Ульяновское нефтяное месторождение находится в 190 км к северо-западу от города Сургута на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Тюменской области.
Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных и вместе с тем высоко затратных методов повышения производительности скважин [1-5], вскрывающих низкопроницаемые, слабодренируемые коллектора. Данный метод применяется на месторождении с 2003 года. Гидравлический разрыв проводился на скважинах объектов АС11/1, БС4/1(1-2) и ЮС0.
За период разработки на месторождении проведено 43 скважинооперации ГРП, из них в добывающих скважинах - 33, в нагнетательных скважинах – 10 (в том числе в скважинах, находившихся в отработке на нефть и переведенных в систему ППД - 8). Динамика проведения ГРП представлена на рисунке 1. Основной объем мероприятий в добывающих и нагнетательных скважинах проведен в 2005-2006 году.
Рисунок 1 – Динамика проведения ГРП на добывающем и нагнетательном фонде скважин Ульяновского месторождения
В процессе проведения работ использовались различные технологии ГРП с широким диапазоном изменения геометрических параметров трещин. Масса закачки проппанта, характеризующая объём закрепленной трещины, в добывающих скважинах изменялась от 6.0 до 40.0 т, составляя в среднем 17.3 т, в нагнетательных скважинах 11.8 и 21.4 т, в скважинах, находившихся в отработке на нефть и переведенных в систему ППД, от 6.4 до 23.6 т, составляя в среднем 17.2 т.
Основное количество скважиноопераций ГРП проведено по стандартной технологии – 35 (81.4 % от общего количества проведенных ГРП), селективных – 3 (6.9 %), с технологической остановкой – 2 (4.7 %), по технологии TSO – 2 (4.7 %), в горизонтальном стволе – 1 (2.3 %), рисунок 2.
Рисунок 2 – Распределение фонда скважин по технологии проведения ГРП
Оценка эффективности ГРП по скважинам действующего фонда производилась с использованием принятых в отрасли характеристик вытеснения. Технологическая эффективность ГРП в скважинах, вводимых после бурения, оценивалась методом экспертных оценок, при этом базовые режимы оценивались по результатам испытаний разведочных скважин, а также по результатам опробования эксплутационных скважин перед проведением ГРП.
За счет проведения 43 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 908.24 тыс. т нефти.
Результаты проведения ГРП в добывающих скважинах, нагнетательных скважинах и скважинах находившихся в отработке на нефть и переведенных в систему ППД представлены в таблицах 1 - 3.
Объект АС11/1
На 01.01.2014 г. на объекте проведено 3 скважинооперации ГРП, из них в действующих добывающих скважинах – 2 (скв. № 500, 503), при переводе с объекта БС4/1(1-2) – 1 (скв. № 621). За счет воздействий дополнительно добыто 6.54 тыс.т. нефти.
Таблица 1 – Результаты проведения ГРП в добывающих скважинах Ульяновского месторождения по состоянию на 01.01.2014
Таблица 2 – Результаты проведения ГРП в нагнетатльных скважинах объекта БС4/1(1-2) Ульяновского месторождения по состоянию на 01.01.2014
Таблица 3 – Результаты проведения ГРП в нагнетательных скважинах объекта БС4/1(1-2) Ульяновского месторождения, находившихся в отработке на нефть и переведенных в систему ППД, по состоянию на 01.01.2014
В двух скважинах ГРП проведен по стандартной технологии, в одной по технологии TSO. Средняя масса закачки проппанта составила 19.7 т.
После проведения ГРП в действующих добывающих скважинах № 500, 503 средняя кратность увеличения дебита жидкости (нефти) составила 3.2 (1.9) раза. Средний дебит жидкости (нефти) увеличился с 4.8(4.3) до 15.3(8.1) т/сут. Средняя обводненность продукции скважин увеличилась на 36.6 % (с 10.6% до 47.2%).
По состоянию на 01.01.2014 г. в скважинах проведена зарезка боковых стволов. За счет проведения двух скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 0.20 тыс.т нефти, при текущей удельной эффективности 0.10 тыс.т/скв.-опер. Средний прирост нефти составил 0.2 т/сут.
После проведения ГРП в добывающей скважине № 621 при переводе с объекта БС4/1(1-2) дебит жидкости (нефти) составлял 13.7(6.0) т/сут, обводненность добываемой продукции 56.0 %.
По состоянию на 01.01.2014 г. скважина работает с дебитом по жидкости (нефти) 40.5 (8.3) т/сут и обводненностью продукции 79.5%.
За счет проведения ГРП в данной скважине дополнительно добыто 6.34 тыс. т нефти. Средний прирост дебита нефти составил 3.3 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность - 11.34 тыс.т.
Успешность проведения ГРП на объекте АС11/1 оценивается на уровне 33.3 %.
Объект БС4/1(1-2)
На дату анализа на пласте проведено 38 скважиноопераций ГРП, из них в действующих добывающих скважинах – 14 (в том числе один повторный ГРП в скважине № 621), на стадии строительства – 14 , в нагнетательных скважинах - 10 (в том числе в скважинах, находившихся в отработке на нефть и переведенных в систему ППД, - 8). За счет воздействий дополнительно добыто 877.69 тыс.т нефти.
Масса закачки проппанта в добывающих скважинах изменялась от 6.0 до 34.0 т, составляя в среднем 16.6 т, в нагнетательных скважинах 21.4 и 11.8 т, в скважинах, находившихся в отработке на нефть и переведенных в систему ППД, от 6.4 до 23.6 т, составляя в среднем 17.2 т.
По стандартной технологии проведено 34 скважинооперации ГРП, с технологической остановкой – 2, селективных ГРП – 1, по технологии TSO -1.
Добывающие скважины
После проведения ГРП в 14 действующих добывающих скважинах средняя кратность увеличения дебита жидкости (нефти) составила 3.2 (2.5) раз. Средний дебит жидкости (нефти) увеличился с 6.9 (6.3) до 22.1 (15.5) т/сут. Средняя обводненность продукции скважин увеличилась с 9.2 до 29.7 %.
По состоянию на 01.01.2014 г. в работе находится 10 скважин, в 3 скважинах проведена зарезка бокового ствола, скважина № 621 переведена на объект АС11/1 в октябре 2010 года. Средний дебит действующих скважин по жидкости (нефти) составляет 31.0 (6.8) т/сут, что в 4.5 (1.1) раза больше, чем до проведения ГРП. Средняя обводненность продукции скважин значительно увеличилась и составляет 78.2 %.
За счет проведения 14 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 433.171 тыс.т нефти, при текущей удельной эффективности 30.94 тыс.т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 10.5 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 34.01 тыс.т/скв.-опер. По трем скважинам эффект продолжается.
На рисунке 3 представлено распределение добывающих скважин по дебитам нефти до и после проведения ГРП.
Рисунок 3 – Распределение добывающих скважин по дебитам нефти до и после ГРП
До проведения ГРП с дебитами нефти менее 5 т/сут эксплуатировались – 5 скважин, от 5 до 10 т/сут - 8, более 10 т /сут – 1 скважина. После проведения воздействий 8 скважин работали с дебитами нефти более 15 т/сут, в том числе 4 скважины с дебитом более 20 т/сут, от 5 до 10 т/сут – 4 скважины, с дебитом нефти менее 5 т/сут – 2 скважины.
После проведения ГРП в 14 добывающих скважинах на стадии строительства средний дебит жидкости (нефти) составлял 13.6 (11.3) т/сут, средняя обводненность добываемой продукции 16.6 %.
По состоянию на 01.01.2014 г. в скважине № 621 проведен повторно гидроразрыв пласта, в 6 скважинах проведена зарезка бокового ствола, скважина № 615 переведена на объект АС11/1. В работе с продолжающимся от ГРП эффектом находятся 6 скважин. Средний дебит скважин по жидкости (нефти) составляет 22.8 (7.6) т/сут, средняя обводненность продукции увеличилась до 66.9%.
За счет проведения 14 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 430.12 тыс.т нефти, при текущей удельной эффективности 30.72 тыс.т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 9.8 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 33.79 тыс.т/скв.-опер.
Из данных, приведенных в таблице, видно, что с дебитом нефти более 15 т/сут после проведения ГРП эксплуатировались 10 скважин (35.8 % от общего количества добывающих скважин), в том числе 5 скважин с дебитом нефти более 20 т/сут.
Анализ показателей эксплуатации скважин показал, что средняя текущая эффективность ГРП, проведенных по стандартной технологии (23 скважинооперации), оценивается на уровне 32.86 тыс. т/скв.-опер., при успешности 82.6 %.
Текущая эффективность проведения 3 селективных ГРП оценивается на уровне 11.64 тыс. т/скв.-опер., при успешности 33.3%. Эффект от проведения воздействия на дату анализа завершен.
Текущая удельная эффективность проведения 2 ГРП с технологической остановкой составила 36.30 тыс. т, при успешности 100%. В целом успешность проведения ГРП в добывающих скважинах объекта БС4/1(1-2) оценивается на уровне 78.6 %.
Библиографическая ссылка
Бойко А.С. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА УЛЬЯНОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ // European Student Scientific Journal. – 2018. – № 2. ;URL: https://sjes.esrae.ru/ru/article/view?id=428 (дата обращения: 24.11.2024).