Анализ эффективности ГРП на объекте ЮВ1

Загваздин Евгений Валерьевич

Аннотация

Основным

методом

воздействия

на

пласт,

используемым

при

разработке

терригенных

коллекторов

в

Западной

Сибири,

является

гидроразрыв пласта.

Всего за период 2009 – 2013 гг. на скважинах Сороминского

месторождения проведено пять скважино-операций по ГРП (успешность 60

%).

Дополнительная добыча нефти составила 0.2 – 1.6 тыс. т на скважину,

при средней удельной добыче 0.8 тыс. т и среднем приросте дебита нефти 4.0

т/сут.

В скважинах №№ 113 и 302ПГ проведенные мероприятия по ГРП

можно признать не успешными по причине короткой продолжительности

эффекта от ГТМ и малой дополнительной добычи нефти.

В скважине № 6Р в результате проведения ГРП дебит нефти

увеличился с 4.2 т/сут до 9.8 т/сут, дополнительная добыча нефти составила

190.3 тонн. Небольшая дополнительная добыча объясняется малым периодом

продолжительности эффекта от ГТМ, т.к. уже через два месяца провели

мероприятия по обработке призабойной зоны и в дальнейшем эффективность

от ГРП не рассчитывалась.

Наиболее

эффективны

мероприятия

по

гидроразрыву

пласта

в

скважинах № 241 и № 297, в каждой из которых дополнительная добыча

нефти составила 1.6 тыс. т. Так в скважине № 241 гидроразрыв пласта

провели в октябре 2012 года, при этом дебит нефти увеличился с 2.1 т/сут до

6.4 т/сут, и по состоянию на 01.01.2014 г. эффект от мероприятия

продолжается.

Учитывая мероприятия по ГРП за всю историю разработки, в среднем

за первый месяц прирост дебита нефти составил 6.4 т/сут (изменяется от 0.9

т/сут до 17.2 т/сут), дебита жидкости 36.2 т/сут (изменяется от 6.4 т/сут до

69.8 т/сут), а обводненность при этом выросла с 51.1 % до 79.0 %.

Гидроразрыв пласта в основном проводился обводненном фонде. В

данный момент на месторождении скважины работают с обводненностью

более 60 %. Стоит отметить, что положительные результаты при проведении

ГРП на обводненном фонде получены также и по соседним месторождениям

(Кошильское, Ершовое).

Следовательно, в дальнейшем при составлении программы ГТМ можно

рекомендовать выводить скважины из бездействия, остановленные по

причине высокой обводненности, с проведением на них ГРП.

При увеличении закачки проппанта значительно увеличивается только

удельный дебит жидкости, а удельный дебит нефти практически не

изменяется.

При больших толщинах отмечается больший прирост дебита нефти, а

так же большая дополнительная добыча. Однако, учитывая небольшую

выборку данных, полученный вывод об эффективности гидроразрыва пласта

в скважинах в зависимости от нефтенасыщенной толщины в них, может

являться только вспомогательным критерием при выборе кандидатов для

этого вида ГТМ.

Учитывая, что все скважины, в которым выполнен ГРП находятся в

ЧНЗ пласта ЮВ

1

1

, а пласт ЮВ

1

2

в большинстве из них водонасыщен,

проведен анализ возможности разрыва, образуемой трещиной, глинистого

раздела между нефтенасыщенным и водонасыщенным коллекторами. На

рисунке 4.23 показана зависимость увеличения обводненности после ГРП от

толщины глинистой перемычки, а также отображено количество закачанного

проппанта на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины пласта в

сопоставлении с увеличением обводненности после ГТМ и толщиной

глинистого раздела.

Как видно, из рисунка 4.23 после проведения ГРП практически во всех

скважинах обводненность значительно увеличилась, что говорит об уходе

трещины гидроразрыва в водонасыщенную часть пласта ЮВ

1

2

. Возможно,

что в скважинах, где закачано небольшое количество проппанта (менее 10 т),

обводненность

продукции

возрастала

в

результате

внутрипластовых

перетоков

«

снизу

»

по причине нарушения целостности цементного камня.

При

закачке

более

2.5

т

проппанта

на

1

м

эффективной

нефтенасыщенной

толщины

наблюдается

максимальное

увеличение

обводненности, а способность удерживать глинистым разделом

«

уход

»

трещины в пласт ЮВ

1

2

от объема закачиваемого проппанта не зависит.

Применение

гидравлического

разрыва

пласта

на

Сороминском

месторождении является наиболее эффективным методом интенсификации

добычи. За последние пять лет (2009 – 2013 гг.) дополнительная добыча на

скважино-операцию составила в среднем 0.8 тыс. т, прирост дебита нефти 4.0

т/сут.

Таким

образом,

ГРП

можно

рекомендовать

для

последующего

применения на скважинах Сороминского месторождения как наиболее

эффективное мероприятие по интенсификации добычи нефти.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.

«Дополнение к технологической схеме разработки Сороминского

месторождения», ООО «ТННЦ», 2010 г.

2.

РФ ГОСТ Р 53710-2009 «Месторождения нефтяные и газовые. Правила

проектирования разработки»