CC BY
42
УДК 62
АНАЛИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ПАРАМЕТРОВ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГРП НА ОБЪЕКТЕ ЮВ1 НИВАГАЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Газдиев Амаль Идрисович
Аспирант, ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
79220493448@yandex. ru
В статье проведен анализ проведения ГРП объекта ЮВ1 Нивагальского и Урьевского месторождений для дальнейшего прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП. Проанализированы параметры, влияющие на успешное проведение технологии ГРП. На основании полученных данных выявили эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа пласта.
Ключевые слова: месторождение, ГРП, трещина гидроразрыва пласта, призабойная зона, скважина, дебит.
ANALYSIS OF GEOLOGICAL, TECHNOLOGICAL AND EFFICIENCY PARAMETERS OF HYDRAULIC FRACTURING AT THE OBJECT OF THE SE1 NIVAGALSKOYE FIELD
Gazdiev Amal Idrisovich
Postgraduate student, Tyumen Industrial University
79220493448@yandex.ru
The article analyzes the hydraulic fracturing of the object SE1 of the Nivagal and Uryevsky fields for further forecasting of the efficiency indicators of repeated hydraulic fracturing. The parameters influencing the successful implementation of hydraulic fracturing technology are analyzed. Based on the data obtained, the efficiency of the development of hard-to-recover oil and gas reserves of the formation was revealed.
Keywords: deposit, hydraulic fracturing, hydraulic fracturing crack, bottom-hole zone, well, flow rate.
проницаемости песчанистости -действующего и геологическим
По скважинам с ГРП на объекте ЮВ1 за весь период применения эффективная толщина пласта всреднем составила 12,5 м, коэффициент 11,0 мД, коэффициент 0,46 д.ед. Группы скважин бездействующего фонда по характеристикам слабо различаются. В половине случаев (около 45 %) масса проппанта составила менее 15 т, начиная с сентября 2004 г. выполняются большеобъемные обработки (с массой более 30 т), причем с 2005 г. по 2008 г. доля большеобьемных ГРП составляет около 70 % (средняя масса проппанта в этот период равна 31,8 т). Темп закачки жидкости разрыва в целом составил 3,3 м3/мин (до 2003
года темп закачки составлял в среднем 3,7 м3/мин, начиная с 2003 года - в среднем 2,2 м3/мин). Максимальная концентрация и средняя концентрация проппанта по годам обработок, как правило, выше 800 кг/м3 и 400 кг/м3, и в среднем составляет 878 кг/м3 и 434 кг/м3 соответственно. На скважинах, где ГРП выполнен при вводе скважин из бездействия, применяли более высокую массу проппанта (в среднем 22,5 т против 15,5 т) и меньший темп закачки жидкости разрыва (2,8 м3/мин против 3,5 м3/мин).
Большинство обработок
эксплуатационного фонда приходилось на действующие добывающие скважины (69 %), в
период 2005-2008 гг. выполненопримерно равное количество на скважинах действующего (23 ГРП) и бездействующего (22 ГРП) фонда. В целом по скважинам эксплуатационного фонда отмечается стабильная эффективность ГРП по жидкости (на уровне 23,0 т/сут для действующих и 28,2 т/сут для бездействующих добывающих скважин), тогда как по нефти на бездействующих скважинах с 2005 г. наблюдается уменьшение эффекта. Отметим, что в 1994-2008 гг. эффективность по нефти на действующих скважинах эксплуатационного фонда держится в среднем на
уровне 10,6 - 16,3 т/сут. Обводненность после ГРП на скважинах, выводимых из бездействия в среднем на 30 % выше, чем на действующих добывающих скважинах (71,6 против 41,3 %).
Средний дебит жидкости после ГРП составил 24, 6 т/сут, нефти - 12,1 т/сут; суммарная дополнительная добыча нефти по объекту достигла 2150,6 тыс.т (41 % от суммарной добычи нефти по объекту ЮВ1 на месторождении, рисунок 1.1), в том числе: по эксплуатационному фонду скважин - 2138,1 тыс.т , по фонду из бурения - 12,5 тыс.т.
Рис. 1. Изменение дополнительной
Большая часть обработок осуществлена на малодебитных скважинах (более 50% имели дебит жидкости менее 5 т/сут), после ГРП - дебит жидкости у большей части превысил 20 т/сут. Отмечены тенденции увеличения дебита жидкости после ГРП с увеличением эффективной мощности пласта и массы проппанта, увеличения удельного дебита жидкости с увеличением удельной массы проппанта. Отметим, что по большей части скважин с увеличением дебита жидкости увеличивается и обводненность после ГРП. Также на увеличение обводненности после ГРП оказывает влияние высокая накопленная обводненность и расстояние до ближайшей нагнетательной скважины.
и нефти за счет ГРП по годам. Объект ЮВ
Как показывает динамика изменения средних дебитов, приведенных на дату ГРП, большая эффективность по нефти достигнута на скважинах с большей эффективной мощностью пласта. Причем, длительность эффекта увеличивается с увеличением эффективной мощности (рисунок 1.2 а).
Наибольшая эффективность по жидкости в первые два года после обработки получена на скважинах с эффективной толщиной в интервале 12 - 15 м. У скважин с эффективной толщиной менее 8 м и 8 - 12 м через полгода после проведения ГРП результаты по жидкости различаются несущественно (рисунок 1.2 б).
Рис.2. Приведенные на дату ГТМ дебиты нефти (а) и жидкости (б) по диапазонам эффективной мощности. Обобщенныезависимости дебитов жидкости и нефти после ГРП от средней эффективной мощности пласта (в). Объект ЮВ
На Нивагальском месторождении на объекте ЮВ1 было проведено 4 ГРП на скважинах выводимых из бурения, причем три из них при бурении вторых стволов. Бурение новой скважины № 2831 в мае 2008 г. на объекте ЮВ1 показало лучший результат (в среднем за 3 месяца дебит по нефти - 15,5 т/сут, по жидкости - 20,6 т/сут), по сравнению с бурением боковых стволов (6,7 т/сут и 48,9 т/сут соответственно). Необходимо отметить, что из 4 скважин, построенных на объект ЮВ1, высокий эффект (среднегодовой прирост дебита нефти более 15 т/сут) не получен ни на одной скважине, среднегодовой прирост нефти составил 1,8-11,4 т/сут, в среднем 6,8 т/сут. На скважине №2237Н полученные результаты не являются удовлетворительными (дебит нефти - 1,0 т/сут, жидкости - 98 т/сут, при обводненности 99 %). Все ГРП, проведенные на скважинах после бурения вторых стволов, являлись большеобьемными, используемая масса проппанта в среднем составила 34 т, при максимальной концентрации 776,6 кг/м3.
По состоянию на 1.01.2009 г. на объекте ЮВ1 выполнена 41 повторная обработка, в анализе
участвовали скважины с совпадающими или частично пересекающимися интервалами воздействия. Так, при проведении повторных обработок использованная масса проппанта увеличена более чем в два раза, а максимальная концентрация на 22 %, темп закачки жидкости разрыва, наоборот, был уменьшен на 16 % и составил 3,1 м3/мин. Дебиты жидкости и нефти до ГРП при первых и повторных обработках различались незначительно (5,0 т/сут против 5,5 т/сут и 3,9 т/сут против 3,6 т/сут соответственно). После первых ГРП были получены следующие результаты: дебит жидкости -15,6 т/сут, нефти -10,4 т/сут, обводненность - 33 %. При повторных обработках полученные результаты оказались выше первых: по жидкости на 37 %, по нефти на 21 %, обводненность выше на 13 %, при том, что средняя накопленная добыча нефти на момент ГРП при повторных обработках составляла 18,7 тыс.т/скв. против 8,6 тыс.т/скв. (таблица 2). Таким образом, совершенствование технологии с увеличением массы проппанта, несмотря на значительную разницу в накопленной добыче между первыми и повторными обработками, принесло положительные результаты.
Таблица 1
Средние значения основных геолого-физических параметров пластов, технологических параметров ГРП,показателей эффективности повторных ГРП
Параметр ЮВ1
Кратность обработки 1 ГРП 2 ГРП
Количество скважин 41
Геолого - физические параметры
Эффективная мощность, м 12.5
Эффективная нефт. толщина, м 10.2
Проницаемость, мД 10.3
Альфа ПС, д.ед. 0.7
Пористость, д.ед. 0.16
Технологические параметры
Масса проппанта, т 10.5 22.9
Максимальная концентрация, кг/м3 770 933
Средняя концентрация, кг/м3 374 493
Темп закачки жидкости разрыва, м3/мин 3.7 3.1
Эксплуатационные параметры
Дебит жидкости до ГРП, т/сут 5.0 5.5
Дебит нефти до ГРП, т/сут 3.9 3.6
Обводненность до ГРП,% 21 35
Дебит жидкости после ГРП, т/сут 15.6 24.8
Дебит нефти после ГРП, т/сут 10.4 13.3
Обводненность после ГРП, % 33 46
Начальный прирост дебита жидкости, т/сут 10.6 19.3
Начальный прирост дебита нефти, т/сут 6.4 9.7
Удельная масса проппанта, т/м 0.8 1.8
Удельный дебит жидкости, т/сут/м 1.24 1.98
Динамика средних дебитов, приведенных на дату запуска после ГРП, показывает, что в течение двух лет сохраняется превосходство повторных обработок над первыми примерно в 1,5 раза, как по дебитам жидкости, так и по дебитам нефти (рисунок 3). В то же время, при рассмотрении повторных обработок по годам, установленно, что высокие результаты повторных
ГРП основываются на обработках 1994 - 2002 гг. При повторных обработках более позднего периода с годами средние дебиты нефти уменьшаются, а средняя обводненность увеличивается. Средние дебиты жидкости после повторных ГРП выше относительно первых обработок в 1,3 - 2,0 раза (рисунок 4).
& н £ V о а П £ 15 $
& 1= Е t X 1- «О й> 'X 3 I в с. о - а)
14
4_____________________
* I
2
I э Си о -б)
2 -7 -2 3 8 13 18 23 Относительное время, мес ♦ I ГРП -.—II ГРП 2 -7 -2 I 8 13 13 23 Относительное время, мес I ГРП -.—II ГРП
Рис. 3. Приведенные на дату ГТМ дебиты нефти (а) и жидкости (б)для первых и повторных
обработок. Объект ЮВ
Рис 4. Средние дебиты нефти (а) и жидкости(б) после ГРП, средняя обводненность после ГРП (в)по годам. Сравнение повторных операций различных лет с их первыми обработками. Объект ЮВ
Также на Нивагальском месторождении на объекте ЮВ1 проведено пять третьих обработок. При первых обработках масса проппанта и максимальная концентрация проппанта составили 9,0 т и 740 кг/м3 соответственно. При повторных и третьих обработках масса проппанта и максимальная концентрация увеличиваются и достигают средних значений 22,6 т и 1002 кг/м3 соответственно. Темп закачки жидкости разрыва, наоборот, уменьшается с 4,1 м3/мин до 2,8 м3/мин. При первых обработках были получены дебиты: нефти - 11,4 т/сут, жидкости - 13,6 т/сут, при повторных обработках дебиты увеличиваются, на 20 % по нефти и на 33 % по
жидкости. При третьих обработках происходит дальнейшее увеличение начального дебита по нефти на 12 %, по жидкости на 8 % относительно повторных обработок (см. таблицу 2). Низкий результат от третьего ГРП получен только по одной скважине - № 9315.Операция проведена без технологических нарушений, в пласт закачано 30 т проппанта, низкий дебит жидкости (5,6 т/сут на второй месяц после ГРП) не может быть объяснён высокой выработкой запасов (накопленная добыча жидкости - 21,7 тыс.т, нефти - 14,5 тыс.т) или низким пластовым давлением (30,1 МПа), данные о промыслово-геофизических исследованиях отсутствуют.
Таблица 2
Средние значения основных геолого-физических параметров пластов, технологических параметров ГРП, показателей эффективности повторных и третьих ГРП
Параметр ЮВ1
Кратность обработки 1 ГРП 2 ГРП 3 ГРП
Количество скважин 5
Геолого - физические параметры
Эффективная мощность, м 12,2
Эффективная нефт. толщина, м 9,8
Проницаемость, мД 6,6
Альфа ПС, д.ед. 0,6
Пористость, д.ед. 0,16
Технологические параметры
Масса проппанта, т 9,0 16,0 22,6
Максимальная концентрация, кг/м3 740 991 1002
Средняя концентрация, кг/м3 323 522 499
Темп закачки жидкости разрыва, м3/мин 4,1 3,6 2,8
Эксплуатационные параметры
Дебит жидкости до ГРП, т/сут 5,5 6,5 5,1
Дебит нефти до ГРП, т/сут 4,5 5,3 4,3
Обводненность до ГРП, % 18 19 16
Дебит жидкости после ГРП, т/сут 13,6 20,5 22,3
Дебит нефти после ГРП, т/сут 11,4 14,2 16,2
Обводненность после ГРП, % 16 31 27
Начальный прирост дебита жидкости, т/сут 8,1 14,0 17,2
Начальный прирост дебита нефти, т/сут 7,0 8,9 11,8
Удельная масса проппанта, т/м 0,7 1,3 1,9
Удельный дебит жидкости, т/сут/м 1,12 1,68 1,83
Выводы:
При повторных ГРП дебиты нефти Нивагальского месторождения оказались выше первых на 21%. Динамика средних дебитов нефти и жидкости показывает, что в течение двух лет сохраняется превосходство повторных ГРП над первыми в 1,5 раза, как по дебитам жидкости, так и по дебитам нефти.
На Нивагальском месторождении кратность увеличения дебитов жидкости после
повторного ГРП в 1,5 раза выше по сравнению с первым. На Урьевском месторождении начальный дебит жидкости после повторного ГРП ниже на 26,7 %. Повторные ГРП на Нивагальском месторождении показали большую
эффективность, чем первые, а на Урьевском месторождении ситуация диаметрально противоположная, что требует другого подходы к выбору скважин- кандидатов для повторного ГРП
ЛИТЕРАТУРА
1. В.И. Некрасов, А.В. Глебов, Р.Г. Ширгазин, В.В. Вахрушев. Гидроразрыв пласта: внедрение и результаты, проблемы и решения. 2001 - 72 с.
2. Гидроразрыв пласта и контроль его качества. Конспект открытого курса фирмы Schlumberger. Инструктор - Мануэль Брамао. 2004 г. - 96 с.
3. Технологический регламент по технологии гидравлического разрыва пласта для интенсификации притока пластового флюида. РД 00158758-112- 2000. Тюмень. ТюменНИИГипрогаз. -2001. -С. 68.
