Анализ эффективности проведения ГРП на Губкинском месторождении

В статье рассмотрен анализ эффективности проведения ГРП на Губкинском месторождении. Наибольший суммарный прирост добычи нефти получен от проведения ГРП, ЗБС и оптимизация работы насосного оборудования. По состоянию на 01.01.2017 г. с начала разработки проведены 76 скв.-операций гидроразрыва пласта, из них 37 ГРП – на новых скважинах, 7 ГРП – после бурения бокового ствола и 32 ГРП – на переходящем фонде. До 2011 г. основным подрядчиком являлась компания Schlumberger (73 %). По доле дополнительной нефти, полученной от проведенного мероприятия, наибольшее значение имеют мероприятия по ГРП (61 %), ЗБС (22 %) и ПВЛГ (8 %). За период 2015-2016 гг. наиболее успешными были ГРП на объектах БП9 (14,7 тыс.т/скв.) и БП6 (3,2 тыс.т/скв.).

Аннотация статьи
гидроразрыв пласта
геолого-технические мероприятия
эффективность
нефть
успешность
скважины
месторождение
способы добычи нефти
осложнение
Ключевые слова

В последние годы на Губкинском месторождении наметилась тенденция роста добычи нефти, обусловленная бурением новых скважин и боковых стволов, проведением геолого-технических и технологических мероприятий. За период 2012-2016 гг. проведено 115 скважино-операций ГТМ с дополнительной добычей 200,9 тыс.т без учета накопленного эффекта или 19,5 % от суммарного отбора нефти за этот период [1, 2, 3]. Распределение скважин по видам ГТМ приведено на рисунке (рис.1).

Рис. 1. Распределение проведенных ГТМ по видам и по годам

Наибольший суммарный прирост добычи нефти получен от проведения ГРП, ЗБС и оптимизация работы насосного оборудования. По состоянию на 01.01.2017 г. с начала разработки проведены 76 скв.-операций гидроразрыва пласта, из них 37 ГРП – на новых скважинах, 7 ГРП – после бурения бокового ствола и 32 ГРП – на переходящем фонде. До 2011 г. основным подрядчиком являлась компания Schlumberger (73 %), в 2012-2013 гг. весь объем операций ГРП выполнен компанией КАТКонефть, в 2014-2016 гг. – компанией Пакер сервис. Динамика операций ГРП на месторождении приведена на рисунке (рис.2). Применение данного мероприятия отмечается в 1997‑1999 гг., затем проведение ГРП приостановлено и возобновлено в 2004 г [4, 5, 6].

Рис. 2. Динамика количества ГРП и дополнительной добычи нефти

ГРП проводился на объектах БП4, БП5, БП6, БП9 и ПК19. Наибольшее количество ГРП выполнено на пластах БП9 и БП6 (рисунок 3). На пласте БП5 и ПК19 выполнены единичные ГРП на скважинах переходящего фонда в 2014 г., рисунок (рис.3). Всего на 01.01.2017 г. дополнительная добыча составила 353,9 тыс.т нефти. Более половины всей добычи нефти от ГРП с учетом накопленного эффекта получено по объекту БП9 (71 %), 21 % – по объекту БП4 и 8 % – по объекту БП6, рисунок (рис.4).

Рис. 3. Распределение объема скв.-операций ГРП по объектам 01.01.2017 г.

Рис. 4. Распределение дополнительной добычи нефти от ГРП по объектам

В целом средняя удельная эффективность ГРП для пласта БП9 составляет 16,9 тыс.т/скв., БП4 – 11,4 тыс.т/скв., БП6 – 4,0 тыс.т/скв. До 2014 года основной объем ГРП приходился на скважины из переходящего фонда. По подрядным организациям весь объем мероприятий в 2012-2013 гг. выполнен КАТКонефть, в 2014 г. – компанией Пакер сервис, рисунок (рис.5).

Рис. 5. Динамика количества скважин с ГРП по состоянию фонда до ГРП и по подрядным организациям

По объекту БП9 самый высокий прирост дебитов нефти и жидкости. На объекте БП6 наблюдается рост обводненности после проведения ГРП. Таким образом, за 2010-2016 гг. планировалось провести 11 ГРП с удельной эффективностью 2,9 тыс.т/скв., за период выполнены 18 ГРП с удельной эффективностью 5,4 тыс.т./скв. с учетом накопленного эффекта [4, 5, 6].

За период 2010-2016 гг. на объект БП9 проведены восемь ГРП, дополнительно получено 37,7 тыс.т нефти без учета переходящего эффекта. Все ГРП выполнены успешно с точки зрения приростов дебитов нефти и жидкости, дополнительно полученной нефти и продолжительности эффекта, за исключением скважин №№ 113 и 109 в 2015 году.

Удельная эффективность от ГРП на скважинах пласта БП9 за период 2010-2016 гг. составила 4,7 тыс.т/скв. На объект БП6 проведены семь ГРП, дополнительно получено 15,8 тыс.т нефти без учета переходящего эффекта. Удельная эффективность от ГРП на скважинах пласта БП6 за период 2010-2016 гг. составила 2,3 тыс.т/скв. На объект БП4 проведены одно ГРП, дополнительно получено 0,2 тыс.т нефти без учета переходящего эффекта. На объекты БП5, БП6 и ПК19 проведено по одному ГРП, оба неуспешные: на скважине объекта БП5 произошел прорыв газа, на скважине объекта БП6 низкая эффективность, на скважине объекта ПК19 прорыв подошвенной воды.

Выводы

  1. Всего за период 2015-2016 гг. проведено ГТМ в объеме 61 скважино-операций, при этом получено 97,9 тыс.т дополнительной нефти с учетом переходящего эффекта, что составляет 18 % от добычи нефти по месторождению за этот период работы.
  2. По технологической эффективности основными видами ГТМ на месторождении являются ГРП (11,3 тыс.т/скв) и ЗБС (5,5 тыс.т/скв). С эффективностью более 1 тыс.т/скв проведены следующие ГТМ: перевод с пласта на пласт и перфорационные методы.
  3. По доле дополнительной нефти, полученной от проведенного мероприятия, наибольшее значение имеют мероприятия по ГРП (61 %), ЗБС (22 %) и ПВЛГ (8 %).
  4. За период 2015-2016 гг. наиболее успешными были ГРП на объектах БП9 (14,7 тыс.т/скв.) и БП6 (3,2 тыс.т/скв.)
  5. В перспективе основным видом ГТМ помимо бурения новых скважин будут мероприятия по зарезке боковых стволов, в том числе с горизонтальным окончанием, перфорационные работы по приобщению пропластков.
Текст статьи
  1. Дополнение к технологической схеме разработки Губкинского месторождения»/ООО «РН-УфаНИПИнефть»; рук. Янтудин А.Н. – Уфа, 2013 г.
  2. Протокол ЦКР от 28.11.2013, №5784 «Дополнение к технологической схеме разработки Губкинского месторождения»
  3.  Дополнение к технологической схеме разработки Губкинского месторождения»/ООО «РН-УфаНИПИнефть»; рук. Исбер Ф.А. – Уфа, 2011 г.
  4. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата, ТЭО КИН Губкинского месторождения / ООО «РН-УфаНИПИнефть». - 2010.
  5. Технологическая схема разработки Губкинского месторождения : отчет о НИР / ОАО «ВНИИнефть-Западная Сибирь». – М.-Тюмень, 2008.
Список литературы
Ведется прием статей
Прием материалов
c 02 июля по 08 июля
Осталось 3 дня до окончания
Публикация электронной версии статьи происходит сразу после оплаты
Справка о публикации
сразу после оплаты
Размещение электронной версии журнала
12 июля
Загрузка в eLibrary
12 июля
Рассылка печатных экземпляров
22 июля