Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта на Мортымья-Тетеревском месторождении

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – вид геолого-технических мероприятий (ГТМ), заключающийся в создании высокопроводимых трещин в пласте. В процессе повышается дебит жидкости, а как следствие и дебит нефти. Увеличивается зона дренирования скважины за счет роста трещин в длину и высоту [1].

Процесс ГРП производится в три этапа: разрыв породы жидкостью разрыва при высоких давлениях, заполнение образовавшихся трещин пропантом, закрепление пропанта в пласте путем продавочной жидкости. Пропант – материал шарообразной формы небольшого размера. Проницаемость трещин во многом зависит от размера зерен пропанта и их характеристик.

На Мортымья-Тетеревском месторождении активно применяют ГРП ввиду низкой проницаемости пластов Т₁ и КВ – около 10 и 3 мД соответственно [2]. Пласт П является высокопродуктивным, проницаемость в среднем составляет около 300 мД – применение ГРП нецелесообразно в пределах пласта без приобщения других пластов. Все три объекта объединены в один объект разработки, которые можно разрабатывать единой сеткой скважин, в том числе вскрывать трещинами ГРП [3].

Данным видом ГТМ охвачено около 9% пробуренного фонда на месторождении (рис. 1). Преимущественно ГРП проводился на действующем фонде скважин, реже – на бездействующем фонде и скважинах с боковыми горизонтальными стволами (БВГС).

Рис. 1. Динамика проведенных ГРП на месторождении

ГРП охвачены все 8 залежей месторождения (рис. 2, 3). Дополнительная добыча нефти (ДДН) от ГРП за весь период разработки месторождения составила 0.61 млн. т., удельная ДДН от одного мероприятия – 7.26 тыс.т/скв.-опер (рис. 4).

Рис. 2. Динамика проведенных ГРП по залежам месторождения

Рис. 3. Расположение скважин с ГРП по залежам месторождения

Рис. 4. Динамика говодой добычи нефти и ДДН от ГРП

Для анализа эффекта от ГРП все мероприятия были нормированы на единую дату, произведена нормировка дат на месяцы, оценивался эффект до и после ГРП (рис. 5). Дебит нефти после ГРП в среднем по действующим скважинам увеличивался в 4 раза, по бездействующим – в 3 раза. Дебит жидкости при этом увеличивался в среднем в 2 раза по скважинам бездействующего фонда, по скважинам действующего фонда практически не изменялся. Увеличение дебита нефти по скважинам действующего фонда связано за счет снижения обводненности на 20%, по скважинам бездействующего фонда – за счет роста дебита жидкости.

Рис. 5. Динамика дебита нефти и жидкости, обводненности до и после ГРП

Наибольший прирост дебита нефти после ГРП происходил в начале разработки месторождения (рис. 6). Это связано с вовлечением в разработку необводненных частей залежи от системы поддержания пластового давления (ППД) и не дренируемых от реализованной сетки скважин. В процессе разработки из-за выработки запасов нефти и заводнения водой от системы ППД риск получить высокую обводненность после ГРП вырастает.

Рис. 6. Динамика дебита нефти и жидкости, обводненности до и после ГРП в разные периоды разработки месторождения

Установлена прямо пропорциональная зависимость дебита нефти от эффективной мощности пласта (рис. 7), что соответствует закону Дарси, при этом дебит жидкости также увеличивается. Наблюдается обратно пропорциональная зависимость массы закачиваемого пропанта от дебита нефти (рис. 7). Это связано с прорывами трещин в водоносные горизонты, о чем свидетельствует резкий рост дебитов жидкости. Определена прямо пропорциональная зависимость удельной массы пропанта от дебита нефти, однако при этом увеличивается и дебит жидкости (рис. 7).

Рис. 7. Дополнительные зависимости параметров ГРП и пласта от дебита нефти и жидкости

Таким образом, ГРП на Мортымья-Тетеревском месторождении показал высокую эффективность и рекомендован для дальнейшей реализации при разработке низкопроницаемых объектов.