АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ГРП ПРИ РАЗРАБОТКЕ КОГАЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На Когалымском месторождении, разрабатываемом ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ТПП «Когалымнефтегаз», в 2016 году в работу после ГРП запущено 8 добывающих скважин. На эксплуатационном фонде выполнено 4 операции ГРП. Также 4 скважины в 2016 году были введены в эксплуатацию из бурения с применением ГРП, при этом в двух из них, горизонтальных скважинах, была использована технология поинтервального ГРП с применением компоновки с муфтами. В обеих скважинах проведено по 5 операций ГРП. В 4 скважинах эксплуатационного фонда был реализован повторный ГРП. Весь объем операций выполнен на объекте ЮС₁ – 16 ГРП.

Более того, весь объем операций ГРП в 2016 году на залежь 4 объекта ЮС₁. На рисунке 1 представлена карта текущего состояния разработки залежи 4 объекта ЮС₁ Когалымского месторождения.

За счет ГРП на добывающем фонде скважин в 2016 году дополнительно добыто 48,3 тыс. т нефти или в среднем на одну скважина-операцию 3,1 тыс. т, в том числе по эксплуатационным скважинам – 6,1 тыс. т или 1,53 тыс. т/скв, по скважинам из бурения – 42,2 тыс. т или 3,32 тыс. т/скв.

На Когалымском месторождении в 2016 году на эксплуатационном фонде выполнено 4 ГРП, после которых скважины запущены в работу. Отметим, что в 2016 году объем ГРП на эксплуатационных скважинах вырос по сравнению с предыдущими годами – в 2015 году выполнено 2 ГРП, в 2014 году – 3 ГРП.

На эксплуатационном фонде скважин за счет ГРП в 2016 г. дополнительно добыто 6,1 тыс. т нефти или в среднем на одну скважина-операцию 1,53 тыс. т/скв.

В связи с увеличением количества операций в 2016 г. дополнительная добыча нефти за счет ГРП на эксплуатационном фонде получена выше уровня 2014 года – 2,7 тыс. т или 1,35 тыс. т/ скв.

Вся дополнительная добыча нефти за счет ГРП на эксплуатационных скважинах получена по пласту ЮС₁. На других объектах разработки в 2016 году ГРП не проводился.

При выполнении операций ГРП на пласт ЮС₁ было закачено от 30 до 60 тонн проппанта (в среднем – 42 тонны). Использование небольшой массы проппанта при проведении гидрозазрыва на пласте БС₁₆ обусловлено риском прорыва трещины в водо-насыщенные пропластки.

В целом по скважинам эксплуатационного фонда после ГРП средний начальный дебит жидкости составил 23,4 т/сут, дебит нефти – 9,35 т/сут. Начальный прирост дебита нефти в среднем составил 5,25 т/сут. Среднее время работы после ГРП скважин эксплуатационного фонда составляет 265 суток, эффект по всем скважинам продолжается.

В результате анализа мини-ГРП, проведенного в скважине № 2541, были получены следующие данные: эффективность жидкости ГРП составила 30 %, по дизайну – 53 %; эффективное давление по ГРП составляет 59 атм., по дизайну - 36 атм. Общие потери на трения составили 140 атм. Пластовое давление, определенное по методу Хорнера составило 283 атм., пластовое давление по данным заказчика – 193 атм.

По результатам анализа мини-ГРП на данной скважине ввиду полученного высокого значения давления закрытия и низкой эффективности жидкости был увеличен объём буферной стадии с 22 м3 (28 % от смеси) до 24 м3 (30 % от смеси); снижена максимальная концентрация проппанта с 1200 кг/м3 до 1000 кг/м3, изменен график закачки по стадиям. Работа была успешно закончена в соответствии с измененным дизайном с приростом МДОЗ - 21 атм. Масса проппанта по факту 30 т. В пласт закачано 29,8 т.

Анализ мини-ГРП на скважине № 3531 показал, что эффективность жидкости ГРП составляет 44 %. По дизайну эффективность жидкости - 51,1 %. Эффективное давление на ГРП составляет 65,8 атм., по дизайну - 58,7атм. Общие потери на трения составили 121 атм. Пластовое давление, определенное по методу Хорнера, составило 267 атм. По результатам анализа мини-ГРП в связи с большим чистым давлением принято решение увели чить буферную стадию до 28 м3. Работа успешно проведена по измененному плану, МДОЗ на устье - 150 атм., прирост составил – 8 атм. Масса проппанта по факту - 35т. В пласт закачано 34,8 т.

Анализ мини-ГРП на скважине № 3512 показал, что эффективность жидкости ГРП составляет 454,7 %. По дизайну эффективность жидкости - 61,5 %. Эффективное давление на ГРП составляет 75,5 атм., по дизайну - 57,4атм. Общие потери на трения составили 139 атм. Пластовое давление, определенное по методу Хорнера, составило 158 атм. По результатам анализа мини-ГРП, в связи с меньшей эффективностью жидкости и большим чистым давлением, дополнительными утечками, принято решение увеличить буферную стадию до 47 м3 (35 м3), изменить график набора по стадиям. Работа была успешно проведена по измененному плану, МДОЗ на устье - 151атм, прирост составил 28атм. Масса проппанта по факту - 60 т. В пласт закачано 59,8 т.

Анализ мини-ГРП на скважине № 138р показал, что эффективность жидкости ГРП составляет 33,4 %. По дизайну эффективность жидкости - 40%. Эффективное давление на ГРП составляет 28,2 атм., по дизайну - 39 атм. Общие потери на трение составили 84 атм. Пластовое давление, определенное по методу Хорнера, составило 256 атм. По результатам анализа мини-ГРП принято решение увеличить расход жидкости до 2,7 м3/мин (план - 2,5 м3/мин). Работа была успешно проведена по плану, МДОЗ на устье - 148атм, рост составил 22 атм. Масса проппанта по факту - 10 т. В пласт закачано 9,8 т.

Важно отметить, что все операции ГРП, проведенные в 2016 году на объекте ЮС₁ на эксплуатационном фонде скважин являются повторными.

При выполнении повторных ГРП на пласт ЮС₁ параметры технологии обработки отличаются от аналогичных параметров первых ГРП. С увеличением кратности обработки в большинстве случаев происходит наращивание массы проппанта и максимальной концентрации проппанта. Так, при выполнении повторного ГРП на скважинах в среднем масса проппанта в 2,1 раз больше, чем при первом подходе (41,6 против 20,3 т), а максимальная концентрация проппанта – в 1,2 раза (1140 против 934 кг/м³). При этом первый и второй ГРП на пласт ЮС₁ выполнены в различных геологических условиях – эффективная мощность пласта составила 6,6 и 8,8 м соответственно, проницаемость – 1,7 и 0,8 мД соответственно.

Однако, не смотря на все это, эффективность по нефти вторых ГРП значительно ниже, чем после первых – средний начальный прирост дебита нефти составил 6,5 против 11,9 т/сут, начальный прирост дебита по жидкости после повторных ГРП, в свою очередь, несколько увеличился – 22,2 т/сут (после первых ГРП – 15,4 т/сут). Дополнительная добыча нефти также значительно снизилась и составила 5,8 тыс. т, тогда как после первых ГРП было дополнительно добыто 15,3 тыс. т.

Также стоит отметить, что среднее значение темпов снижения дебита нефти после проведения повторных ГРП на скважинах превышает аналогичное значение после проведения первых гидроразрывов.

Так, темп снижения дебита нефти после проведения первых ГРП в среднем равен 0,51 т/мес., а после повторных - 1,07 т/мес. Таким образом, темп снижения дебита нефти после повторных превышает темп снижения после первых ГРП более чем в 2 раза, а это значит, что продолжительность эффекта от повторных ГРП не составит более 11 - 16 месяцев.

Таким образом, на объекте ЮС₁ Когалымского месторождения эффективность по нефти повторных операций с увеличением кратности обработки значительно снижается, что связано с выработкой запасов и слабым слиянием системы ППД.

В целом для повторных ГРП в 2016 г. характерно увеличение массы проппанта закачанной в пласт по сравнению с предыдущими операциями. Несмотря на это, эффективность по нефти повторных операций ниже, чем по предшествующим операциям, что обусловлено выработкой запасов и ростом обводненности добываемого продукта вследствие заводнения фонда и слабым влиянием системы ППД.

В 2016 г. на Когалымском месторождении выполнено 12 ГРП при освоении после бурения, после которых скважины запущены в работу. Так 2 операции выполнены при бурении наклонно-направленных скважин (ННС), 10 ГРП осуществлены на горизонтальных скважинах (ГС).

За счет ГРП на фонде из бурения в 2016 г. дополнительно добыто 42,2 тыс. т нефти или в среднем на одну скважина-операцию 3,3 тыс. т, в том числе:

- по новым ННС (2 ГРП) – 4 тыс. т или 2 тыс. т/скв соответственно;

- по ГС из бурения (10 ГРП) – 38,2 тыс. т или 3,8 тыс. т/скв соответственно.

Отметим, что в 2016 году объем ГРП при освоении вырос по сравнению с предыдущими годами – в 2015 году выполнено 10 ГРП, в 2013 году – 9 ГРП.

В связи с увеличением количества операций в 2016 г. дополнительная добыча нефти за счет ГРП на фонде из бурения получена выше уровня 2015 года – 31,1 тыс. т или 3,1 тыс. т/ скв.

Вся дополнительная добыча нефти за счет ГРП на скважинах из бурения получена по пласту ЮС₁. В таблице 3.5 представлены показатели эффективности ГРП на фонде из бурения. В целом по скважинам фонда из бурения после ГРП средний начальный дебит жидкости составил 36,5 т/сут, дебит нефти – 29 т/сут.

В скважине №2521Г реализована технология пятистадийного ГРП с применением раздвижных муфт.

Анализ мини-ГРП на первой зоне в скважине №2521Г показал, что эффективность жидкости ГРП составляет 40 %. По дизайну эффективность жидкости – 59 %. Эффективное давление ГРП составляет 112 атм., по дизайну - 75 атм. По результатам анализа мини-ГРП в связи с низким значением эффективности жидкости и высоким значением эффективного давления, было принято решение увеличить объем буферной стадии до 30 м3 (план - 26 м3) и увеличить расход до 3,7 м3/мин (план - 3,5 м3/мин). Первая зона МГРП выполнена по технологии «Zone Select». Масса проппанта по факту - 30 т. В пласт закачано 29,8 т. Анализ мини-ГРП на второй зоне показал, что эффективность жидкости ГРП составляет 57 %. По дизайну эффективность жидкости – 55 %. Эффективное давление по мини-ГРП составляет 93 атм., по дизайну - 58 атм. По результатам анализа мини-ГРП в связи с высоким значением эффективного давления, было принято решение увеличить объем буферной стадии до 30 м3 (план - 26 м3) и увеличить расход до 3,7 м3/мин (план - 3,5м3/мин). Вторая зона МГРП выполнена по технологии «Zone Select». Масса проппанта по факту - 30 т. В пласт закачано 29,8 т. Анализ мини-ГРП на третьей зоне показал, что эффективность жидкости ГРП составляет 27 %. По дизайну эффективность жидкости – 55 %. Эффективное давление по второму мини-ГРП составляет 46 атм., по дизайну - 58 атм. По результатам анализа мини-ГРП в связи с низким значением эффективного давления и низкой эффективностью, было принято решение увеличить объем буферной стадии до 40 м3 (план - 26 м3) и увеличить расход до 3,8 м3/мин (план – 3,5 м3/мин). После стадии замещения из-за высокого значения давления трения 295атм было принято решение провести 3 цикла ГВЗ с расходом - 4,3 м3/мин и 1 цикл с расходом - 3,5 м3/мин, объем ГВЗ составил 10 м3. Прирост МДОЗ составил 51 атм. Третья зона МГРП выполнена по технологии «Zone Select». Масса проппанта по факту - 30 т. В пласт закачано 29,8 т. Анализ мини-ГРП на четвертой зоне показал, что эффективность жидкости ГРП составляет 37 %. По дизайну эффективность жидкости – 54 %. Эффективное давление по мини-ГРП составляет 104 атм., по дизайну - 60 атм. По результатам анализа мини-ГРП в связи с высоким значением эффективного давления и низкой эффективностью на замещении, было принято решение увеличить объем буферной стадии до 30 м3 и увеличить расход до 3,8 м3/мин. Прирост МДОЗ составил 29 атм. Четвертая зона МГРП выполнена по технологии «Zone Select». Масса проппанта по факту - 30 т. В пласт закачано 29,8 т. Мини-ГРП на пятой зоне был отменен. Анализ замещения показал, что эффективность жидкости ГРП составляет 33 %. По дизайну эффективность жидкости – 55 %. Эффективное давление по замещению составляет 56 атм., по дизайну - 58 атм. По результатам анализа замещения в связи с низкой эффективностью, было принято решение увеличить объем буферной стадии до 36 м3 (план - 26 м3) и увеличить расход до 3,7 м3/мин (план - 3,5м3/мин), а также изменить график закачки. Прирост МДОЗ составил 47 атм. Пятая зона МГРП выполнена по технологии «Zone Select». Масса проппанта по факту - 30 т. В пласт закачано 29,8 т.

Анализ мини-ГРП на скважине №2501 показал, что эффективность жидкости ГРП составляет 64 %. По дизайну эффективность жидкости – 71 %. Эффективное давление по мини-ГРП составляет 62 атм., по дизайну - 58 атм. После анализа мини-ГРП было принято решение проводить основную закачку согласно дизайна. Прирост МДОЗ составил 6 атм. Масса проппанта по факту - 30 т. В пласт закачано 29,8 т.

Стоит отметить то, что в 2016 году именно ввод новых скважин в эксплуатацию с применением ГРП оказался наиболее эффективным мероприятием и составил более 79 % от общего числа дополнительной добычи на месторождении.

Обобщая полученные путем анализа данные видится целесообразным и наиболее эффективным в дальнейшем при разработке объекта ЮС₁ сделать упор на бурение новых ГС с применением многостадийного ГРП при вводе их в эксплуатацию, а также на бурение горизонтальных стволов в уже пробуренных вертикальных скважинах. Как показал анализ проведенного на объекте ГРП именно ввод скважин с МГРП является для данного объекта разработки наиболее экономически и технически эффективным. Причиной этому является тот факт, что объект ЮС₁ имеет сложное геологическое строение, ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства, подошвенную воду, а сами по себе запасы являются трудноизвлекаемыми.

Проанализировав действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин объекта рекомендую:

- в скважине №3511 провести повторный ГРП с увеличением объема проппанта в 1,5 раза (эффективность мероприятия – 2,8 тыс. т, продолжительность эффекта – 1 год). Перед ГРП провести ОПЗ блокирующими жидкостями, не снижающими ФЕС пласта - водные растворы электролитов, кислот и т. д;

- в скважинах №2538Г, №2521Г, №2514Г, №3523Г, №2536Г, №4548Г, №3528Г через 1-2 года провести повторные МГРП (раздвижные муфты многоразового действия) с увеличением объема закачки проппанта в 1,5 (суммарная эффективность по всем скважинам составит 38 - 40 тыс. т, продолжительность эффекта в среднем 1 – 1,5 года). Перед ГРП провести ОПЗ блокирующими жидкостями, не снижающими ФЕС пласта - водные растворы электролитов, кислот и т. д;

- ЗБС в скважинах №3505, №2501, №3522, №2541;

- перевод скважины №3504 под нагнетание;

- бурение новых ГС и ввод их в эксплуатацию с МГРП с применением раздвижных муфт.

Список литературы

1. Бойко, В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений [Текст]: учеб. пособие / В. С. Бойко. – Москва: Недра, 1990. – 427 с.
2. Борисов, Ю. П. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности [Текст]: учеб. пособие / Ю. П. Борисов, З. К. Рябинина, В. В. Воинов. – Москва: Недра, 1976. – 342 с.
3. Галеев, Р. Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья [Текст]: учеб. пособие / Р. Г. Галеев. – Москва: КУБК-а, 1997. – 294 с.