Анализ влияния различного фациально-литологического строения объекта разработки на эксплуатацию горизонтальных скважин с МГРП

Для наилучшего проектирования и выбора конструкции и работы скважин требуется уточнение фациально-литологического строения объекта разработки. Благодаря уточнению и детализации строения позволяет достичь технологических показателей разработки с наибольшей точностью.

Цель работы – провести анализ эксплуатации ГС с МГРП для различных фациальнолитологических типов коллекторов.

Объектом исследования служат результаты эксплуатации горизонтальных скважин с проведением МГРП.

Основными методами исследования являются сравнение и анализ результатов эксплуатации скважин.

На примере регионального объекта Х рассмотрим влияние различного фациального- литологического строения на эксплуатацию горизонтальных скважин. Объект Х представлен неоднородным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Коллекторами являются средне- и мелкозернистых песчаники и крупнозернистые алевролиты, состоит из двух пластов: пласта 1 и пласт 2.

Пласт 1 представлен пойменными отложениями и простирается на всей площади объекта Х. Выдержан по разрезу и площади, обладает ухудшенными фильтрационноемкостными свойствами. Пласт 2 представлен русловыми отложениями различного насыщения: как нефтью, так и водой. Не выдержан как по разрезу, так и по площади, обладает улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами по сравнению с пластом 1. ФЕС пластов представлены в таблице 1 [1].

Таблица 1. Геолого-физическая характеристика пластов

Параметры	пласт 1	пласт 2
Эффективная нефтенасыщеннная толщина, м	3,4	6,3
Проницаемость, мД	15	98
Пористотость, д.е.	0,21	0,26
Нефтенасыщенность	0,51	0,48

Различное фациально-литологическое строение объекта Х представлено на рисунке 1.

Рис. 1. Различные типы коллекторов

В связи с тем, доля запасов нефти пласта 1 составляет 68% от запасов нефти объекта в целом. Для разработки применяются горизонтальные скважины (ГС) с проведением МГРП.

Для анализа будут рассмотрены три типа коллекторов объекта Х. Первый тип представляет собой пласт 1 и пласт 2, которые не имеют между собой выдержанной глинистой перемычки (рис. 2). Оба пласта являются нефтенасыщенными коллекторами. Тогда в этих условиях горизонтальные скважины (ГС) с проведением МГРП, имеют самый высокий дебит нефти, а также наименьший темп падения по времени (рис. 3). Трещины ГРП вскрывают коллектора пласта 2, который обладает улучшенными ФЕС по сравнению с пластом 1, поэтому дебит нефти выше, а темп падения низкий [2].

Рис. 2. Первый тип коллекторов

Рис. 3. Динамика дебита нефти ГС с МГРП для первого типа коллекторов

Далее рассмотрим второй тип коллекторов, который представлен пластом 1 и пластом 2, которые имеют между собой выдержанную глинистую перемычку. Пласт 1 – нефтенасы щенный, пласт 2 – водонасыщенный (рис. 4).

Рис. 4. Второй тип коллекторов

В условиях второго типа трещины ГРП за счет глинистой перемычки не прорываются в водонасыщенные коллектора пласта 2. В разработку вовлекаются запасы нефти пласта 1. Так как пласт 1 обладает ухудшенными ФЕС по сравнению с пластом 2, то дебит нефти ниже, а темпы падения выше по сравнению с работой скважин на первом типе коллекторов (рис. 5).

Рис. 5. Динамика дебита нефти ГС с МГРП для второго типа коллекторов

Далее рассмотрим третий тип коллекторов, который представлен пластом 1 и пластом 2, которые не имеют выдержанную глинистую перемычку между собой. Пласт 1 – нефтена- сыщенный, так же по пласту 1 наблюдается сокращение эффективной нефтенасыщенной толщины, пласт 2 – водонасыщенный (рис. 6).

Рис. 6. Третий тип коллекторов

В условиях третьего типа коллектора трещины МГРП прорываются в водонасыщенные коллектора пласта 2. Поэтому дебит нефти наименьший среди скважин, а также наивысший темп падения дебита нефти (рис. 7). Для таких коллектора, рекомендуется оптимизировать дизайн МГРП, снижение массы пропанта для снижения рисков прорыва трещин ГРП.

Рис. 7. Динамика дебита нефти ГС с МГРП для третьего типа коллекторов

Также стоит отметить, что дебит нефти ГС с МГРП возрастает при увеличении эффективной нефтенасыщенной толщины, наибольшая толщина отмечается в слиянии пласта 1 и пласта 2, наименьшее в ухудшенном коллектора пласта 1 (рис. 8).

Рис. 8. Входной дебит нефти в зависимости от нефтенасыщенной толщины

Вывод. Таким образом, в условиях слияния пойменных и русловых отложений объекта Х ГС с МГРП достигают наибольший дебит нефти, а также наименьший темп падения дебита. В условиях пойменных отложений при наличии выдержанной глинистой перемычки ГС с МГРП имеют сниженный дебит нефти и темп падения выше. Для условий слияния нефтенасыщенных пойменных отложений и русловых водонасыщенных отложений ГС с МГРП имеют наименьший дебит нефти, а также наибольший темп падения дебита [3]. Исходя из анализа отмечается прямое влияние различного фациальнолитологического строения коллекторов объекта разработки Х для ГС с МГРП.