Регулирование процесса разработки объекта с применением геолого-технических мероприятий

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

Согласно утвержденным проектным решениям, за разработкой Тевлинско-Русскинского месторождения, для достижения проектных уровней добычи нефти применялись следующие геолого-технические мероприятия (ГТМ), интенсификации и регулирования процесса разработки:

бурение боковых стволов; проведение ГРП; физико-химическое воздействие в скважинах; перфорационные методы; обработка призабойной зоны добывающих скважин; ВИР и РИР; переводы на другой объ- ект. От проведения выше перечисленных мероприятий планировалось получить свыше 1200 тыс. тонн дополнительной добычи нефти [1, 2].

Динамика проведения ГРП на объекте соответствует динамике в целом по месторождению: 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 20052006 гг. (167-185 ГРП), в 2007-2010 гг. 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 23624,3 тыс. тонн (80 % от суммарной дополнительной добычи нефти за счет ГРП на месторождении), жидкости – 45609,4 тыс. тонн (в среднем 47,1 тыс.т/скв.).

Объект БС10

а)

Объект БС10

б)

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

Рис. 1. Дебиты нефти (а) и жидкости (б), приведенные на дату ГРП, с разделением по диапазонам эффективной толщины пласта.

По результатам анализа для объекта БС102-3 наблюдается прямая зависимость логарифмического вида дебита жидкости после ГРП от массы проппанта, однако при использовании более 15 т проппанта полу- чены меньшие дебиты нефти [3, 4, 5]. Это связано с тем, что малообъемные операции выполнялись на более ранней стадии разработки, в условиях меньшей обводненности. 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.

а)

<10 т—□— 10-15 т    15-30 т    30-40 т—□— 40-60 т —о  >60 т

б)

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

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 515 м в среднем 9,5 м; при этом использование удельной массы более 1,5 т/м не ведет к увеличению эффективности по нефти. Для коллекторов с эффективной мощностью 15-25 м (в среднем 19,0 м) нецелесообразно использование удельной массы проппанта более 1 т/м [6, 7, 8].

Так за всю историю разработки на объекте БС102-3 выполнено 126 обработок на скважинах при вводе из бурения. В динамике наблюдается увеличение дебита жидкости после ГРП вплоть до 2006 г., в 2007-2013 гг. – отмечено снижение эффективности относительно

2006 г. на 22-30%. По нефти падение эффективности наблюдается с 2006 г. и составляет 12-17% ежегодно [9]. Результаты операций на скважинах 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. Сравнительно 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 логарифмического типа дебитов нефти и жидкости после ГРП на скважинах при вводе из бурения от объемов закачки проппанта.