Интенсификация и регулирование процесса разработки горизонта БС 102-

Наиболее крупными внефтегазоносном отношении являются залежи горизонта БС102-3 Тев-линско-Русскинского месторождения, приуроченные к верхней части разреза сортымской сви- ты. Пласты БС102-3 имеют наиболее сложное геологическое строение, характеризуются высокой неоднородностью строения и невыдержанностью по площади [1-3].

Нефтесодержащими объектами на являются песчано-алевритовые пласты, содержащие более 50% начальных геологических запасов нефти. Особенностью продуктивных пластов является наличие в разрезе проницаемых интервалов, имеющих тонкослоистое строение. Согласно утвержденным проектным решениям, за разработкой месторождения, для достижения проектных уровней добычи нефти были запланированы мероприятия по интенсификации и регулированию процесса разработки: бурение боковых ство-лов;проведение ГРП; физико-химическое воздействие в скважинах; перфорационные методы; обработка призабойной зоны добывающих скважин; ВИР и РИР; переводы на другой объект. От проведения выше перечисленных мероприятий планируется получить свыше 1200 тыс. тонн дополнительной добычи нефти [4-6].

Анализ проведения мероприятий показал, что динамика выполнения ГРП на объекте соответ-ствуетдинамике в целом по месторождению. Так до 2000 года количество обработок плавно растет (с 1 до 30 ГРП), в 2001-2002 гг. наблюдается рост годового объема операций до 55-90 ГРП, максимальное количество обработок отмечается в период 2005-2006 гг. (167-185 ГРП), в 20092014 годы число операций гидроразрыва пласта снижено до 80-67. На текущий момент гидроразрывом пласта охвачено 51% скважин пробуренного фонда. Средний дебит жидкости после ГРП составил 46,5 т/сут, нефти – 23,6 т/сут; суммарная дополнительная добыча нефти по объекту достигла 23 624,3 тыс. тонн (80% от суммарной дополнительной добычи нефти за счет ГРП на месторождении), жидкости – 45609,4 тыс. т (в среднем 47,1 тыс.т/скв.) [7, 8]. По результатам анализа для объекта БС 10 ^2-3 наблюдается прямая зависимость логарифмического вида дебита жидкости после ГРП от массы проппанта, однако при использовании более 15 тонн проппанта получены меньшие дебиты нефти. Это связано с тем, что малообъемные операции выполнялись на более ранней стадии разработки, в условиях меньшей обводненности [9-11]. Наиболее стабильные дебиты после операций, как по жидкости, так и по нефти, получены при закачке проппанта 1015 тонн, наибольшее падение дебита жидкости отмечено при объемах 40-60 тонн, нефти – при массе более 60 тонн.

□ жидкость □ нефть

а)

Масса проппанта, т □ жидкость □ нефть

б)

Рис. 1. Распределение дебита жидкости по диапазонам мощности коллектора (а), по диапазонам массы проппанта (б).

Относительное время, мес.

а)

Объект БС10

I-----------1-----------1-----------1------9-1--------------------------------------------

-12     -9     -6     -3      0      3      6      9     12

Относительное время, мес.

б)

h<4 м    4-8 м    8-12 м    12-16 м    16-22 м    h>22 м

Рис. 2. Дебиты нефти (а) и жидкости (б), приведенные на дату ГРП, с разделением по диапазонам эффективной толщины пласта.

Следует отметить наличие тенденций увеличения дебита жидкости и удельного дебита жидкости после обработок при закачке бόльшей удельной массы проппанта для скважин с эффективной толщиной пласта 5-15 м в среднем 9,5 м; при этом использование удельной массы более 1,5 т/м не ведет к увеличению эффективности по нефти [12, 13].

а)

Относительное время, мес.

б)

<10 т     10-15 т     15-30 т     30-40 т     40-60 т     >60 т

Рис. 3. Дебиты нефти (а) и жидкости (б), приведенные на дату ГРП, с разделением по диапазонам массы проппанта.

Для коллекторов с эффективной мощностью 15-25 м (в среднем 19,0 м) нецелесообразно использование удельной массы проппанта более 1 т/м, что видно на рисунке 3.

<1   1-1.5  1.5-2   2-3    3-5    5-7    >7

Удельная масса проппанта, т/м □ жидкость □ нефть

а)

□ жидкость □ нефть

б)

Рис. 4. Распределение дебита жидкости (а) и удельного дебита жидкости (б) по диапазонам удельной массы проппанта, по скважинам с эффективной толщиной пласта от 5 до 15 м.

По обоим диапазонам толщин, указанным выше, отмечены зависимости логарифмического вида обводненности продукции после обработок от удельной массы проппанта, закачиваемого в пласт изображено на рис. 4.

□ жидкость □ нефть

а)

□ жидкость □ нефть

б)

Рис. 5. Распределение дебита жидкости (а) и удельного дебита жидкости (б) по диапазонам массы проппанта, по скважинам с эффективной толщиной пласта от 10 до 25 м.

Так за историю разработки объекта БС102-3 в динамике наблюдается на скважинах вышедших из бурения и на эксплуатационном фонде, выполненных в близких геологических условиях по схожим технологиям практически равны: дебит жидкости после ГРП составил 46,6 и 46,5 т/сут соответственно, нефти – 23,6 т/сут.

а)

б)

Рис. 6. Распределение обводненности по диапазонам удельной массы проппанта по скважинам с эффективной толщиной пласта от 5 до 15 м (а), по скважинам с эффективной толщиной пласта от 15 до 25 м (б).

Относительно      высокий      уровень обводненности продукции на скважинах из бурения объясняется высоким содержанием связанной воды (в районе скважин 150 куста), обводненностью от нагнетательных скважин (по скважинам 92 и 100 кустов). В ходе анализа получены зависимости дебитов нефти и жидкости после ГРП на скважинах при вводе из бурения от объемов закачки проппанта.