Состояние и объемы проведения гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении
В статье показаны динамика изменения дополнительной добычи нефти по годам и распределения объемов ГРП по периодам на объекте БВ8 Повховского месторождения. Рассмотрены этапы проведения гидравлического разрыва пласта.
1334
4Разработка объекта БВ8 Повховского месторождения ведется с 1978 года. В 1987 году после завершения эксплуатационного бурения началось быстрое снижение темпов отбора, обусловленное выработкой высокопродуктивной части запасов (рисунок 1). Начавшееся в 1989 году применение ГРП позволило остановить падение добычи нефти на месторождении и увеличить темпы выработки средне- и низкопродуктивных запасов (рисунок 2, таблица 1).
Рис. 1. Динамика изменения дополнительной добычи нефти по годам на объекте БВ8
По состоянию на 01.01.2013 года в работу после ГРП запущено 2799 скважин, из них 2683 скважины запущены в добычу и 116 скважин – под закачку.
Рис. 2. Распределение объемов ГРП по периодам на объекте БВ8
Таблица 1
Распределение объемов ГРП на добывающих скважинах по категориям по годам на объекте БВ8
|
Категория скважин |
I этап |
II этап |
III этап |
IV этап |
V этап |
VI этап |
Всего |
|
1990- 1995 гг. |
1996- 1999 гг. |
2000- 2003 гг. |
2004- 2007 гг. |
2008- 2010 гг. |
2011- 2012 гг. |
||
|
Эксплуатационные скв., в т. ч. |
303 |
387 |
438 |
601 |
422 |
320 |
2471 |
|
действующие |
213 |
185 |
221 |
300 |
287 |
193 |
1399 |
|
бездействующие |
90 |
202 |
217 |
301 |
133 |
126 |
1069 |
|
слепой ГРП на ГС |
- |
- |
- |
- |
2 |
1 |
3 |
|
Возвратный фонд |
1 |
2 |
3 |
6 |
11 |
23 |
|
|
Скважины из консервации после бурения |
1 |
1 |
3 |
7 |
2 |
1 |
15 |
|
Скважины из бурения, в т. ч. |
1 |
3 |
1 |
74 |
95 |
174 |
|
|
БВС |
- |
- |
1 |
- |
25 |
69 |
94 |
|
ННС из бурения |
1 |
3 |
1 |
49 |
15 |
69 |
|
|
ГС из бурения |
11 |
11 |
|||||
|
Всего добывающих скважин |
305 |
392 |
443 |
612 |
504 |
427 |
2683 |
|
Нагнетательные скважины |
18 |
13 |
8 |
47 |
21 |
9 |
116 |
Историю эволюции применения ГРП на объекте можно условно разделить на 6 этапов. Каждый этап имел свои особенности и решал свои задачи (таблица 2):
- I этап – восстановление естественной продуктивности скважин, ухудшенной в процессе бурения и эксплуатации скважин;
- II этап – проведение традиционного ГРП для восстановления продуктивности и отработка технологии вовлечения в разработку средне-и низкопродуктивных коллекторов;
- III этап – вовлечение в активную разработку участков с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и высокой прерывистостью коллекторов (использование более крупных фракций проппанта и увеличение его концентрации, что позволило создавать высокопроводящие трещины на низкопродуктиных участках объекта);
- IV этап – системное проведение ГРП на добывающем и нагнетательном фонде, применение селективных ГРП (увеличена концентрация проппанта до 1800 кг/м3, внедрены закачки крупных высокопрочных фракций проппанта 10/14);
- V этап – проведение ГРП в низкопроницаемых коллекторах, применение селективных ГРП, ГРП с модификаторами фазовой проницаемости;
- VI этап – проведение ГРП в краевых зонах с ухудшенными ФЕС, увеличение массы проппанта, форсированный отбор жидкости.
Таблица 2
Масса проппанта, параметры трещин ГРП и эффективность ГРП по этапам применения ГРП на объекте БВ8 Повховского месторождения на добывающих скважинах
|
Параметр |
1990-1995 гг. |
1996-1999 гг. |
2000-2003 гг. |
2004-2007 гг. |
2008-2010 гг. |
2011-2012 гг. |
|---|---|---|---|---|---|---|
|
Количество ГРП, ед. |
305 |
392 |
443 |
612 |
504 |
427 |
|
Средняя масса проппанта, т |
6,1 |
7,0 |
10,8 |
35,8 |
33,4 |
45,0 |
|
Средняя полудлина трещины, м |
10-20 |
10-30 |
40-60 |
70-90 |
70-100 |
70-120 |
|
Максимальная ширина трещины, мм |
1,5 |
2,5 |
3,5 |
4,0 |
4,4 |
4,4 |
|
Прирост дебита нефти, т/сут |
275 |
23,3 |
20,0 |
15,0 |
11,8 |
12,0 |
|
Прирост дебита жидкости, т/сут |
31,0 |
37,1 |
38,9 |
53,6 |
38,2 |
60,1 |
|
Обводненность после ГРП, % |
13,2 |
31,4 |
42,6 |
63,1 |
62,0 |
73,3 |
В целом по применению ГРП на объекте можно сделать следующие общие выводы: эффективность ГРП по дебиту нефти снижается при переходе от более ранних периодов применения ГРП к более поздним, что обусловлено как уменьшением фонда скважин, пригодных для проведения ГРП, увеличением количества повторных ГРП, так и обводнением объекта и выработкой запасов.
- Технологическая схема разработки Повховского месторождения. // Тюмень, 2011.
- Отчет по теме «Подсчет запасов нефти и растворенного в нефти газа Повховского месторождения». // Тюмень, 2019.
- Басик Е.П. и др. Построение геологической модели продуктивного горизонта БВ8 Повховского месторождения для уточнения геологических запасов нефти и создания постоянно действующей геолого-технической модели. ТПП «Когалымнефтегаз», Когалым, 1997.
