Электронный научный журнал

European Student Scientific Journal

ISSN 2310-3094

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Нугуманов Р.Р. 1

---

1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»

Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных и вместе с тем высоко затратных методов повышения производительности скважин, вскрывающих низкопроницаемые, слабодренируемые коллектора. Данный метод применяется на Крупном месторождении с 1994 года. В процессе проведения работ использовались различные технологии гидравлического разрыва с широким диапазоном изменения геометрических параметров трещин. Масса закачки проппанта, характеризующая объем закрепленной трещины, в добывающих скважинах изменялась от 4.4 до 150.0 т, составляя в среднем 54.3 т, в нагнетательных скважинах – от 11.7 до 89.0 т, составляя в среднем 49.3 т. За счет проведения 1154 скважиноопераций гидравлического разрыва дополнительно добыто 4734.76 тыс. т нефти. Основное количество скважиноопераций гидравлического разрыва проведено по стандартной технологии – 948, в боковых стволах – 105 (в том числе с циклической закачкой – 21), селективных – 71, струйных гидравлических разрывов – 6, в горизонтальных скважинах – 17, многосекционных -7. На объектах АС4-8, АС7-8, БС1-2, БС10 с целью снижения риска преждевременного обводнения скважин при пересечении трещиной промытой зоны закачивались небольшие объемы проппанта. Полученные результаты позволяют рекомендовать гидроразрыв пласта для дальнейшего применения

Статья в формате PDF

191 KB

нефтяное месторождение

гидравлический разрыв пласта

добыча нефти

сургутский район

эксплуатационный объект

1. Отчет «Проект разработки месторождения», ТО «СургутНИПИнефть», Тюмень, 2010 г., протокол ЦКР Роснедр по УВС от 26.08.2010 г. №4886.

2. Отчет «Подсчет геологических запасов нефти и газа месторождения», ТО «СургутНИПИнефть», Тюмень, 2010 г., протокол ГКЗ Роснедра от 16.04.2010 г. №2179.

3. Отчет «Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти месторождения», ТО «СургутНИПИнефть», Тюмень, 2010 г., протокол ГКЗ Роснедра от 16.04.2010 г. №2179.

4. Отчет по договору №03.99.99.0584 «Определить гидродинамическое совершенство призабойной зоны скважин по эксплуатационным объектам длительно разрабатываемых месторождений НГДУ: «ФН», «ЛН», «БН», «КН» и оценить скин-эффект на вновь пробуренных скважинах с помощью пластоиспытателя», Сургут, 1999 г.

5. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2000.

Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных и вместе с тем высоко затратных методов повышения производительности скважин, вскрывающих низкопроницаемые, слабодренируемые коллектора. Данный метод применяется на Крупном месторождении с 1994 года [1-5].

Гидравлический разрыв пласта проводится на скважинах объектов АС4-8, АС7-8, БС1-2, БС10/1, БС10, БС14-19, ЮС1, ЮС2.

За период 1994-2013 годов на месторождении проведено 1674 скважинооперации ГРП, из них в добывающих скважинах – 1314 скв.-опер., в нагнетательных – 360 скв.-опер. (в том числе в скважинах, находившихся в отработке на нефть - 282 скв.-опер.).

За счет проведения 1674 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 8852.61 тыс. т нефти.

За период 2010-2013 годов на месторождении проведено 1154 скважинооперации ГРП, из них в добывающих скважинах – 895 скв.-опер., в нагнетательных скважинах – 259 скв.-опер. (в том числе в нагнетательных скважинах, находившихся в отработке на нефть, – 256 скв.-опер., таблица 1).

В процессе проведения работ использовались различные технологии ГРП с широким диапазоном изменения геометрических параметров трещин. Масса закачки проппанта, характеризующая объем закрепленной трещины, в добывающих скважинах изменялась от 4.4 до 150.0 т, составляя в среднем 54.3 т, в нагнетательных скважинах – от 11.7 до 89.0 т, составляя в среднем 49.3 т.

На объектах АС4-8, АС7-8, БС1-2, БС10 с целью снижения риска преждевременного обводнения скважин при пересечении трещиной промытой зоны закачивались небольшие объемы проппанта.

Основное количество скважиноопераций ГРП проведено по стандартной технологии – 948, в боковых стволах – 105 (в том числе с циклической закачкой – 21), селективных – 71, струйных ГРП – 6, в горизонтальных скважинах – 17
(в том числе с циклической закачкой – 7, струйных ГРП – 6), многосекционных -7 (рисунок 1).

Оценка эффективности ГРП по скважинам действующего фонда производилась с использованием принятых в отрасли характеристик вытеснения. Технологическая эффективность в скважинах, вводимых после бурения, оценивалась методом экспертных оценок, при этом базовые режимы определялись по результатам испытаний разведочных скважин, а также по результатам опробования эксплуатационных скважин перед проведением ГРП.

Таблица 1 – Объемы проведения ГРП на Крупном месторождении за период 2010-2013 годов

Рисунок 1 - Распределение фонда скважин по технологии проведения ГРП

За счет проведения 1154 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 4734.76 тыс. т нефти.

Результаты проведения ГРП в добывающих, нагнетательных скважинах и скважинах, находившихся в отработке на нефть и переведенных в систему ППД.

Гидравлический разрыв пласта на объекте АС4-8 осуществляется с 1999 года. На 01.01.2014 проведено 19 скважиноопераций ГРП, из них в действующих добывающих скважинах – 15, на стадии ввода в эксплуатацию добывающих скважин – 1, в нагнетательных скважинах – 3.

За анализируемый период 2010-2013 годов в 9 добывающих скважинах проведено 12 операций ГРП, в том числе в горизонтальных скважинах – 9 скв.-опер., в боковом стволе – 1, в наклоннонаправленных скважинах – 2.

Масса закачки проппанта изменялась от 9.8 до 21.1 т, составляя в среднем 14.3 т/скв.-опер (19.1 т/скв.).

Гидроразрыв пласта в 6 горизонтальных скважинах проводился по различным технологиям: струйный ГРП – 5 скважиноопераций, стандартный – 3, с циклической закачкой – 1.

После проведения ГРП в горизонтальных скважинах средняя кратность увеличения дебита жидкости (нефти) составила 2.1 (1.6) раза. Средний дебит жидкости (нефти) увеличился с 11.9 (6.8) до 25.2 (10.9) т/сут. Обводненность добываемой продукции скважин увеличилась на 13.8% (с 42.9 до 56.7 %).

По состоянию на 01.01.2014 средний дебит скважин по нефти снизился до 5.1 т/сут, что в 2.1 раза ниже показателя, полученного непосредственно после ГРП. При этом средний дебит жидкости снизился незначительно с 25.2 до 20.3 т/сут, что связано с увеличением обводненности продукции скважин до 74.9%.

За счет проведения 9 скважиноопераций ГРП (в 6 скважинах) дополнительно добыто 4.90 тыс. т нефти, при текущей удельной эффективности
0.54 тыс. т/скв.-опер. (0.82 тыс.т/скв.) Средний прирост дебита нефти составил 1.9 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 1.52 тыс. т/скв.-опер. (2.28 тыс. т/скв.).

В боковом стволе скважины №7039 гидроразрыв с циклической закачкой проппанта проведен в июле 2012 года. Масса закачки проппанта составила 21.1 т. Кратность увеличения дебита жидкости (нефти) после проведения ГРП составила 7.4 (4.3) раза. Дебит жидкости (нефти) увеличился с 1.8 (1.6) до 13.4 (6.8) т/сут, при увеличении обводненности продукции с 11.1 до 49.3 %.

На 01.01.2014 дебит нефти составляет 4.6 т/сут, что в 1.5 раза ниже показателя, полученного непосредственно после ГРП, дебит жидкости увеличился незначительно с 13.4 до 14.8 т/сут. Обводненность добываемой продукции увеличилась на 20 % (с 49.3 до 69.3 %).

За счет проведения ГРП дополнительно добыто 2.10 тыс. т нефти, при среднем приросте дебита нефти 3.9 т/сут. Эффект от воздействия продолжается. Прогнозная дополнительная добыча нефти оценивается на уровне 6.30 тыс. т.

В наклонно-направленных скважинах № 4447 и №7061 в 2011 году проведен соответственно струйный и стандартный ГРП. Средняя масса закачки проппанта составила 15.0 т.

После проведения гидроразрыва пласта кратность увеличения дебита жидкости составила 1.5 раза. Средний дебит жидкости увеличился с 18.1 до 26.6 т/сут. Средний дебит нефти снизился с 16.5 до 14.6 т/сут, что связано со значительным увеличением обводненности с 8.8 до 45.0 %.

По состоянию на 01.01.2014 средний дебит скважин по жидкости (нефти) снизился до 22.2 (5.6) т/сут, обводненность добываемой продукции скважин увеличилась до 74.9 %.

За счет проведения 2 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 3.03 тыс. т нефти, при текущей удельной эффективности 1.52 тыс.т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 1.9 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 1.82 тыс. т/скв.-опер.

В целом за счет проведения 12 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 10.03 тыс. т нефти, при текущей удельной эффективности 1.11 тыс. т/скв. (0.84 тыс. т/скв.-опер.). Средний прирост дебита нефти составил 2.1 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 2.63 тыс.т/скв. (1.97 тыс. т/скв.-опер.).

На рисунке 2 представлена осредненная динамика дебита жидкости, нефти и обводненности по скважинам действующего фонда объекта АС4-8. Для построения динамики до и после проведения ГРП показатели эксплуатации скважин приведены к одному временному интервалу.

Успешность проведения ГРП на добывающем фонде оценивается на уровне 44.4 %.

Учитывая невысокую успешность ГРП и высокую степень заводнения объекта, данный метод воздействия на пласт может использоваться в ограниченных объемах на участках с пониженными фильтрационными свойствами.

Рисунок 2 - Осредненная динамика дебита жидкости, нефти и обводненности по скважинам действующего фонда объекта АС4-8 до и после проведения ГРП

Гидравлический разрыв пласта на объекте АС7-8 осуществляется с 2002 года. На 01.01.2014 проведено 13 скважиноопераций ГРП, из них в действующих добывающих скважинах – 9, на стадии ввода в эксплуатацию добывающих скважин, и выводе из бездействующего фонда, при переводе с других объектов – 4.

За анализируемый период 2010-2013 годов проведено 10 скважиноопераций ГРП, из них в действующих скважинах – 7, при переводе с других объектов – 2, при выводе из бездействующего фонда – 1. За счет воздействий дополнительно добыто 33.45 тыс. т нефти.

Гидроразрыв пласта по стандартной технологии проведен в 6 скважинах, струйных ГРП – в 3 скважинах и один в боковом стволе с циклической закачкой. Масса закачки проппанта изменялась от 12.7 до 35.0 т, составляя в среднем 21.8 т.

После проведения гидроразрыва пласта в действующих скважинах средняя кратность увеличения дебита жидкости (нефти) составила 9.6 (6.4) раз. Средний дебит жидкости (нефти) увеличился с 3.2 (1.5) до 30.6 (9.6) т/сут. Обводненность добываемой продукции скважин увеличилась на 14.9 % (с 53.7 до 68.6 %).

По состоянию на 01.01.2014 средний дебит скважин по жидкости (нефти) составил 26.6 (7.3) т/сут, что в 8.3 (4.9) раза больше, чем до проведения ГРП, обводненность увеличилась до 72.5 %.

За счет проведения 7 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 29.71 тыс. т нефти, при текущей удельной эффективности 4.24 тыс. т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 5.1 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 8.83 тыс. т/скв.-опер.

На рисунке 3 представлена осредненная динамика дебита жидкости, нефти и обводненности по скважинам действующего фонда объекта АС7-8.

Рисунок 3 - Осредненная динамика дебита жидкости, нефти и обводненности по скважинам действующего фонда объекта АС7-8 до и после проведения ГРП

Гидроразрыв пласта по стандартной технологии проведен в 3 скважинах. В январе 2011 года в скважине №8200 при переводе с объекта БС10, в скважине № 3452 при выводе из длительного бездействия (более 3 лет), в октябре 2013 года в скважине № 3914 при переводе с объекта АС9.

После воздействий средний дебит скважин по жидкости (нефти) составлял 27.3 (5.4) т/сут при обводненности добываемой продукции 80.3 %.

По состоянию на 01.01.2013 скважина №3452 находится в консервации. Средний дебит скважин по жидкости (нефти) снизился до 16.4 (2.7) т/сут, средняя обводненность увеличилась до 83.6 %.

За счет проведения 3 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 3.74 тыс. т нефти, при текущей удельной эффективности 1.25 тыс. т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 1.9 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 2.25 тыс. т/скв.-опер.

Успешность проведения ГРП на объекте АС7-8 оценивается на уровне 80 %.

Библиографическая ссылка