АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА И РЕКОМЕНДАЦИИ К ДАЛЬНЕЙШЕЙ СТРАТЕГИИ РАЗРАБОТКИ НА ОБЪЕКТЕ АС7-8 МЕСТОРОЖДЕНИИ Х

АННОТАЦИЯ

В данной статье были рассмотрены принципы проведения гидроразрыва пласта на объекте АС_7-8 месторождения Х. Получены результаты проведения данного ГТМ, даны рекомендации по дальнейшей стратегии разработки данного объекта.

Ключевые слова: Гидравлический разрыв пласта, интенсификация притока, дебит скважины, обводненность продукции.

Введение

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов повышения углеводородоотдачи и интенсификации текущей добычи УВ. ГРП позволяет не только интенсифицировать отработку области дренирования скважины за счёт снижения потерь пластовой энергии в призабойной зоне, но и существенно расширить эту область, связав трещинами слабодренируемые пропластки в тонкослоистых заглинизированных пластах [1].

Анализ результатов проведения ГРП

На месторождении данный метод применяется с 1993 года. С начала разработки проведено 131 мероприятие по гидроразрыву пласта.

За анализируемый период на объекте АС_7-8 проведено 10 скважиноопераций ГРП, из них повторных воздействий – 6. За счет проведения 10 мероприятий дополнительно добыто 43.05 тыс. т нефти.

В действующих добывающих скважинах проведено 4 скважинооперации ГРП, из них стандартных – 2, селективных – 1, в боковом стволе – 1. Средняя масса закачки проппанта составила 22.7 т. После проведения мероприятий средняя кратность увеличения дебита жидкости (нефти) составила 10.1 (4.5) раз. Средний дебит жидкости (нефти) увеличился с 3.4 (1.7) до 34.5 (7.7) т/сут. Средняя обводненность продукции скважин увеличилась на 29.6 % (с 48.2 до 77.8 %). По состоянию на 01.01.2017 года средний дебит скважин по нефти снизился в 1.5 раза и составил 5.3 т/сут, средний дебит по жидкости увеличился в 1.7 раза и составил 57.7 т/сут. Обводненность продукции увеличилась до 90.9 %. За счет проведения гидроразрыва пласта в 4 действующих скважинах дополнительно добыто 20.44 тыс. т нефти, при текущей удельной эффективности 5.11 тыс. т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 4.2 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 10.24 тыс. т/скв.-опер. Успешность проведения ГРП в действующих скважинах составила 100 %.

В 6 скважинах проведен повторный гидроразрыв пласта по стандартной технологии. Средняя масса закачки проппанта составила 22.7 т. После проведения мероприятий средняя кратность увеличения дебита жидкости (нефти) составила 5.7 (4.4) раза. Средний дебит жидкости (нефти) увеличился с 2.9 (1.9) до 16.6 (8.3) т/сут. Средняя обводненность продукции скважин увеличилась на 13.3 % (с 37.1 до 50.4 %). По состоянию на 01.01.2017 года в скважине №319 проведена зарезка бокового ствола на объект ЮС1, скважина №225 переведена в консервацию. Средний дебит действующих скважин по жидкости (нефти) снизился и составил 13.4 (4.8) т/сут, средняя обводненность продукции увеличилась до 64.5 %. За счет проведения повторных мероприятий по гидроразрыву пласта дополнительно добыто 22.61 тыс.т нефти, при текущей удельной эффективности 3.77 тыс.т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 3.2 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 6.99 тыс.т/скв.-опер. Успешность составила 50 %.

В таблице 1. представлено распределение фонда добывающих скважин по дебитам нефти после проведения ГРП.

Таблица 1.

Распределение фонда добывающих скважин объекта АС_7-8 по дебитам нефти после проведения ГРП

Из данных, приведенных в таблице, видно, что после ГРП большинство скважин (80 %) имели дебит нефти от 5 до 10 т/сут, с дебитом нефти более 10 т/сут эксплуатировалась 1 скважина.

Анализ показателей эксплуатации скважин показал, что средняя текущая эффективность стандартного ГРП (8 скважиноопераций) оценивается на уровне 3.61 тыс. т/скв.-опер. (прогнозная 6.55 тыс. т/скв.-опер.), при успешности 62.5 %.

Текущая эффективность проведения селективного ГРП (1 скважинооперация) оценивается на уровне 8.05 тыс. т/скв.-опер. (прогнозная 15.25 тыс. т/скв.-опер.).

Текущая эффективность проведения ГРП в боковом стволе скважины №241 оценивается на уровне 6.11 тыс. т/скв.-опер. (прогнозная 15.21 тыс. т/скв.-опер.).

В целом успешность проведения ГРП на добывающем фонде скважин объекта АС_7-8 оценивается на уровне 70 %.

Заключение

Проведенный анализ показывает, что в целом применение методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов положительно повлияло на разработку объектов месторождения. Наибольший вклад в общую дополнительную добычу по месторождению приходится на долю ГРП, то есть одного из методов, кратно повышающего дебит жидкости и нефти. Учитывая низкие фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов, на объекте АС_7-8 планируется его дальнейшее проведение на действующем добывающем фонде скважин. При этом при составлении ежегодных адресных программ возможна корректировка исходя из текущего состояния объекта.

В условиях растущей обводненности продукции скважин одним из основных методов воздействия являются мероприятия по выравниванию профиля приемистости и фронта вытеснения, целью которых является кольматация высокопроницаемых промытых водой интервалов пласта, увеличение охвата пластов воздействием и доотмыв остаточной нефти.

Список литературы:

1. Моделирование и анализ проведения гидроразрыва пласта на объекте юн2-4 месторождении х / В. А. Гула, В. В. Охотникова, В. Г. Романчук [и др.] // Научное сообщество студентов XXI столетия. Технические науки : сборник статей по материалам CXXIV студенческой международной научно-практической конференции, Новосибирск, 10 апреля 2023 года. Том 4 (122). – Новосибирск: Общество с ограниченной ответственностью "Сибирская академическая книга", 2023. – С. 36-44. – EDN FVINKO.Дейк Л. П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений – Москва: "Премиум Инжиниринг", 2014. – 549 с.
2. Fert W. H.: «Evaluation of Fracture Reservoir Rock Using Geophysical Well Logs» paper SPE 8938 present at the 2014 SPE/DOE Unconventional Gas Recovery Symposium, Pittsburgh, PA, May 18-21.
3. Кучумов А.И., Зенкиев М.Я. Диагностирование эффективности ГРП в условиях Западной Сибири. – Мегион: Издательство Мегион Экспресс 2009 г.4. Мешков В.М., Шубенок Д.С. Оценка эффективности гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах на основе термогидродинамических исследований // "Нефтяное хозяйство", № 7, 2008.
4. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень-Курган: Зауралье, 2015.