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.
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
- Аржанов, Ф.Г. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири / Ф.Г Аржанов, Г.Г Вахитов. – Текст: непосредственый — Москва, 2002 – С.52
- Мулявин, С. Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений [Текст]: учеб.пособие / С. Ф. Мулявин. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. — 224 с.
- Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья – М. Минприроды от 18.05.2016 № 12-р.
- Arzhanov, F.G. Razrabotka i jekspluatacija neftjanyh mestorozhdenij Zapadnoj Sibiri / F.G Arzhanov, G.G Vahitov. – Tekst: neposredstvenyj — Moskva, 2002 – S.52
- Muljavin, S. F. Osnovy proektirovanija razrabotki neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij [Tekst]: ucheb.posobie / S. F. Muljavin. — Tjumen’: TjumGNGU, 2014. — 224 s.
- Metodicheskie rekomendacii po podgotovke tehnicheskih proektov razrabotki mestorozhdenij uglevodorodnogo syr’ja – M. Minprirody ot 18.05.2016 № 12-r.
