Оценка эффективности работы скважин после ГРП

Многосторонние исследования, подтвержденные промысловой практикой разработки нефтяных месторождений показывают, что значительная часть углеводородов переходит в категорию трудноизвлекаемых запасов [1, 2]. Причиной неравномерной выработки нефтяного пласта является высокая неоднородность и прерывистость коллекторов. В настоящее время на Приобском месторождении применяется схема перевода скважин под закачку. В добывающей скважине проводятся мероприятия по ГРП и затем она несколько месяцев (от 3 до 6 мес.) работает на нефть. Только после отработки на нефть скважина переводится под закачку. Количество таких скважин составляет более 50% фонда. Поэтому сделать качественный анализ по увеличению приемистости до и после выполнения гидроразрыва пласта не предоставляется возможным [3, 4].

Результаты проведенных промысловых замеров показали, что средний дебит нефти на дату их перевода под закачку составлял 135,7 т/сут. Первоначальная приемистость этих скважин была равна 600 м3/сут. По скважинам, на которых ГРП не проводился, средний дебит нефти на дату перевода под закачку равен 72 т/сут., первоначальная же приемистость составляет 115 м3/сут. Как видно приемистость скважин, на которых были проведены мероприятия по ГРП намного выше (в 2-2,5 раза), чем в скважинах на которых ГРП не был проведен. По добывающим скважинам первоначальные приросты, полученные по первоочередному участку месторождения изменяются от 280 т/сут до 100 т/сут и в среднем составляют 188 т/сут. Падения дебита привело к повышенному вниманию за работой скважин после ГРП. Для анализа были построены графики по скважинам, находящихся в работе не менее 25 суток [5, 6].

Так, по данным компании ООО РН - Юганскнефтегаз, на скважине номер 8701 – дебит после ГРП снизился с 330 до 280 т/сут., забойное давление упало на 0,20 МПа, количество воды уменьшилось с 0,2% до 0,01%, динамический уровень снизился с 840 до 1200 м, содержание мехпримесей сначала резко возросло, затем уменьшилось в 4 раза от первоначального. По результатам эксплуатации скважины №8515 – дебит после выполнения работ по ГРП снизился с 320 до 140 м3/сут., динамический уровень снизился от первоначального с 1100 до 2100 м, обводненность продукции на протяжении месяца находилось на одном уровне 0,02%, содержание мехпримесей сначала выросо, а затем уменьшилось в 4 раза от первоначального, забойное давление упало на 0,70 МПа, от начального [7]. На основании этого можно сделать вывод:

– По скважинам прослеживается высокое содержание КВЧ (более 1000 мг/л), даже при условии не достижения расчётных депрессий на пласт, что в свою очередь создаёт большие проблемы с эксплуатацией подземного насосного оборудования (количество отказов прямое тому подтверждение).

– Темп снижения дебита после ГРП на скважинах несколько превышает заложенные в расчётах. Эта ситуация может развиваться и дальше. Интенсивное снижение дебита на ряде скважин вынудит уходить на меньшие типоразмеры установок ЭЦН в дальнейшем, реальным решением этой проблемы может стать только оптимизация закачки.

– Наличие воды в продукции скважин присутствует только в первые сутки их эксплуатации, что обусловлено выносом закаченной технологической воды во время проведения ГРП. Рост обводнённости в дальнейшем прослеживается не значительно.

Видно, что резкий скачек дебита в сторону его увеличения соответствует проведению ГРП на определенную дату. Дебит по нефти значительно увеличился (до 3 раз), прирост составил 102,4 т/сут. Обводненность же выросла незначительно, что характерно и в целом для месторождения. Это обусловлено в первую очередь геологическими особенностями строения залежи, ее низкой проницаемостью, а также отсутствием подошвенных вод и водоносных пропластков, т.е. на данном месторождении имеется ряд благоприятных факторов для проведения гидроразрыва пласта. Данное обстоятельство способствует интенсификации добычи нефти и вовлечению в разработку отдельных пропластков, которые не были охвачены дренированием.