АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП В ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСАХ ХВОЙНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП В ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСАХ ХВОЙНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Ж.З. Кааров, инженер отдела анализа и разработки месторождений УВ ООО «ГеоЭкоАудит»

DOI: 10.24411/2500-1000-2020-10337

Аннотация. В статье приводится детальный анализ применения гидравлического разрыва пласта на низкопроницаемых и неоднородных коллекторах Хвойного нефтяного месторождения. Представлены результаты эффективности применяемой технологии интенсификации притока на примере 8 скважин. Представлена динамика произведения операций ГРП на скважинах за 10 лет и произведен расчет удельного технологического эффекта. Описаны современные технологии, позволяющие совершенствовать процесс ГРП с целью увеличения выработки запасов и рентабельности их эксплуатации.

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, трудноизвлекаемые запасы, коэффициент извлечения нефти, удельная добыча, дебит, обводненность.

Хвойное месторождение располагается в юго-восточной части Западной Сибири на северо-западе Томской области. Месторождение открыто в 1984 году. Промышленная нефтеносность установлена в тер-ригенных отложениях высюганской свиты верхней юры (пласт Ю11).

Применение методов, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов, проводятся на месторождении с 2005 года. Данные по применению ГТМ на Хвойном месторождении заносятся в базу данных недропользователя.

Основная дополнительная добыча нефти получена от гидравлического разрыва пласта (ГРП - 93%). На категорию прочих мероприятий приходится 7% дополнительной добычи, сюда отнесены: оптимизация работы скважин, физико-химические методы и повторная перфорация.

Эффективность фактических мероприятий оценена за весь период по состоянию на 01.01.2018 г., по 66 мероприятиям дополнительная добыча нефти составила -191,5 тыс. т или 21,6% от накопленной добычи месторождения (рис. 1).

Реперфорация

ГКО 3%

2%

Оптимизация работы

Рис. 1. Эффективность геолого-технических мероприятий

Технологическая эффективность ГРП определяется начальной и текущей нефте-насыщенностью коллекторов пласта, степенью истощения пластовой энергии, эффективной толщиной пласта, количеством проницаемых прослоев в интервале перфорации, толщиной перекрывающих и подстилающих глинистых перемычек, обводненностью продукции близлежащих добывающих скважин, удаленностью от нагнетательных скважин и рядом других факторов.

Технологическая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта оценивалась путем сопоставления базовых уровней добычи нефти по скважинам, рассчитанных до мероприятия, с фактическими уровнями добычи после проведения мероприятия.

Георг

Ю/

Юж1

Наиболее успешными оказались мероприятия (ГРП по скв. № 3 и №34) 2011 года. Дополнительная добыча за год составила порядка 5 тыс. т.

В скважине №3 эффективность повторного ГРП значительно выше (рис. 3). При-

Всего с начала разработки выполнено 42 ГРП (с учетом ГРП, выполненных при бурении на новых скважинах) - 63% от общего объёма выполненных ГТМ и имеющий наибольшую эффективность среди методов интенсификации добычи на Хвойном месторождении.

По рассматриваемым скважинам дебит жидкости после проведения ГРП остается на прежнем уровне. Дебит нефти в среднем увеличился в два раза. После ГРП все скважины вошли с обводненностью 6,798%, хотя все скважины располагаются в ЧНЗ. Это объясняется проникновением воды из нижележащего водоносного пласта Ю12 (рис. 2), подключаемого трещинами ГРП.

1Ш1 ширины

рост добычи нефти в первом случае составил лишь 3,7 тыс. т. вто время как повторный ГРП обеспечил прирост добычи в 9,9 тыс. т. При этом динамика обводнения продукции после реализации ГТМ схожа.

Обводненность до ГРП - 0.0 %, после ГРП - 19 %

Рис. 2. Дизайн ГРП в скважине №9

В 2012 году на скважине №23 проведен повторный ГРП, положительного эффекта от которого отмечено не было. Напротив, отмечалось снижение дебитов по нефти и рост обводненности, что, вероятно, связа-

но с проникновением воды с нижележащего горизонта Ю12. Через некоторое время скважина была переведена в нагнетательный фонд (рис. 4).

Рис. 4. Динамика технологических показателей до и после проведения ГРП.

Скважина №23

На скважине №34 мероприятие по гидравлическому разрыву пласта было выполнено при вводе из бурения в октябре 2009 года (рис. 5), в условиях снижения уровней дебитов нефти и жидкости было

принято решение о проведении повторной операции в октябре 2010 года. Прирост добычи от повторного ГРП составил 10,4 тыс. т нефти, продолжительность эффекта составила 26 месяцев.

Рис. 5. Динамика технологических показателей до и после проведения ГРП.

Скважина №34

По мероприятиям, выполненным по старым скважинам в 2005 и 2008 годах удельный эффект в среднем составлял 0,17-0,20 тыс. т за исключением эффекта по скважине №4 (удельный эффект -0,43 тыс. т, но следует отметить, что в данной скважине отмечена максимальная нефтенасыщенная толщина - 11,6 м и по данной скважине выполнялся больше объемный ГРП с закачкой 40 т проппанта).

Следует отметить, что на месторождении высока доля неуспешных операций по ГРП - около 30% (12 из 42 операций).

В скважинах №№ 1, 39 (рис. 6-7) эффект был непродолжительным вследствие того, что скважины расположены в низких эффективных нефтенасыщенных толщинах (не более 2 м).

Низкая эффективность ГРП в скважине №33 связана со значительно сниженной энергетической составляющей объекта в данном районе на дату проведения мероприятия (рис. 8). По состоянию на 01.01.2010 г. пластовое давление в районе скважины №33 составило 147 атм. при начальном пластовом 268 атм. (снижено на 45%).

01.03.2012 01.05.2012 01.07.2012 01.09.2012 01.11.2012 01.01.2013 01.03.2013 01.05.2013

Рис. 6. Динамика технологических показателей до и после проведения ГРП. Скважина №1

01.10.20Q9 01.11.2009 01.12.2009 01.01.2010 01.02.2010 01.03.2010 01.04.2010 01.05.2010

Рис. 7. Динамика технологических показателей до и после проведения ГРП.

Скважина №39

20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 О

Январь 2010 о Дебит нефти

о Дебит жидкости

^^^Обводненность

50

# £

40 Б

20

01.01.2010 01.02.2010 01.03.2010 01.04.2010

01.05.2010 01.06.2010

01.07.2010

Рис. 8. Динамика технологических показателей после проведения ГРП. Скважина .

№33

Таким образом, анализ выполнения геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти на Хвойном месторождении показал следующее:

- Основным видом работ ГТМ, реализуемых на месторождении, является метод гидроразрыва пласта;

- ГРП выполнен на всем фонде добывающих скважин как при вводе в эксплуатацию, так и по факту снижения продуктивности;

Библиографический список

1. Баренблатт Г.И. О некоторых задачах теории упругости, возникающих при исследовании механизма гидравлического разрыва пласта // Прикладная математика и механика. - 1956. - Т. XX. - Вып. 4. - С. 475-486.

2. Желтое Ю.П. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта / Ю.П. Желтов, С.А. Христианович // Изв. АН СССР. ОТН. - 1955. - №5. - С. 3-41.

- Результаты проведения ГРП следует признать успешными, прирост дебитов нефти (в среднем в два раза) отмечается на значительной части скважин;

- Эффективность проведения ГРП напрямую связана с энергетическим состоянием залежи на дату проведения работ, а также мощностью глинистой перемычки между водонасыщенным пластом.

3. Константинов С.В. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом / С.В. Константинов, В.И. Гусев // Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 61 с.

4. Максимович Г.К. Гидравлический разрыв нефтяных пластов. - М.: Гостоптехиздат, 1957. - 98 с.

5. Николаевский В.Н. Применение гидравлического разрыва пласта на месторождении Умбаки // Нефтяное хозяйство. - 1958. - №4. - С. 50-53.

THE EFFICIENCY ANALYSIS OF THE HYDRAULIC FRACTURING IN THE DIFFICULT RESOURCES OF KHVOINOE OIL DEPOSIT

Z.Z. Kaarov, Engineer of the department for analysis and development of oil and gas fields «GeoEkoAudit» LLC

Abstract. The article provides a detailed analysis of the use of hydraulic fracturing in low-permeability and heterogeneous reservoirs of the Khvoinoe oil field. The results of the effectiveness of the applied intensification technology in the analysis of 8 wells are presented. The dynamics of hydraulic fracturing in wells for 10 years are presented. The calculation of the technological effect is produced. Modern technologies are described that allow improving the process of developing reserves and the profitability of their operation.

Keywords: hydraulic fracturing, hard-to-recover reserves, oil recovery coefficient, specific production, flow rate, water cut.