Техника и технология добычи нефти УДК 622.276.66
© А.А. Ручкин, О.И. Елизаров, 2005
Анализ результатов проведения гидроразрыва пласта в скважинах Кошильского месторождения А.А. Ручкин, О.И. Елизаров (ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» ТНК-ВР)
Analysis of the results of reservoir fracturing in the wells of the Koshilskoye oilfield
Т Т
ехнология гидроразрыва пласта (ГРП), широко применяемая при разработке низкопродуктивных объектов на многих нефтяных месторождениях Западной Сибири, позволила увеличить добычные возможности скважин, пробуренных на юрские отложения Кошильского месторождения. Всего с 1996 по 2003 г. на Кошильском месторождении проведено 139 ГРП в 123 скважинах (в том числе 16 повторных), или в 57 % всего добывающего фонда, с коэффициентом успешности мероприятия 88 %. Основной объем скважиноопераций был проведен в 2001-2002 гг. при наибольшем числе операций (44 %) в 2001 г. В результате проведения ГРП дополнительно было добыто 887,2 тыс. т нефти, или 6,4 тыс. т на одну скважинооперацию, при продолжительности эффекта до 83 мес (в среднем 17 мес). Одной из главных причин прекращения эффекта от проведения ГРП является снижение дебита жидкости, что связано как с ухудшением энергетического состояния залежи, так и с загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП) (суммарно 32,4 % скважин). В ряде скважин окончание эффекта произошло вследствие их перевода под нагнетание (14 скважин) или в бездействующий фонд. Увеличение обводненности, повлекшее прекращение эффекта, отмечено только в шести скважинах (4,3 %). Анализ начального периода эксплуатации скважин после ГРП показал, что обводненность изменяется от 0 до 80,4 %,
78
A.A. Ruchkin, O.I. Elizarov (Tyumen Oil Scientific Centre ZAO TNK-BP)
The results of well operation after reservoir fracturing are presented. The influence of various geological and technological factors on the efficiency of well operation is demonstrated. The reasons behind the termination of the effect are identified. The efficiency of fracturing in wells of different designs is analyzed. Fracturing is found to be preferable in wells with a vertical borehole ending. The monthly rate of oil flow rate reduction after fracturing is determined. This rate may be used for planning and estimating oil flow rates after fracturing.
в среднем составляет 28,7 % (при обводненности до проведения ГРП – 18,3 %). В 60 % скважин начальная обводненность после проведения ГРП не превышает 30 %. Скважины, в которых проводился ГРП, находятся в разных геологических условиях, поэтому при анализе эффективности гидроразрыва пласта оценивалась толщина глинистой перемычки или расстояние между пластом ЮВ1 и ближайшим водонасыщенным интервалом. Толщина глинистой перемычки изменяется в широких пределах, в 42,4 % скважин она превышает 10 м, а в 31 % скважин составляет менее 2 м. На рис. 1 приведена обводненность скважин после проведения ГРП при различных толщинах глинистой перемычки. Определенной зависимости между указанными параметрами не наблюдается. При толщине глинистой перемычки менее 2 м средняя обводненность наименьшая и составляет в среднем 26 %. Таким образом, рассто- Рис. 1. Обводненность яние от интервала глинистой перемычки
ГРП до ближайшего обводненного прослоя не влияет на обводненность продукции скважин в геологических условиях Кошильского месторождения. Количество проппанта, закачиваемого при ГРП в пласт, варьирует от 3,8 до 43,9 т (в среднем равно 12,5 т). Результаты ГРП по скважинам были объединены в группы в соответствии с количеством закачанного проппанта. Анализ данных показал, что при увеличении количества указанного реагента (и проницаемости) удельные дебиты жидкости и нефти растут, но при закачке в пласт более 30 т проппанта дебиты не увеличиваются. Таким образом, закачивать в пласт более 30 т проппанта нецелесообразно. Далее для сравнения показателей экс-
продукции скважин при различной толщине
Техника и технология добычи нефти
преимущество проведения плуатации скважины были разбиГРП в скважинах с вертикальты на три основные группы: ным окончанием ствола (в ин1) с близким к вертикальному тервале прохождения через окончанием ствола (зенитный пласт). угол в интервале залегания пласта По скважинам третьей групне превышает 45°); пы (рис. 2, в) за счет проведе2) вышедшие из бурения с пония ГРП прирост дебита жидлогим окончанием ствола (максикости составил 33 т/сут, нефмальный зенитный угол в интерти – 23,5 т/сут (в качестве вале залегания пласта составляет сравнения брали дебиты сква45 - 80°); жин первой группы до прове3) вышедшие из бурения с вердения ГРП). Среднемесячный тикальным окончанием ствола. темп падения дебита жидкоДинамика показателей эксплуасти после проведения ГРП, тации скважин с близким к вертирассчитанный за 10 мес экскальному окончанием ствола до плуатации, составил 0,9248, и после проведения ГРП представдебита нефти – 0,9167. Полулена на рис. 2, а. После проведения ченные результаты анализа ГРП по скважинам первой группы доказывают преимущество прирост дебита жидкости составил 26,6 т/сут, нефти – 18,1 т/сут. Рис. 2. Динамика среднего дебита нефти (1) и жидкости (2) после про- проведения ГРП в скважинах ведения ГРП в скважине с близким к вертикальному (а), пологим (б) с вертикальным окончанием Темп падения дебита нефти и жид- и вертикальным (в) окончаниями ствола ствола (в интервале прохожкости рассчитывался, как отношедения через пласт). ние показателей текущего месяца Выводы работы qi к предыдущему qi-1 по формуле боты, т/сут; t - заданное время работы, мес; 1. Толщина глинистой перемычки меqнач – начальный дебит после ГРП, т/сут. Kпад = 1 - qi/qi-1. жду интервалом проведения ГРП и блиСреднемесячный темп падения дебита Анализ показателей эксплуатации по жайшим обводненным прослоем не жидкости, связанный с ухудшением энерскважинам второй группы после провевлияет на обводненность продукции гетического состояния после проведения дения ГРП показал, что прирост дебита скважин. ГРП, рассчитанный за 47 мес эксплуатажидкости составил 17,5 т/сут, нефти – 2. Сравнение показателей эксплуатации ции (время выбытия большинства сква9,3 т/сут (в качестве сравнения брали дев результате проведения ГРП (сразу после жин из-за меньшего срока эксплуатации биты наклонно направленных скважин бурения) показало преимущество скважин после ГРП), составил 0,9727; связанный, без проведения ГРП). Динамика усредс вертикальным окончанием ствола (в инкроме ухудшения энергетического состоненных показателей эксплуатации скватервале прохождения через пласт). яния, с истощением запасов (ростом обжин с пологим окончанием ствола после 3. При увеличении объема закачиваеводненности) - 0,9741. проведения ГРП представлена на рис. 2, б. мого в пласт проппанта свыше 30 т Среднемесячный темп падения позвоСреднемесячный темп падения дебита удельные дебиты жидкости и нефти не ляет рассчитывать дебиты нефти и жиджидкости после проведения ГРП, расвозрастают. Обводненность при этом кости после проведения ГРП через задансчитанный за 4 мес (начало стабильного в среднем составляет 30 %. Оптимальный ное время эксплуатации скважин режима эксплуатации скважин) эксплуаобъем закачки в пласт проппанта состаQt = Kпадt ⋅ qнач, тации, составил 0,8632, дебита нефти – вляет 10-30 т. 0,8273. Результаты анализа доказывают где Qt – дебит через заданное время ра-
79