ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА СКВАЖИНАХ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ESTIMATION OF THE EFFECTIVENESS OF HYDROFRAC APPLICATION IN THE WELLS OF THE OIL FIELD

Важнейшей задачей, стоящей перед нефтедобывающей отраслью, является создание и внедрение более совершенной технологии разработки нефтяных залежей. В настоящее время одним из самых эффективных и распространенных методов повышения нефтеотдачи стал гидравлический разрыв пласта (ГРП). Несмотря на то, что в основном применение этой технологии дает положительный технологический эффект, детальный анализ показывает, что эффективность технологии сильно зависит от условий ее применения.

 

Месторождение введено в эксплуатацию в 1990 году. Применение ГРП на пласте АВ13 было начато с 1997 года. По состоянию на 01.01.2019 в работу после ГРП запущено 59 скважин, из них 48 выполнены на скважинах, которые на момент проведения находились в работе, и 11 ГРП – на скважинах, находящихся в бездействии. Дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила 365,5 тыс. т или 6,2 тыс. т/скв.

 

В целом за первые десять лет опыта проведения ГРП проводились малообъемные операции со средней массой проппанта 6,5 т. После этого происходит наращивание массы проппанта в 2 раза – до 15,4 т, при этом темп закачки сокращается в среднем с 3,3 до 1,9 м3/мин. Увеличение массы проппанта привело к получению более высоких дебитов и обводненности после ГРП относительно предыдущего периода. После 2012 года проводились малообъемные ГРП с массой проппанта 5,8 т. В 2018 году ГРП выполнен на 6 скважинах, в том числе на 2-х на скважинах ГРП выполнен по технологии “SlugFrac”, направленной на ограничение вертикального роста трещины ГРП. В среднем начальный прирост дебита жидкости после ГРП составил 15,9 т/сут, дебита нефти – 4,2 т/сут. В среднем по всем скважинам после проведения ГРП происходил рост обводненности на 27 % относительно базовой.

 

Рассмотрим зависимость показателей эффективности после ГРП от мощности пласта и массы проппанта.

 

Во всем диапазоне эффективной мощности пласта АВ13 дебит жидкости после ГРП изменяется от 27,5 до 23,1 т/сут, а наибольший дебит нефти после ГРП получен в диапазоне 4-6 м (рисунок 1). Кроме того, после операций на пласты с эффективной мощностью 4-6 м получен начальный уровень обводненности – 54,8 %, который в процессе работы скважин стабилен и изменяется в районе 53-55 %. В отличие от других интервалов, где это число в среднем выше на 10 %. Таким образом, при выполнении ГРП целесообразно вскрывать пласт с эффективной мощностью 4-6 м.

 http://meridian-journal.ru/uploads/2020/06/4328-1.PNG

Рисунок 1 – Распределение дебитов жидкости и нефти до и после ГРП по диапазонам эффективной мощности пласта АВ13

 

Увеличение массы проппанта, закачанного в пласт, приводит к росту дебита жидкости после ГРП, для дебита нефти такой зависимости не обнаружено (рисунок 2). Так, при увеличении массы проппанта с 6 до 13 т дебит жидкости увеличивается в 1,5 раза – с 17,5 до 25,6 т/сут, дебит нефти остается на прежнем уровне – 10,3 и 9,8 т/сут соответственно. При закачке более 13 т проппанта дебит жидкости увеличивается немного - с 25,6 до 29,9 т/сут, тогда как дебит нефти, напротив, снижается до 8,7 т/сут, то есть происходит значительный рост обводненности из-за прорыва трещины ГРП в нижний водонасыщенный высокопроницаемый пласт АВ2.

 

Рисунок 2 – Распределение дебитов жидкости и нефти до и после ГРП по диапазонам массы проппанта. Пласт АВ13

 

С увеличением удельной массы проппанта происходит существенный рост удельного дебита жидкости с 2,9 до 8,7 т/сут/м, дебит нефти остается практически на том же уровне (рисунок 3). Таким образом, использование больших удельных масс проппанта ведет к росту обводненности продукции за счет подключения в работу нижнего водонасыщенного пласта АВ2.

 

Рисунок 3 – Распределение удельных дебитов жидкости и нефти после ГРП по диапазонам удельной массы проппанта. Пласт АВ13

 

Из всего выше сказанного следует, что при ГРП на пласт АВ13 оптимальная мощность пласта в интервале ГРП составляет 4–6 м, при этом масса проппанта не должна превышать 1,5 т на 1 метр эффективной мощности пласта, чтобы исключить риск подключения в работу нижнего высокопроницаемого водонасыщенного пласта АВ2.

 

Литература

  1. Аржанов, Ф.Г. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири / Ф.Г Аржанов, Г.Г Вахитов. – Текст: непосредственый - Москва, 2002 – С.52
  2. Мулявин, С. Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений [Текст]: учеб.пособие / С. Ф. Мулявин. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. - 224 с.
  3. Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья – М. Минприроды от 18.05.2016 № 12-р.

 

  1. Arzhanov, F.G. Razrabotka i jekspluatacija neftjanyh mestorozhdenij Zapadnoj Sibiri / F.G Arzhanov, G.G Vahitov. – Tekst: neposredstvenyj - Moskva, 2002 – S.52
  2. Muljavin, S. F. Osnovy proektirovanija razrabotki neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij [Tekst]: ucheb.posobie / S. F. Muljavin. - Tjumen': TjumGNGU, 2014. - 224 s.
  3. Metodicheskie rekomendacii po podgotovke tehnicheskih proektov razrabotki mestorozhdenij uglevodorodnogo syr'ja – M. Minprirody ot 18.05.2016 № 12-r.