Анализ эффективности применения ГРП в трудноизвлекаемых запасах Хвойного нефтяного месторождения

Хвойное месторождение располагается в юго-восточной части Западной Сибири на северо-западе Томской области. Месторождение открыто в 1984 году. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных 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).

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.

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.

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

Рис. 2. Дизайн ГРП в скважине №9

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- 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.

Рис. 3. Динамика технологических показателей до и после проведения ГРП. Скважина №3

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%).

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

Рис. 7. Динамика технологических показателей до и после проведения ГРП. Скважина №39

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 продук-

– 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.

тивности;