CC BY
56
УДК 622.276
К ВЫБОРУ СКВАЖИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТА БС10 ЮЖНО-ЯГУНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Д. А. Холодницкий, ^ Н. Мезрин
Пермский государственный технический университет
В последнее время в отечественной практике добычи нефти и газа активно используется гидравлический разрыв пласта (ГРП). В Западной Сибири освоение ГРП начато в конце 80-х годов, на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» с 1993 г. выполнено более 1000 скважино - операций с возрастающими темпами внедрения и уменьшающейся долей низкоэффективных ГРП (рис. 1).
ал о.
О)
0
1
£ л т
и
о
5
-600 -500 -400 -300 -200
- 100
о л
■а
ф
X
л
У
л
ю о
к л
X
л
£
X
§
с о
СП 1- со 00 С5 ОЭ
О} О) о
СП О)
ю
О) СП
со <л
СП
оэ
СП
оо СП СП
СП О) СП
о о о см
Рис. 1. Динамика объемов проведения ГРП
Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного региона Тюменской области. В тектоническом плане оно приурочено к Ягунскому куполовидному поднятию, расположенному на северо-восточном погружении Сургутского свода.
Нефтегазоносность связана с терригенными отложениями меловой и юрской систем мезозоя (пласты БС10, БС11 и ЮС1). Наибольшая доля начальных извлекаемых запасов нефти (70 %) приходится на основной объект разработки — пласт БС10. Этот пласт развит по всей площади месторождения. Залежь пластово-сводового типа с элементами литологического экранирования.
Пласт - коллектор представлен песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, общая толщина которого в среднем 10,5 м при коэффициенте песчанисто-
сти 0,8; коэффициент нефтенасыщенности — 0,61; проницаемость изменяется
2 ^ от 0,008 до 0,250 мкм при средней 0,130 мкм .
Наибольшее количество ГРП (35 скв. - опер.) было проведено в 2001 году. Из них 28 оказались успешными (коэффициент успешности 0,8). В настоящее время ГРП применяется и при освоении скважин после бурения в зонах сложного геологического строения. В 2004 году выполнены ГРП на 10 скважинах залежи БС10, в том числе на четырёх действующего добывающего фонда, данные по которым приведены в табл. 1.
Таблица 1
Результаты гидроразрыва пласта в добывающих скважинах
№ ^п и « о Дата ввода после ГРП Режим работы % воды на конец года после ГРП, т/сут
до ГРП после ГРП
Чт т/сут % воды Чжг т/сут Чн, т/сут % воды Чж, т/сут
1 537 07.2004 1,2 5 1,3 16,0 50 32,0 45 14,8
2 2 741 05.2004 2,9 7 3,1 6,9 73 25,6 61 4,0
3 507 06.2004 2,4 3 2,5 15,4 63 41,6 52 13,0
4 598 07.2004 1,4 8 1,5 13,2 51 26,9 48 11,8
Как видно из таблицы, при увеличении дебита нефти от 2,5 (скв. 2741) до 13 раз (скв. 637) дебиты по жидкости увеличились в 8 ... 26 раз. Резкий рост обводненности продукции скважин связан с вытеснением жидкости из ранее заводненных участков пласта. Некоторое снижение процента воды на конец текущего года можно объяснить тем, что после проведения ГРП в продукции скважин присутствовала связанная пластовая вода из дренируемых скважинами зон пласта. Такое вполне возможно при коэффициенте нефтенасыщенности 0,61 и поровом типе коллектора.
По результатам анализа параметров пласта, влияющих на выбор скважины — кандидата для ГРП, предложены две скважины в северо — восточной части залежи БС10. Параметры пласта, фактические и ожидаемые приросты удельного дебита нефти на метр эффективной нефтенасыщенной толщины по скважинам представлены в табл. 2.
Таблица 2
Параметры пласта и скважин
Параметры пласта Скважины с проведенным ГРП Скважины, предлагаемые для проведения ГРП
637 2741 607 598 2716 780
6 3 6 5,8 3,9 3,5
кгдггёб.'мкм2 0,024 0,011 0,0251 0,138 0,018 0,024
к- ... „ 1 аптш . 0,58 0,75 0,74 0,71 0,71 0,73
Ад... ,о / под ■ 1 Л ОС1. 2,5 1,3 2,2 2,0 2,0 2,0
Рис. 2. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин и текущих отборов жидкости участка
Проведенное ГТМ на скв. 2741 оказалось малоэффективным из-за близости контура нефтеносности (рис. 2).
Таким образом, в результате анализа проведения ГРП на скважинах залежи БС10 Южно-Ягунского месторождения отмечено следующее:
1. Значительная эффективность ГТМ для пласта БС10.
2. При высоком обводнении продукции скважин после ГРП достигаются большие приросты дебита нефти за счет многократного увеличения дебита жидкости.
3. При выборе скважины — кандидата для ГРП следует учитывать ее расположение относительно контура нефтеносности.
