Анализ применения ГТМ на Хохряковском месторождении

Одной из наиболее актуальных задач в нефтяной промышленности региона является разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Одним из таких является Хохряковское месторождение. Месторождение находится на третьей стадии разработки. В условиях высокого роста обводнения, проблемы рациональной разработки месторождения могут быть решены только на основе широкомасштабного применения геолого-технических мероприятий при добыче нефти. По сложности геологического строения и структуре запасов нефти условия для разработки месторождения можно охарактеризовать как сложные [1].

Фильтрационно-емкостные свойства пород - коллекторов ЮВ12 характеризуются следующими значениями: пористость от 10,9 до 24,3%. Проницаемость изменяется в пределах от 0,2.10-3мкм2 до 101.10-3мкм2. Установлена зависимость проницаемости с гранулометрической характеристикой пород-коллекторов, в частности, с содержанием песчано-алевритовой фракции. С ее увеличением возрастает значение коэффициента проницаемости [1, 2].

Промышленная нефтеносность связана с юрскими горизонтами ЮВ 1 и ЮВ 2 , разрабатываемых совместно как единый эксплуатационный объект. В настоящее время на Хохряковском месторождении реализована внутриконтурная пятирядная система разработки. Особенность ее в том, что расстояние между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин в два раза больше, чем расстояние между внутренними рядами добывающих скважин. Преимуществом такой системы разработки является то, что наряду с увеличением коэффициента охвата, уплотнение зоны стягивания в процессе разработки приводит к снижению водонефтяного фактора, улучшаются характеристики вытеснения.

За все время разработки Хохряковского месторождения применялись технологии, направленные на увеличение производительности скважин и повышения КИН. Всего было выполнено 1881 скважинно-операция ГТМ. Наиболее широко были внедрены методы гидроразрыва пласта – 1109 скважинно-операций, в т.ч. 4 скв.-опер. на нагнетательном фонде. Всего за историю проведения ГТМ дополнительная добыча нефти составила 28,5 млн т, из них по переходящему фонду – 17,5 млн т, что составляет, соответственно, 51 и 31,4 % от накопленной добычи в целом по месторождению.

Наиболее эффективным ГТМ является ГРП, дополнительная добыча нефти по всем ГРП (на новом и переходящем фонде, ЗБС) составила 27,6 млн т или 96% от суммарной по всем видам ГТМ. За период с

2004-2013 гг. распределение эффекта от видов ГТМ изменилось незначительно. За последние 10 лет произошло увеличение дополнительной добычи нефти от ГРП на новом фонде и ЗБС и снижение данного показателя по переходящему фонду [1, 2, 3].

В целях увеличения добычи нефти в 2010-2013 гг на скважинах месторождения проведен значительный комплекс геолого-технических мероприятий, который включал в себя следующие виды работ: гидравлический разрыв пласта (ГРП), в него входит ГРП при вводе скважин в эксплуатацию из бурения, первичный и повторный ГРП на переходящем фонде; зарезки боковых стволов (ЗБС); физико-химические методы, такие как обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) в добывающих скважинах и глинокислотные обработки на нагнетательных скважинах; потокоотклоняющие технологии (ВПП); дострел и реперфорация (перестрел существующих интервалов); ремонтно-изоляционные работы (РИР).

За последние четыре года основной объем дополнительной добычи нефти (711 тыс. т или 85%) приходится на ГРП. Такие мероприятия как ЗБС, ОПЗ и РИР в сумме отобрали 122 тыс. т нефти, что составляет 14,6% от суммарной доп. Добычи. На подавляющем большинстве добывающих скважин работы по оптимизации нефтедобычи выполнялись последовательно (реперфорация, либо дострел + ГРП + оптимизация). Оценка каждого вида работ в отдельности затруднена, поэтому в настоящей работе в состав технологического эффекта от проведения ГРП входит зачастую эффект от комплекса вышеописанных мероприятий. Эффективность интенсификации добычи нефти (ИДН) определялась путем сравнения фактических результатов добычи с прогнозной добычей, рассчитанной на основе базовых дебитов и фактического времени работы скважин. Базовый дебит определялся с учетом работы скважины в течение трех месяцев перед ГТМ или остановкой. В тех случаях, когда скважина до проведения мероприятия находилась в бездействии более года, базовый дебит приравнивался к «нулю».

В 2010-2013 гг. проектом предусматривалось бурение 45 новых добывающих скважин. Фактически на месторождении пробурено 43 новые скважины и 7 БС. Таким образом, количество реализованных новых точек бурения на 5 больше проектного. Однако входной дебит нефти по этим скважинам имеет устойчивый тренд по увеличению отклонения с – 9% (проект – 33,2, факт – 30,2 т/сут) в 2010 г. до – 86% (проект – 35,7, факт – 5,1 т/сут) в 2013 г.

Проектным документом по состоянию на 01.01.2014 предусматривалась отобрать 55874 тыс. т нефти, т.е. отбор от НИЗ – 55,9%. Фактически накопленная добыча нефти на эту дату составила 55554 тыс. т (отбор от НИЗ – 55,5%), т.е. упущенная добыча составила 320 тыс. т. Все планируемы в проектном документе ГТМ перевыполнены по количеству скважино-операций, за исключением ВПП.

Выводы:

• 1.    Фактические технологические показатели и показатели выработки запасов практически соответствуют проектным значениям и находятся в пределах допустимых отклонений. Отклонение от проектных

  уровней добычи нефти (не превышает +20%) и на 01.01.2014 г. составляет – 14,4%. Основные причины отклонения в целом за период практически в равной степени зависели от заниженного дебита жидкости и увеличенной обводненности; а за 2013 г. в основном от повышенной обводненности.

• 2.    Последним проектным документом «Авторский надзор за реализацией Проекта разработки Хохряков-ского месторождения» в 2007-2009 гг. предусматривалось проведение 585 ГТМ.

• 3.    Всего за указанный период проведено 490 сква-жино-операций на добывающих скважинах. ГРП проведено 181 скважино-операция на эксплуатирующихся скважинах, 27 скважино-операций при вводе в эксплуатацию (проект - 56). ОПЗ проведено 142 скважино-операции (проект-114). Перфорационные работы осуществлялись перед проведением другого мероприятия (например - ГРП). Кроме того, выполнено 100 операций по закачке потокоотклоняющих составов (проект-283). Ремонтно-изоляционные работы проводились в 10 скважинах (проект - 15). БС проведены на 11 скважинах (проект-27), при невозможности бурения БС – бурились дублеры (16 скважин).