Анализ применения многостадийного ГРП на Южно-Приобском месторождении

С 2012 года на Южно-Приобском нефтяном месторождении начато успешное применение горизонтальных скважин, усовершенствованных многостадийными ГРП на горизонтальном участке. Суть технологии заключается в проведении посекционных ГРП на горизонтальном участке ГС и увеличении площади фильтрации [1, 2, 3].

С начала применения технологии пробурено 82 ГС МГРП. Данными скважинами за 2015 год добыто 683,5 тыс. т нефти, а всего с начала внедрения технологии извлечено 1339,1 тыс.т., приведено в таблице.

Таблица

Добыча нефти скважинами ГС МГРП

О более эффективной работе ГС МГРП можно судить из рисунков, представленных ниже, где показано сопоставление дебитов и накопленных отборов нефти, достигнутых скважинами ГС МГРП и окружающими скважинами обычного профиля.

По начальным дебитам нефти ГС МГРП, абсолютное большинство (85,1%) находится в интервале 50-100 т/сут, тогда как для окружающих ННС этот интервал – 20-50 т/сут. По накопленным отборам нефти, основная доля окружающих скважин ННС (85,1%) отобрали по 1-15 тыс.т.

Отметим, что 50% – это накопленные отборы в интервале до 5 тыс.т. По ГС МГРП доля скважин с накопленной добычей нефти менее 5 тыс.т существенно ниже, и составляет лишь 36,5%, тогда как доля скважин с накопленной нефтью 15-50 тыс.т – 25,7% против 12,8% - по окружающим ННС, показаны на рисунках (рис.1 и рис.2).

Рис. 1. Максимальные дебиты и накопленные отборы нефти по ГС и окружающим ННС

Таким образом, ГС МГРП по дебитам выглядят существенно эффективнее скважин обычного (традиционного) профиля ННС.

Рис. 2. Распределение накопленных отборов нефти по ГС и окружающих ННС по интервалам

По накопленной добыче нефти, за четыре года с начала внедрения технологии, показатели ГС МГРП выше, чем у окружающих ННС на 65% [4, 5].

На Южной части Приобского месторождения, длина горизонтального участка новых ГС МГРП составляет от 298 до 1056 м, при этом эффективная проходка находится в интервале 91–949 м. Около 38% ГС МГРП характеризуются эффективной проходкой до 500 м, и порядка 44% эффективной проходкой от 500 до 700 м, при том, что основную долю ГС МГРП составляют скважины с длиной ГС 700-800 м (рис.3 и рис.4).

Рис. 3. Распределение ГС МГРП по длинам ГС и эффективной проходке

Рис. 4. Зависимость эффективной проходки от длины ГС

При исследовании зависимости начальных дебитов жидкости от длины ГС и величины эффективной проходки, первоначально, какой-либо четкой взаимосвязи обнаружить не удалось. Однако при разбивке на группы по ФЕС, в частности по параметру k×h, выявлено, что более высокие приросты дебитов с увеличением эффективной проходки наблюдаются в ГС МГРП проложенных в зонах с худшими ФЕС, и наоборот, при прокладке ГС МГРП в зонах с лучшими ФЕС увеличение длины горизонтального участка оказывает меньшее влияние [5, 6] (рис.5.).

Рис. 5. Зависимость начальных дебитов жидкости групп ГС МГРП по параметру k*h от величины эффективной проходки на горизонтальном участке

При проведении МГРП на горизонтальных скважинах апробирована технология с использованием бесшаровой технологии, основанной на использовании сдвижных муфт (Mongoose), показана рисунке (рис.6).

Рис. 6. Технология сдвижных муфт (Mongoose)

Преимущества данной технологии: Длины ГС до 1500м; количество стадий от 2 до 30; закачано пропанта до 1187 т. При данной технологии на начальной стадии происходит спуск КНК «Mongoose» в интервал муфты №1, а далее отбивка муфты локатором. На следующем этапе устанавливают пакер ГРП многократной установки, под весом колонны клинья распираются внутри муфты, и пакер уплотняется, при увеличении давления муфта сдвигается и активируется. Проводится ГРП, жидкость разрыва закачивается по гибкой трубе/затрубному пространству, между ГНКТ и НКТ 114мм. После ГРП - срыв пакера, операция по активации следующей муфты и т.д.

Выводы

ГРП и МГРП на месторождениях Западной Сбири в том числе и на Южно-Приобском является одним из самых успешно применяемых ГТМ.

В результате сравнения было установлено, что ГС МГРП по дебитам выглядят существенно эффективнее скважин обычного (традиционного) профиля ННС. По накопленной добыче нефти, за четыре года с начала внедрения технологии многозонного ГРП, показатели ГС МГРП выше, чем у окружающих ННС в среднем на 65%.

В целом применение технологии МГРП на месторождении можно считать достаточно эффективным для ее дальнейшего использования.

1. Технологический регламент по технологии гидравлического разрыва пласта для интенсификации притока пластового флюида. - Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2001. - 68 с.
2. Передовой метод гидравлического разрыва пласта с использованием геомеханического моделирования и механики пород – технически интегрированный подход. Нефтегазовое обозрение, - 2002.
3. Губский А. Технология концевого экранирования на месторождениях Западной Сибири. Нефтегазовое обозрение, осень. - 2000.
4. Способ гидроразрыва пласта и устройство его осуществления / Шеляго В.А., Алекперов В.Ю.; опубл. 15.02.94, Бюл. № 3. 6 Кевин Амстронг, Роджер Кард.
5. Клещенко И.И., Крылов Г.В., Сохошко С.К. Гидроразрыв газоконденсатных объектов на месторождениях Севера Западной Сибири. – Тюмень: ООО ТюменНИИгипрогаз, 2007. – 211 с.
6. Усовершенствованные рабочие жидкости для ГРП и улучшение экономических показателей скважин. Нефтегазовое обозрение, весна. - 1999, С. 96.