В статье автор анализирует эффективность работы скважин после проведения операций ГРП.
Ключевые слова: ГРП, дебит нефти, скважина, пласт.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — 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].
ГРП на Мишаевском месторождении начали применять в 2010 г. По состоянию на 01.01.2020 выполнено 40 скважинных операций: из них 32 ГРП — на добывающем фонде и 8 ГРП — на нагнетательном. 25 операций ГРП выполнены на пластах ачимовской толщи и 15 ГРП на пласте ЮВ 1 .
Дополнительная добыча нефти по эксплуатационным скважинам составила 2,9 тыс.т, в том числе:
— по пласту Ач 2 2– 2,3 тыс.т;
— совместно по пластам Ач 1 и Ач 2 2– 0,5 тыс.т;
— по пласту ЮВ 1– 0,1 тыс.т.
Дополнительная добыча нефти при приобщении пласта Ач 1 с ГРП к пласту Ач 2 2 составила 4,5 тыс.т.
Добыча нефти после ГРП при вводе скважин из бурения составила 95,8 тыс.т, в том числе:
— по наклонно направленным скважинам — 47,1 тыс.т. или 4,3 тыс.т/скв., в том числе по пластам:
— по пласту Ач 1 — 11,7 тыс.т или 2,9 тыс.т/скв;
— по пласту Ач 2 2 — 7,1 тыс.т;
— совместно по пластам Ач 1 и Ач 2 2 — 15,6 тыс.т или 7,8 тыс.т/скв;
— по пласту ЮВ 1 — 12,7 тыс.т или 3,2 тыс.т/скв;
— по горизонтальным скважинам — 48,7 тыс.т, в том числе по пластам:
— по пласту Ач 1 — 39,9 тыс.т или 19,9 тыс.т/скв.;
— по пласту ЮВ 1 — 8,8 тыс.т или 4,4 тыс.т/скв.
По состоянию на 01.01.2020 по пластам ачимовской толщи в работу после ГРП запущены 16 скважин, из них 3 скважины — в совместную добычу на пласты Ач 1 и Ач 2 2 , 9 скважин — в работу на пласт Ач 1 4 скважины — в работу на пласт Ач 2 2 (рисунок 1).
Рис. 1. Распределение количества ГРП по пластам Ачимовской толщи с разделением на объекты по годам
Добыча нефти после ГРП при вводе наклонно — направленных скважинах (ННС) из бурения составила 34,4 тыс.т в том числе:
— по пласту Ач 1– 11,7 тыс.т или 2,9 тыс.т/скв;
— по пласту Ач 2 2– 7,1 тыс.т;
— совместно по пластам Ач 1 и Ач 2 2– 15,6 тыс.т или 7,8 тыс.т/скв.
Добыча нефти после 2 МГРП при вводе горизонтальных скважин (ГС) из бурения на пласт Ач 1 составила 39,9 тыс.т или 19,9 тыс.т/скв.
Динамика добычи нефти по годам по пластам Ачимовской толщи представлена на рисунке 2.
Рис. 2. Динамика добычи нефти по годам. Пласты Ачимовской толщи
Основные сведения по скважинам приведены в таблице 1.
Таблица 1
Сравнение геологических характеристик пласта, технологических параметров и показателей эффективности ГРП на ННС и ГС из бурения, выполненных в 2017 и 2019 гг.
|
Параметр |
Ед. измерения |
Временные периоды (годы) |
В целом |
|||||
|
2017 |
2019 |
|||||||
|
ННС |
ГС |
ННС |
ГС |
ННС |
ГС |
|||
|
Количество |
ед. |
2 |
1 |
1 |
1 |
3 |
2 |
|
|
Геологические характеристики пласта в интервале ГРП |
||||||||
|
Эффективная толщина |
м |
2,8 |
11,0 |
4,6 |
14,0 |
3,4 |
12,5 |
|
|
Нефтенасыщенная толщина |
м |
2,8 |
9,8 |
4,6 |
2,6 |
3,4 |
6,2 |
|
|
Коэффициент пористости |
доли ед. |
0,2 |
0,2 |
0,2 |
0,2 |
0,2 |
0,2 |
|
|
Проницаемость |
*10 –3 мкм 2 |
1,5 |
6,7 |
1,0 |
1,8 |
1,3 |
4,3 |
|
|
Коэффициент песчанистости |
доли ед. |
0,11 |
0,43 |
0,28 |
0,61 |
0,16 |
0,52 |
|
|
Коэффициент нефтенасыщенности |
доли ед. |
0,45 |
0,40 |
0,36 |
0,44 |
0,42 |
0,42 |
|
|
Расчлененность |
ед. |
3 |
3 |
3 |
6 |
3 |
5 |
|
|
Технологические параметры процесса ГРП |
||||||||
|
Масса проппанта |
т |
40,8 |
325,6 |
59,9 |
224,0 |
47,1 |
274,8 |
|
|
Количество портов |
ед. |
- |
8 |
- |
5 |
- |
7 |
|
|
Масса проппанта на порт |
т |
- |
40,7 |
- |
44,8 |
- |
42,3 |
|
|
Удельная масса |
т/м |
14,4 |
- |
13,0 |
- |
13,9 |
- |
|
|
Максимальная концентрация |
кг/м 3 |
1000 |
1100 |
1200 |
1000 |
1067 |
1050 |
|
|
Темп закачки |
м 3 /мин |
3,5 |
3,8 |
3,5 |
3,5 |
3,5 |
3,7 |
|
|
Эксплуатационные показатели |
||||||||
|
Показатели за 3 месяца после ГРП |
дебит жидкости |
т/сут |
23,0 |
91,5 |
24,9 |
78,0 |
23,6 |
84,8 |
|
дебит нефти |
т/сут |
5,5 |
44,5 |
18,5 |
8,9 |
9,9 |
26,7 |
|
|
обводненность |
% |
67,9 |
51,4 |
25,7 |
88,7 |
53,8 |
70,0 |
|
|
Среднегодовой дебит |
жидкости |
т/сут |
19,7 |
87,8 |
23,5 |
46,1 |
21,9 |
67,2 |
|
нефти |
т/сут |
4,1 |
48,0 |
19,2 |
4,0 |
12,9 |
26,2 |
|
|
Добыча |
жидкости |
тыс.т |
5,0 |
91,1 |
12,6 |
29,0 |
17,6 |
120,1 |
|
нефти |
тыс.т |
1,0 |
38,1 |
10,3 |
2,1 |
11,3 |
40,2 |
|
|
Средняя добыча |
жидкости |
тыс.т/скв. |
2,5 |
91,1 |
12,6 |
29,0 |
5,9 |
60,0 |
|
нефти |
тыс.т/скв. |
0,5 |
38,1 |
10,3 |
2,1 |
3,8 |
20,1 |
|
По скважине № 1 (2017 г.) получены более высокие показатели эффективности по жидкости и нефти и наименьшая обводнённость по сравнению со скважиной № 2 (2019 г.) ввиду более лучших геологических характеристик пласта (по скважине № 1 нефтенасыщенная толщина и проницаемости пласта в интервале ГРП составили 9,8 м и 6,7*10– 3 мкм 2 соответственно против 2,6 м и 1,8*10– 3 мкм 2 соответственно по скважине № 2), большего количества стадий (8 стадий по скважине № 1 против 5 стадий по скважине № 2). Также необходимо отметить, что в районе скважины № 1 более близкое расположение нагнетательных скважин № 3 (находится на расстоянии 522 м, переведена в ППД в октябре 2017 г., накопленная закачка по пласту Ач1 на 01.01.2020–39,6 тыс.м 3 , приёмистость на 01.01.2020–91 м 3 /сут) и № 4 (находятся на расстоянии 510 м, переведена в ППД в феврале 2018 г., накопленная закачка по пласту Ач1 на 01.01.2020–96,5 тыс.м 3 , приёмистость на 01.01.2020–180 м 3 /сут). В районе скважины № 2 ближайшая нагнетательная скважина № 5 находится на расстоянии 955 м (переведена под закачку в декабре 2019 г, накопленная закачка по пласту Ач1 на 01.01.2020–8,8 тыс.м 3 , приёмистость на 01.01.2020–22 м 3 /сут).
Таким образом, использование метода ГРП для повышения продуктивности скважин имеет наиболее значительные перспективы для разработки месторождений Западной Сибири ввиду высокой доли запасов низкопродуктивных залежей.
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.
