Анализ проведения ГРП по ачимовской толще Урьевского месторождения

Урьевское месторождение открыто в 1971 году, в разработке с 1978 года. Разрабатываются объекты: АВ1-2, БВ6, БВ8, БВ10, ЮВ1 и ачимовские толщи, месторождение на третьей стадии разработки. Всего на 01.01.2014 г. в фонде месторождения числится 2654 скважины, в том числе 1139 эксплуатационного добывающего фонда, среднегодовой дебит нефти действующих скважин составил 7,8 т/сут, жидкости 65 т/сут, обводненность 88 %.

Одним из эффективных методов интенсификации притока нефти и повышения нефтеотдачи на месторождении является применение гидравлического разрыва пласта (ГРП). Сегодня повсеместное применение ГРП на месторождении позволило снизить темпы падения добычи (в некоторых случаях и увеличить объем добываемой нефти, до рентабельного). Несмотря на высокие показатели и успешность применения ГРП, практический опыт показывает, что его эффективность неодинаково проявляется в процессе эксплуатации скважин. Дебиты значительной части добывающих скважин снижаются, несмотря на усовершенствование технологии [1; 2, с. 51].

Для восстановления продуктивности скважин с пластов Ачимовской свиты применяются различные методы, в том числе и проведение ГРП. Чтобы повысить успешность и эффективность ГРП необходим анализ проведенных работ. В рамках опытно-промышленных работ на объекте Ач.т выполнялись ГРП по технологиям: азотный ГРП, большеобъемный ГРП, направленный ГРП с применением щелевой перфорации , поинтервальный ГРП на горизонтальных стволах по технологии Zone Select^TM [3; 4, с. 42].

Азотные ГРП с кратностью пены 30% выполнены в 2009 г. (скв. №№ 7854, 7807). Начальные результаты азотных ГРП на пласте на уровне стандартных обработок соседних скважинах (рис. 1).

Рис. 1. Сопоставление приростов дебитов нефти после азотных ГРП

В 2010 г. на скв. № 7651 выполнен большеобъемный ГРП после бурения, закачали 100 тонн проппанта (рис.2).

Рис. 2. Результаты большеобъемный ГРП на скважине № 7651

В 2010 г. выполнено 5 направленных ГРП с ориентированной гидромеханической щелевой перфорацией (ГМЩП) при трех запланированных операциях. Три ГРП с направленной ГМЩП выполнены на скважинах из бурения (№№ 7615, 7795, 8110), один ГРП на эксплуатационной скважине № 7127 (ГРП является повторным для этой скважины) и на нагнетательной скважине № 1132 (рис.3).

Рис. 3. Дебиты добывающих скважин после ГРП с ГМЩП и без ГМЩП

Низкий эффект получен лишь в случае ГРП на эксплуатационной скважине № 7127 (дебит нефти - 3 т/сут при дебите жидкости - 32 т/сут). Сразу после ГРП обводненность продукции составила 91 %. Причиной обводнения является прорыв нагнетаемых вод (скважина находится между нагнетательными скважинами №№ 7114 и 7865 в направлении преимущественного развития трещины). Учитывая высокую эффективность ОПР, в последующий период 2011-2013 гг. проведено 69 ГРП с ГМЩП, из них 12 операций на нагнетательных скважинах. Средняя масса проппанта по ГРП с ГМЩП составила 36,8 т по добывающим и 37,1 т по нагнетательным скважинам.

В целом на объекте Ач.т Урьевского месторождения, частота получения СТОПов на скважинах с ГМЩП по сравнению с операциями ГРП с кумулятивной перфорацией сократилась вдвое (3,6 % против 7,9 % соответственно) [4; 5, с. 71].

Положительный опыт бурения ГС с многозонными ГРП получил распространение и в период 2012-2013 гг. – было пробурено и введено с МЗГРП 23ГС. В среднем по горизонтальным скважинам с многозонными ГРП отмечается более стабильная динамика дебита нефти после обработок, тогда как по ГС без ГРП темп падения эффекта в первые полгода после обработки составляет 43 % или 5,1 т/сут в месяц.

При оценке влияния геологических характеристик пласта и технологических параметров обработки на эффективность ГРП установлено:

• при воздействии на пласты одинаковой мощности достигаемый дебит жидкости по горизонтальным скважинам кратно выше, чем по новым наклонно-направленным скважинам с ГРП. Так после проведения гидроразрыва пласта мощностью менее 10 м дебит жидкости по горизонтальным скважинам составил 92 т/сут, по наклонно-направленным скважинам – 25,3 т/сут, от 10 до 15 м – 112 т/сут и 32,6 т/сут соответственно;
• при увеличении удельной массы проппанта отмечается тенденция увеличения удельного дебита жидкости (средний объем проппанта по одной стадии на метр эффективной мощности пласта, рисунки 3.15-3.16), при этом интенсивность увеличения эффекта по жидкости по горизонтальным скважинам в 6,6 раза выше, чем по новым наклонно-направленным скважинам с ГРП. ННС с эффективной мощностью пласта и удельного дебита жидкости после ГРП.

По состоянию на 01.01.2014 г. на Урьевском месторождении выполнено 1181 скв.-опер. ГРП, из них 1080 скв.-опер. на добывающем фонде и 101 – на нагнетательном. Основными объектами разработки являются: пласты группы АВ (143 ГРП), пласт БВ₁₀ (37 ГРП), пласты ачимовской толщи (98 ГРП) и пласт Ач.т (903 ГРП). Дополнительная добыча нефти за счет ГРП на добывающем фонде составляет 10098 тыс.т или 9,4 тыс.т на одну скважино-операцию.

На пластах ачимовской толщи за историю проведено 98 скв.-опер. ГРП, из них 96 на добывающем фонде (БВС - 70, перевод с ГРП - 5, эксплуатационные скважины – 21) и две – на нагнетательном. Все скважины эксплуатационного фонда подвергнуты ГРП. Доля дополнительной добычи нефти за счет ГРП в общих накопленных отборах нефти составляет 95,2 %.

Текущая дополнительная добыча нефти за счет ГРП по объекту составляет 640,6 тыс.т или 6,8 тыс.т/скв., в т.ч. по эксплуатационному фонду скважин –113,6 тыс.т или 4,4 тыс.т/скв., по фонду скважин из бурения – 527 тыс.т или 7,5 тыс.т/скв.

Большинство операций выполнено на Основной залежи, в районе скважины № 1535Н проведено всего четыре обработки, одна из которых не запущена. В целом по скважинам эксплуатационного фонда Основной залежи после ГРП за 3 месяца дебиты жидкости и нефти составили в среднем 25,0 и 16,2 т/сут, по скважинам из бурения – 32,8 и 17,2 т/сут. В районе скважины № 1535Н аналогичные показатели составили соответственно 29,9 и 7,9 т/сут.

Эффективность повторных операций ГРП (20 ГРП) на объекте Ач.т ниже результатов первых обработок, при этом динамика дебитов после повторных ГРП более стабильна (темпы падения дебитов нефти и жидкости в течение 12 месяцев после первых обработок значительно ниже – 44,3 % против 72,1 %.

В рамках опытно-промышленных работ на объекте Ач.т выполнялись ГРП по технологиям: азотный ГРП, большеобъемный ГРП, направленный ГРП с применением щелевой перфорации. поинтервальный ГРП на горизонтальных стволах по технологии Zone Select^TM.

Высокую эффективность получили по обработкам с применением щелевой перфорации и проведению многозонного ГРП в горизонтальных скважинах. Применение данных технологий уже получило широкое распространение и рекомендуется для дальнейшего внедрения.

Выводы

По состоянию на 01.01.2014 г. на Урьевском месторождении выполнено 1181 скв.-опер. ГРП, из них 1080 скв.-опер. на добывающем фонде и 101 – на нагнетательном. На пластах ачимовской толщи за историю проведено 98 скв.-опер. ГРП, из них 96 на добывающем фонде (БВС – 70, перевод с ГРП – 5, эксплуатационные скважины – 21) и две – на нагнетательном. Доля дополнительной

В рамках опытно-промышленных работ на объекте ЮВ1 выполнялись ГРП по технологиям: азотный ГРП, большеобъемный ГРП., направленный ГРП с применением щелевой перфорации поинтервальный ГРП на горизонтальных стволах по технологии Zone SelectTM. Высокую эффективность получили по обработкам с применением щелевой перфорации и проведению многозонного ГРП в горизонтальных скважинах.

Результаты и опыт применения ГРП являются актуальными и на других соседних месторождениях, и позволит повысить успешность и эффективность метода в этом регионе.