скважине 30075 необходимо проведение геофизических исследований на определение источника обводнённости, имея ввиду возможный переток с вышележащего изолированного пласта.
Таким образом, несмотря на незначительный объём проведённых работ на высокообводнённом фонде, получены первые положительные результаты, которые имеют очень важное значение в сложившейся промысловой ситуации, когда значительная часть фонда скважин эксплуатирующегося на Самотлорском месторождении требует качественного проведения сложных ремонтно — изоляционных работ с дальнейшим воздействием на неохваченные выработкой коллектора.
Литература:
- Дроздов А. Н., «Техника и технология добыча нефти» / — Учебное пособие для вузов. — М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2008. — 616с.
- Красилов А. А. Инженерно-геологические изыскания в гидротехническом строительстве: методы и технические средства. М.:НИУ МГСУ, 2011
- Ладенко А. А. Расчет нефтепромыслового оборудования. М.:Инфра-Инженерия, 2019
- Михаил Колосов. Водолазное обеспечение гидротехнических работ. М.:Вышэйшая школа, 2020
