Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта объекта БП8 нефтяного месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа

Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта

Проведение операций по ГРП в скважинах Усть-Харампурского месторождения начато в 1995 г. Операции выполнялись:

• а)    на существующем фонде скважин в пределах одного эксплуатационного объекта (ЭО);

• б)    переводе на другой ЭО;

• в)    при вводе скважин в работу при бурении новых скважин;

• г)    зарезке боковых стволов.

В данной работе проведён анализ ГРП, выполненный по пунктам а и б.

Всего на месторождении проведены 46 операции ГРП (6 повторных), в т.ч. 15 при переводе скважины на другой ЭО. Охват пробуренного добывающего фонда скважин на 01.01.2018 данным методом стимуляции составил 33 % (рисунок 1). Область применимости ГРП охватывает все продуктивные пласты месторождения. В первые годы основным оператором проведения ГРП являлись компании «Shlumberger» и «Halliburton». В последние четыре года основным исполнителем ГРП стала компания "Пакер Сервис".

Рисунок 1 - Охват скважин операцией ГРП.

С 2006 г. технология ГРП была изменена: были увеличены объемы жидкости разрыва и масса закачиваемого проппанта. До 2006 г. среднее количество закачанного проппанта при проведении ГРП было равно 8 т на скважину, с 2006 г. оно стало в четыре раза выше. Большеобъемные ГРП создают трещины ГРП большей длины, повышая эффективный радиус скважин и прирост добычи нефти.

За период 2007-2017 гг. проанализированы результаты 25 ГРП. Дополнительная добыча нефти за этот период составила 97,1 тыс.т нефти, успешность мероприятия – 56 %, средний удельный технологический эффект – 3,9 тыс.т/скв.

По величине прироста дебита нефти в результате проведения ГРП выделены три группы скважин: группа 1 – эффективные (прирост дебита нефти более 15 т/сут), группа 2 – среднеэффективные ( прирост дебита нефти от 5 до 15 т/сут), группа 3 – малоэффективные (прирост дебита нефти менее 5 т/сут). В целях анализа динамики показателей эксплуатации по группам скважин данные по добыче были приведены к одной дате.

Группа скважин 1 - эффективные ГРП

Значительные приросты дебита нефти и снижение обводненности продукции в результате применения ГРП в 2007-2017 гг. зафиксированы в десяти скважинах (229, 266, 269, 267, 289, 1147, 172, 267, 343, 2115), из которых восемь скважин находятся в ЧНЗ, две скважины – в ВНЗ. Пять скважин (289, 1147, 267, 343, 2115) перед ГРП были переведены на другой объект.

Рисунок 2 – Динамика показателей эксплуатации первой группы скважин

Начальный прирост дебита нефти по данной группе изменяется от 15,7 до 47,6 т/сут, в среднем составляя 28,1 т/сут, кратность прироста дебита нефти равна пяти, средняя обводненность продукции уменьшилась на 2 % (рисунок 2).

Продолжительность эффекта по скважинам данной группы составляет от пяти до 38 месяцев. Дополнительная добыча нефти составила 79,9 тыс.т. (82,3 % от всей дополнительной добычи, полученной в результате ГРП за рассматриваемый период) или 8,0 тыс.т/скв.

На рисунке 3 представлена динамика показателей эксплуатации скважин после проведения ГРП по отдельным объектам.

По скважинам объекта БП8 (269, 267, 343), расположенным в ЧНЗ, кратность увеличения дебита нефти при запуске после ГРП в среднем составила 6,9, средняя величина прироста дебита нефти - 27,5 т/сут. Средняя продолжительность эффекта составила 20 месяцев, средняя удельная эффективность - 7,2 тыс. т нефти на скважину.

£ 50

5 40

s s 30

£

E 20

»

Ф

I 10

s to 0

Объект БП8

-6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месяц

■ Средний дебит жидкости, т/сутс™ Средний дебит нефти, т/сут ---Обводнённость, %

Рисунок 3 – Динамика показателей эксплуатации первой группы скважин для различных объектов разработки.

Все скважины объекта БП8, стимулированные с ГРП в период 2007 – 2017 гг., расположены в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ).

По скважинам, расположенным в ВНЗ (266, 267), кратность увеличения дебита нефти и жидкости равна четырем, средняя продолжительность эффекта от мероприятия - 21 месяц, средняя удельная эффективность - 9,2 тыс.т нефти на скважину. При этом наблюдается рост обводненности продукции стимулированных скважин в среднем в 1,5 раза. Однако за счет энергетической активности контурных вод средний темп падения дебита жидкости после проведения в скважинах ГРП более низкий, а продолжительность эффекта от мероприятия выше.

Следует отметить низкую вязкость пластовой нефти объекта БП8 равную 0,6 мПа·с (при вязкости воды 0,3 мПа·с). Подвижность воды в четыре раза меньше подвижности нефти. Объект БП8 по свойствам флюидов имеют преимущество с точки зрения эффективности ГРП в скважинах ВНЗ.

Группа скважин 2 - среднеэффективные ГРП

В данную группу входят две скважины - №№ 1157, 373 (объект БП8). Суммарный дополнительный прирост в добыче нефти по этой категории составил 14,5 тыс.т (15,0 % от всей дополнительной добычи, полученной в результате ГРП за рассматриваемый период) или 3,5 тыс.т на скважину. Средний прирост дебита нефти после ГРП составил 9,6 т/сут, средняя продолжительность эффекта составила 23 месяца. Скважины № 1157, 249 второй группы расположены в ЧНЗ в областях пониженных пластовых давлений (рисунки 6.1.23, 6.1.25). За 2008 г. пластовое давление в районах скважин 1157 и 249 снизилось более чем на 7,0 МПа.

^^^^^^^^ Дебит нефти ^^^^^^м Дебит жид-ти ^^^^^^^м Обводненность

Рисунок 4 – Динамика показателей эксплуатации скважины 1157. Объект БП 8

Рисунок 5 - Карта изобар Объекта БП8

Скважина 1157 до ГРП находилась в освоении прошлых лет (рисунок 4). В пласт закачано 30 т проппанта и скважина запущена с дебитом нефти 11,0 т/сут и обводненностью продукции 37,8 %. После ГРП для поддержания дебита нефти были проведены несколько промывок горячей нефтью. Дополнительно добыто 2,1 тыс.т.

нефти.

Темп падения дебита нефти после проведения ГРП на скважине 1157 велик из-за низкой компенсации отборов закачкой (пластовое давление на 01.01.2008 г. - 26,5 МПа, 01.01.2009 г.–19,4 МПа).

Группа скважин 3 - малоэффективные ГРП

Третья группа скважин характеризуется низкими приростами дебита нефти после проведения ГРП (менее 5 т/сут).

Скважина 1161

£32

s"

s"

Q 16

Щ

S

Ю

Й 8

работа с накоплением

ГРП

авг., сен. 08 пром гор водой, химреагентом

окт.08

остановлена

60 о я

40 §

о

обв.99 %

0I ■

сен.07 дек.07 мар.08 июн.08 сен.08 дек.08

^^^^^^^™ Дебит нефти - Дебит жид-ти ^^^^^^^™ Обводненность

Рисунок 6 – Динамика показателей эксплуатации скважин 1161, 1122

В третью группу входят скважины 1161, 1122, 266, 269, 1280, 289, 346, 1284,

369 (объект БП8). Суммарная дополнительная добыча нефти по третьей группе скважин составила 2,6 тыс.т (2,7 % от всей дополнительной добычи, полученной в результате ГРП за рассматриваемый период). Средний прирост дебита нефти после проведения ГРП составил 1,7 т/сут, средняя продолжительность эффекта составила 4 месяца.

Анализ технологии ГРП

Источником информации для данного анализа являлись акты (фрак-листы) о проведении ГРП за период 2007-2017 гг. Были проанализированы следующие показатели: масса проппанта на единицу толщины продуктивной части пласта, показатели, геометрии трещины, полученные приросты дебитов нефти (рисунок 7).

В 2007 г. ГРП проводился в скважинах центральной части Усть-Харампурского месторождения, c в 2008 г. произошло смещение зоны проведения ГРП в восточную часть месторождения с меньшими начальными нефтенасыщенными толщинами, относительная масса пропаннта на единицу толщины пласта уменьшается. Наблюдается снижение приростов дебитов нефти в результате перехода на участки пластов, характеризующихся худшими фильтрационными свойствами.

Рис. 7 - Технологические показатели ГРП

Средние значения основных технологических показателей, достигнутые в результате проведения ГРП в 2007-2017 гг., представлены в таблице 1. Масса проппанта, отнесенная к эффективной мощности пласта, не превышает 5,9 т/м (в среднем 2,5 т/м).

Таблица 1 – Средние значения основных технологических показателей ГРП 2007-2017 гг.

	Отн. масса проппан та M p , т/м	Объем трещины V f , м 3	Скин-фактор	Jd	Безразмерна я проводимост ь трещины F cd
Мин. значение	5,9	15,4	-4,2	0,7	21,8
Макс. значение	0,6	1,6	-5,2	0,3	1,4
Ср. значение	2,5	7,7	-4,8	0,5	12,3

Операции по ГРП, характеризуются значениями Jd от 0,3 до 0,7 (в среднем 0,5), скин-фактор достигал значений минус 5,2 (в среднем минус 4,8). Безразмерная проводимость трещины (Fcd) достигала значения 21,8, которое соответствовало ширине трещины ГРП 3,7 мм. В остальных случаях ширина трещин изменяется от 1,9 до 6,2 мм при изменении Fcd от 1,4 до 21,0.

Анализируя кратность приростов дебита нефти после ГРП, было отмечено, что чем выше дебит нефти до мероприятия, тем ниже кратность его прироста после проведения.