АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП НА ОБЪЕКТЕ БС102 ДРУЖНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП НА ОБЪЕКТЕ БС₁₀² ДРУЖНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

EFFICIENCY ANALYSIS OF THE EFFICIENCY OF THE USE OF HF AT THE BS₁₀² FACILITY OF THE DRUGNOGO FIELD

Alexey Kabirov

graduate student, Tyumen Industrial University, employee of the Tyumen branch of SurgutNIPIneft,

Russia, Tyumen

Victoria Gula

graduate student, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

Denis Sabitov

graduate student, Tyumen Industrial University, employee of the Tyumen branch of Gazpromneft-Zapolyarye,

Russia, Tyumen

 Nikita Zlobin

graduate student, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

Методы повышения степени извлечения и интенсификации добычи углеводородов на месторождении начали применять с 2002 года. По состоянию на 01.01.2019 года выполнено 140 операций ГРП по месторождению в целом.

В данной статье был произведен анализ данного ГТМ, рассмотрены результаты применения гидроразрыва пласта на примере объекте БС₁₀² Дружного месторождения.

ABSTRACT

Methods for increasing the degree of extraction and intensification of hydrocarbon production at the field have been used since 2002. As of 01.01.2019, 140 hydraulic fracturing operations were performed at the field as a whole.

In this article, an analysis of this well intervention was carried out, the results of the use of hydraulic fracturing were considered on the example of the BS₁₀² object of the Druzhnoye field.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, проппант, дебит, скважина.

Keywords: hydraulic fracturing, proppant, flow rate, well.

ВВЕДЕНИЕ

Проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта [2].

По состоянию на 01.01.2019 года в работу после ГРП запущено 140 добывающих скважин (рисунок 1), из них 113 эксплуатационные скважины, 5 скважин после перевода с ГРП с другого объекта и 22 скважины из бурения (в т. ч. 21 наклонно-направленная скважина (ННС) и один боковой ствол с горизонтальным окончанием (БВГС)).

Рисунок 1. Распределение объемов ГРП по годам по категориям скважин

Дополнительная добыча нефти за счет ГРП на эксплуатационном фонде по состоянию на 01.01.2019 года составила 1167,6 тыс. т по месторождению в целом или 10,3 тыс. т на одну скважино-операцию, а по объекту БС₁₀² – 80,7 тыс. т или 6,7 тыс. т/скв.

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП НА ОБЪЕКТЕ БС₁₀² ДРУЖНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На объекте БС₁₀² основной объем операций выполнен на эксплуатационном фонде скважин в период с 2004 по 2007 (рисунок 2) годы, затем метод ГРП на объекте не применяли до 2015 года – выполнен один ГРП, в 2017 году в работу с ГРП из бурения запустили боковой ствол с горизонтальным окончанием.

Рисунок 2. Распределение объемов ГРП по годам. Объект БС₁₀²

Всего на 01.01.2019 года на объект БС₁₀² выполнено 13 ГРП, после которых скважины запущены в добычу, в том числе 12 ГРП - на эксплуатационных скважинах и один ГРП - при вводе в работу БВГС. Охват методом ГРП фонда скважин объекта БС₁₀² составляет 4,5 %.

Объект БС₁₀² содержит в своем разрезе маломощную верхнюю нефтенасыщенную часть (в среднем 2,1 м) и подошвенную водонасыщенную часть также небольшой толщины (в среднем 1,7 м), глинистый экран между которыми в среднем 12 м.

Операции ГРП выполнены с маленькой массой проппанта в среднем 7,8 т и максимальной концентрацией проппанта – 693 м³/мин, с низким темпом закачки жидкости разрыва – 1,7 м³/мин.

Среди операций на объект БС₁₀² существенный вклад внесла операций на действующей скважине № 740, на которой ГРП выполнен в 2006 году с массой проппанта 6,1 т. После ГРП начальный прирост дебита нефти по ней составил 51,9 т/сут, дебита жидкости – 65,4 т/сут, получен наименьший уровень обводненности – 19,1 %. Среднегодовой прирост дебита нефти составил 66,8 т/сут. Дополнительная добыча нефти за счет ГРП на скважине № 740 составила 58,0 тыс. т, что составляет 72 % от общей добычи от ГРП по пласту БС₁₀².

Так, следует отметить результаты после ГРП на скважинах № 719 (ГРП в 2004 году) и № 760 (ГРП в 2006 году): начальный прирост дебита нефти составил 18,0 и 11,3 т/сут соответственно. По остальным скважинам в период с 2004 по 2007 г. средний начальный прирост дебита нефти составил 2,8 т/сут.

За межпроектный период выполнена одна обработка в 2015 году на скважине № 6069, после ГРП начальный прирост по дебиту нефти составил 1,0 т/сут, жидкости – 26,7 т/сут, обводненность увеличилась с 68,1 до 90,5 %. Причина низкого эффекта по нефти – прорыв трещины ГРП в водонасыщенный коллектор по вертикали.

Низкие эффективность по нефти после ГРП на эксплуатационном фонде объекта БС₁₀² Дружного месторождения обусловлена низкими фильтрационно-емкостными свойствами пласта, а также внутрипластовыми перетолками с подошвенных водонасыщенных пропластков.

В 2017 году при вводе из бурения скважины № 8089Л выполнен «слепой» ГРП в интервале пласта БС₁₀^2. Технологические параметры ГРП: масса проппанта – 14,8 т, максимальная концентрация проппанта – 940 кг/м³, темп закачки – 3,0 м³/мин. ГРП выполнен без осложнений. В среднем за 3 месяца после ГРП дебит жидкости составил 21,0 т/сут, дебит нефти – 5,0 т/сут, обводненность 76,0 %. В процессе работы скважины наблюдается снижение эффективности по нефти и рост обводненности. Так, через 12 месяцев после запуска дебит нефти составил 2,7 т/сут, обводненность – 87,8 %. Эффект продолжается, добыча нефти составила 1,2 тыс. т.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Всего по состоянию на дату анализа на объект БС₁₀² выполнено 13 ГРП, после которых скважины запущены в добычу, в том числе 12 ГРП на эксплуатационных скважинах и один ГРП при вводе в работу БВГС.

Средние начальный и среднегодовой приросты дебита нефти после ГРП на эксплуатационном фонде составили 8,7 и 10,4 т/сут соответственно. Дополнительная добыча нефти составила 80,7 тыс. т или 6,7 тыс. т/скв.

Существенный вклад в эффективность по объекту внесли скважины № 740, № 719 и № 760. Без учета этих скважин начальный прирост дебита нефти составил 2,9 т/сут, среднегодовой – 2,2 т/сут, дополнительная добыча нефти 13,0 тыс. т или 1,3 тыс. т/скв.

Низкая эффективность операций ГРП на эксплуатационном фонде объекта БС₁₀² обусловлена низкими фильтрационно-емкостными свойствами пласта, а также внутрипластовыми перетоками с подошвенных водонасыщенных пропластков

В 2017 году при вводе из бурения скважины № 8089Л выполнен «слепой» ГРП в интервале пласта БС₁₀^2. В среднем за 3 месяца после ГРП дебит жидкости составил 21,0 т/сут, дебит нефти – 5,0 т/сут, обводненность 76,0 %. В процессе работы скважины наблюдается снижение эффективности по нефти и рост обводненности. Эффект продолжается, добыча нефти составила 1,2 тыс. т.

Проведение селективных обработок с предварительной закачкой тампонирующих составов, с целью изоляции водонасыщенных пропластков, отсечению конуса подошвенной воды не будет иметь достаточного эффект, в связи с небольшой мощностью пласта и низкой расчленённостью. Существующие малые глинистые перемычки между нефте- и водонасыщенными интервалами накладывают дополнительные ограничения для проведения метода ГРП. Опираясь на геологические особенности группы объектов БС, предыдущий опыт обработок и текущую базовую обводнённость, проведение гидроразрыва пласта не рекомендуется.

Список литературы:

1. Ян, Ш. Многостадийный гидроразрыв пласта: опыт и перспективы / Ш. Ян, А. Н. Кабиров // Научный аспект. – 2022. – Т. 1. – № 4. – С. 124-129. – EDN INOJAO.
2. Анализ эффективности проведения многостадийного гидроразрыва пласта на объекте Ю2 месторождения х / В. А. Гула, А. Н. Кабиров, Н. В. Злобин, Р. Т. Горданов // Научный Лидер. – 2023. – № 54(99). – С. 92-99. – EDN EVIHGZ.
3.  Техника и технология добычи нефти: учебник для вузов / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Ахметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев / под ред. А.Х. Мирзаджанзаде. – М.: Недра, 1986. – 382 с.
4.  Справочная книга по добыче нефти / под ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1974
5.  Маркелов Д.В. Борьба с осложнениями в механизированной добыче нефти. «Территория Нефтегаз». № 2, 2005.
6. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000, стр. 355-357.