Оценка результатов мероприятий по повышению продуктивности скважин

Тюменский ИУ, г. Тюмень, Россия

ООО «Газпром добыча Уренгой», г. Уренгой, Россия

Для достижения проектных уровней добычи нефти на Тевлинско-Русскинском месторождении проводятся методы повышения нефтеотдачи пластов и регулирования процесса разработки такие, как гидроразрыв пласта, физико-химическое воздействие в нагнетательных скважинах, обработка призабойной зоны добывающих скважин и др. [1, 10, 14]. От проведения таких мероприятий планируется получить дополнительный обьем добычи нефти [2, 3, 11]. Динамика проведения ГРП на объекте соответствует динамике в целом по месторождению, количество обработок плавно растет (с 1 до 30 ГРП), наблюдается рост годового объема операций [4, 5, 7, 22].

Для определения влияния геологических характеристик обрабатываемого пласта на дебиты после ГРП был проведен анализ по скважинам, находыщимся в длительной эксплуатации и новых, вышедших сравнительно недавно из бурения [6, 8, 9, 23].

жидкость нефть

Рис. 1. Распределение дебита по диапазонам мощности пласта.

Оценка результатов показывает, что эффективность, как по жидкости, так и по нефти, увеличивается при воздействии на пласты бόльшей мощности при этом на коллекторах с эффективной толщиной менее 4 метров отмечены максимальные темпы снижения эффектов в первый год после обработок, с увеличением мощности коллектора дебиты нефти и жидкости после ГРП становятся более стабильными, так, наиболее стабильные эффекты получены на пластах мощностью более 22 метров. Для объекта БС10 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

[12, 15, 17, 24]. Наиболее стабильные дебиты после операций, как по жидкости, так и по нефти, получены при закачке проппанта 10-15 тонн, наибольшее падение дебита жидкости отмечено при объемах 4060 тонн, нефти – при массе более 60 тонн.

Оценка полученых зависимостей показала, что сравнительно высокий уровень обводненности продукции на скважинах, вышедших из бурения, объясняется высоким содержанием связанной воды (в районе скважин 150 куста), обводненностью от нагнетательных скважин (по скважинам 92 и 100 кустов) [16, 18, 19]. Средняя обводненность по диапазонам массы проппанта составляет около 50%, наименьшее ее значение – 33,8% получено при массе проппанта менее 10 тонн. Наиболее стабильные эффекты в первые полгода после обработок наблюдаются при закачке от 50 до 80 тонн проппанта [20, 21].

Отмечается тенденция увеличения дебита жидкости и удельного дебита жидкости после обработок при закачке бόльшей удельной массы проппанта для скважин с эффективной толщиной пласта 5-15 метров в среднем 9,5 м. Для коллекторов с эффективной мощностью 15-25 метров (в среднем 19,0 м) нецелесообразно использование удельной массы проппанта более 1 т/м.