Анализ ГРП на примере нефтяных месторождениях Западной Сибири

В настоящее время ГРП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» активно применяется, начиная с 1989 г., за это время выполнено более 20 тыс. скважино-операций (включая новый фонд из бурения и ППД) [1, с. 16].

Следует учесть значительная часть месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» находится на четвертой стадии разработки, которая характеризуется высокой обводненностью продукции в следствие как естественной выработки запасов, так и влияния заводнения. Таким образом, с годами увеличивается обводненность как до, так и после операций ГРП, что в целом сказывается на эффективности мероприятий по нефти. На рисунке (рис. 1) представлена динамика средних показателей, количества и прироста дебита нефти по операциям ГРП за период 2002–2021 гг. по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Рис. 1. Показатели после ГРП, количества и прироста дебита по операциям ГРП

В целом на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в период 2017–2021 года на фоне сокращения числа скважино-операций фактические показатели превысили плановые величины, за исключением входного прироста в 2019 году рисунке (рис. 2). Дополнительная добыча нефти, полученная за счет ГРП в 2021 г., выше плановых значений, заложенных в Ф-7.2 на 6% – 234,4 тыс. т против 220,2 тыс. т. таблице (табл.). Процент снижения входного прироста на конец года составил 26% (снижение с 5,3 т/сут до 3,9 т/сут). Средняя дополнительная добыча нефти на одну скважино-операцию в 2021 году составила 710 т/скв. (при плане 705 т/скв) рисунке (рис. 3) [2, с.32].

Рис. 2. Плановые и фактические показатели приростов дебита нефти после ГРП

Таблица

Показатели эффективности проведенных ГРП

Рис. 3. Сопоставление фактической дополнительной добычи нефти на одну скважино-операцию и процент отклонения от плана по годам

Многолетний опыт применения ГРП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» свидетельствует о его эффективности и целесообразности для разработки месторождений. Однако, ухудшение структуры фонда скважин вследствие выработки запасов, обводнения залежей, снижения энергетики пласта в локальных зонах, перехода на низкопроницаемые объекты, объективно приводит к снижению эффективности данного метода.

В целом, в период с 2012 по 2016 гг. наблюдалась динамика снижения эффективности от ГРП и отставание от запланированных показателей, в период 2017–2021 годы на фоне сокращения числа скважино-операций фактические показатели превысили плановые величины, за исключением входного прироста в 2019 году.

Дополнительная добыча нефти, полученная за счет ГРП в 2021 г., выше плановых значений, заложенных в Ф-7.2 на 6% – 234,4 тыс. т против 220,2 тыс. т. Процент снижения входного прироста на конец года составил 26% (снижение с 5,3 т/сут до 3,9 т/сут). Средняя дополнительная добыча нефти на одну скважино-операцию в 2021 году составила 710 т/скв. (при плане 705 т/скв).

Увеличение с годами доли скважин-кандидатов с высокой базовой обводненностью требует применения адаптированных (нестандартных) технологий ГРП. Доля обработок с адаптированными технологиями в 2021 году составила 54%.

За 2021 год плановый входной прирост дебита нефти не достигнут после ГРП в 86 случаях или по 26% обработок, что находится на уровне 2020 года.

Основными причинами недостижения плановых входных приростов дебитов нефти по ГРП в 2021 г. являются: неподтверждение нефтенасыщенности – 45%, неподтверждение пластового давления (Рпл) – 12%, неподтверждение ФЕС – 7%, аварии и осложненния – 6%, неоптимальное ГНО – 6%.

В текущих ухудшающихся условиях постоянно расширяется линейка применяемых нестандартных технологий ГРП. Эффективность стандартных обработок снижается с годами. Если в 2017 г. входной прирост составлял 5,9 т/сут, то в 2021 г. – 5,3 т/сут, удельный прирост дебита нефти 4,5 т/сут и 3,9 т/сут соответственно. Эффективность адаптированных технологий в 2021 г. по входному на уровне стандартных обработок (5,3 т/сут), по удельному приросту дебита нефти показатели выше уровня стандартных обработок (4,5 т/сут). Следует отметить, что адаптированные технологии применяются на скважинах, которые находятся в худших условиях (большая базовая обводненность), чем скважины со стандартными подходами. Это будет показано более детально при анализе в разрезе территориальных предприятий [3, с. 15].

Высокую как входную (5,1 т/сут), так и удельную эффективность (4,9 т/сут) продолжают показывать обработки с проведением 2-стадийных ГРП. Высокая эффективность отмечается по большеобъемным ГРП (критерий отнесения к БГРП: удельная масса пропанта 9 т/м и общая масса более 90 т). В 2020 г. входной прирост дебита нефти получен 6,9 т/сут, удельный – 6,0 т/сут. Основным объем обработок проведен на объекте Ач Поточного месторождения.

Высокая эффективность отмечается по большеобъемным ГРП. В 2021 г. входной прирост дебита нефти получен 6,8 т/сут, удельный – 4,9 т/сут.