ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ОДНОМ ИЗ ЗАПАДНО-СИБИРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

АННОТАЦИЯ

В данной работе проведен сравнительный анализ двух технологий гидравлического разрыва пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах на одном из объектов Западно-Сибирского месторождения.

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, ГРП, ТРИЗ, МГРП.

Для выбора оптимальной технологии на объекте X была проведена разбивка на участки А, Б, В, Г и Д для дальнейшего сопоставления технологий в схожих горно-геологических условиях.

На всех исследуемых горизонтальных скважинах объекта X была выполнена операция многозонного гидравлического разрыва пласта (МГРП). При этом были применены 2 технологии ГРП – это 2-х стадийный МГРП и стандартный МГРП.

Анализ эффективности проводился по всему объекту целиком, также отдельно рассмотрен участок Б, как наиболее представительный. Остальные группы скважин рассматривались только в общей выборке, в связи с недостаточным количеством обработок для сравнения, либо по причине присутствия на участке только одной из технологии ГРП.

Стоит отметить, что 2-х стадийный МГРП на объекте X используется в худших геологических условиях по H_эф и составляет 80% от стандартного МГРП.

Средние дебиты жидкости по горизонтальным скважинам в 1 месяц с 2-х стадийным МГРП и стандартным МГРП, приведенные на 1 скважину, практически идентичны – 100 и 96,7 % соответственно (рисунок 1).

Рисунок 1. Приведенные на дату ГРП средние дебиты жидкости, нефти, обводненность и динамический уровень по горизонтальным скважинам со стандартным МГРП и с 2-х стадийным МГРП по объекту X.

На рисунке 2 представлен график средней накопленной добычи нефти для каждой скважины по месяцам. Следует отметить, что 2-х стадийный МГРП показывают лучшие результаты, чем стандартный МГРП. Так, на 12 месяц работы в среднем одна скважина с 2-х стадийным МГРП опережает накопленную добычу нефти по сравнению с стандартным МГРП на 13,2%

Рисунок 2. Средняя накопленная добыча нефти для каждой скважины по месяцам

По объекту X средний дебит нефти в скважинах с 2-х стадийным МГРП за первые 4 месяца ниже, чем по стандартному МГРП. Это может быть связанно с закачкой большего объема жидкости для проведения ГРП по данной технологии. Однако, на 5-12 месяц работы дебит нефти по 2-х стадийному МГРП превосходит показатели стандартного МГРП и на конец 12 месяца составляет 23 % (рисунок 3).

Рисунок 3. Приведенные на дату ГРП средние дебиты нефти по горизонтальным скважинам с 2-х стадийным МГРП и стандартным МГРП по объекту X помесячно

По скважинам с 2-х стадийным МГРП среднее значение динамического уровня после запуска составило 72 % от стандартного МГРП. Для скважин со стандартным МГРП по всему объекту наблюдается интенсивное падение динамического уровня. Так, на 4 месяц работы скважин динамический уровень опускается на отметку 250 % от значения 2-го месяца, тогда как эти значения для 2-х стадийного МГРП достигаются только на 10 месяц работы скважин.

Далее рассмотрен отдельно участок Б.

Начальные дебиты жидкости по горизонтальным скважинам с 2-х стадийным МГРП и стандартным МГРП практически идентичны – 98,8 и 100 % соответственно. Темп снижения за первые 5 месяцев по 2-х стадийным МГРП практически в 2 раза ниже, чем по стандартным работам (23,9 % и 42,3 % соответственно) (рисунок 4).

Рисунок 4. Приведенные на дату ГРП средние дебиты жидкости, нефти, обводненность и динамический уровень по горизонтальным скважинам со стандартным МГРП и с 2-х стадийным МГРП по участку Б.

Если по скважинам со стандартным МГРП средний дебит нефти имеет пиковое значение 63,2 % на 2 месяц после ввода и на 5-й месяц снижается до значения 44,9 %, то по скважинам с 2-х стадийным МГРП пиковое значение 60,3 % достигается на 4-й месяц и на 5-й несколько снижается до отметки 55 %. При этом темп снижения выше по стандартным работам.

По скважинам с 2-х стадийным МГРП среднее значение динамического уровня после запуска составило 43 % от значений после запуска для стандартного МГРП. На 5-й месяц для 2-х стадийных МГРП динамический уровень в среднем снижается до 62 % от значений по 5-му месяцу для стандартного МГРП. Таким образом, у скважин с 2-х стадийным МГРП за счет большего охвата пласта добывной потенциал несколько выше.

Основной причиной интенсивного снижения дебита жидкости и динамического уровня скважин со стандартным МГРП является недостаточный охват трещинами ГРП в условиях низких фильтрационно-емкостных свойств объекта X

В результате проделанной работы были сделаны следующие выводы:

• в скважинах с горизонтальным окончанием проведение 2-х стадийного МГРП показывают более высокую эффективность, чем применение стандартной технологии МГРП при худших горно-геологических условиях. Это обусловлено увеличением охвата за счет создания дополнительной трещиноватости при применении данной технологии;
• накопленные показатели жидкости и нефти за 12 месяцев эксплуатации в среднем по скважинам с 2-х стадийным МГРП выше, чем при стандартном подходе, при этом динамические уровни в целом снижаются значительно позже, чем после стандартных МГРП.

Список литературы:

1. Головкина Е.Г. Проектирование разработки доманиковых отложений с применением горизонтальных скважин и гидроразрыва пласта на примере Сабанчинского нефтяного месторождения // Е.Г. Головкина, А.Р. Салихзянов, Е.В. Грызунова, К.В. Павлова // материалы конф. / [науч. ред. Р.Х. Муслимов, М.Х. Салахов]. – Казань: Изд-во «Слово», 2017. – 165 с.
2. Экономидес М. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. Наведение мостов между теорией и практикой / М. Экономидес, Р. Олайни, П. Валько // – Техас: Орса Пресс, 2004. – С 20.