Выбор и обоснование применения гидравлического разрыва пласта для условий Ельниковского месторождения

ГРП – это одно из геолого-технических мероприятий (ГТМ) на добывающем фонде, направленное на восстановление производительности скважин и интенсификацию добычи нефти, а также на устранение притока воды в добывающие скважины. Исходя из этого, эффективность ГТМ оценивается по трём основным характеристикам:

1) прирост дебита нефти после мероприятия;

2) рост обводнённости продукции скважины после мероприятия;

3) длительность эффекта прироста дебита нефти после мероприятия.

С целью определения эффективности ГТМ, проведённых на Ельниковском месторождении за последние годы, выполнена статистическая обработка дебитов скважин по нефти и жидкости до и после мероприятий. Наиболее востребованными ГТМ являются различные виды воздействия на ПЗП. В силу высокой расчленённости продуктивного разреза при различии фильтрационных характеристик продуктивных пластов рекомендуется продолжение работ по селективному воздействию на пласты с целью увеличения притока в добывающих скважинах (интенсификация притока из отдельных пропластков и вовлечение в работу ранее не дренируемых пропластков с низкими фильтрационными характеристиками).

Для условий Ельниковского месторождения с высоковязкой нефтью и низкими коллекторскими свойствами метод ГРП наиболее применим. Мы опираемся также на опыт применения ГРП на месторождениях Западной Сибири.

Таблица 8

Эффективность ГТМ на добывающем фонде визейского объекта за 2010-2015 г.

Группи-ровка ГТМ	Название ГТМ	Количест-во операций	Дебит нефти до ГТМ, т/сут	Дебит жидкости до ГТМ, т/сут	Прирост дебита нефти за 3 месяца, т/сут
	Ввод БГС		0,6	5,4	4,1
Ввод из бездействия		0,3	39,9	1,2
Ввод бокового пологого ствола		-	-	0,7
Исслед-ования	Чистка забоя		2,6	16,1	0,5
ОПЗ	ГРП		2,1	3,0	3,6
ОПЗ СБС		5,3	31,7	3,3
ВПП ПАА		0,4	15,0	2,4
Компрессирование		0,8	8,2	2,3
Перестрел + ПСКО		0,8	1,5	1,9
КСПЭО-2		1,1	2,3	1,9
ГКО в динамическом режиме		1,1	1,6	1,8
ОПЗ РТ-1		4,0	17,4	1,6
Перестрел + УОС + ГКО		0,3	2,4	1,6
ОПЗ растворителем		2,9	29,0	1,4
ГКО		4,3	10,7	1,3
ПГКО		2,8	7,7	1,3
Дострел		6,4	134,1	1,3
ПГКО + УОС		2,3	27,8	1,2
Перестрел		0,6	2,3	1,0
Растворитель + УОС		2,4	16,1	0,8
Компрессирование + ГКО		0,4	1,4	0,7
СКО с щелочными металлами		1,3	15,0	0,6

Группи-ровка ГТМ	Название ГТМ	Количест-во операций	Дебит нефти до ГТМ, т/сут	Дебит жидкости до ГТМ, т/сут	Прирост дебита нефти за 3 месяца, т/сут
ОПЗ	Термобарохимическая обработка		1,1	2,1	0,4
ИДВ		1,7	2,6	0,4
Акустическо-химическое воздействие		3,8	11,4	-0,5
ТГХВ в кислоте		5,1	10,6	-0,7
Акустическое воздействие		3,1	3,8	-1,6
Оптимизация	Перевод с ШГН на ЭЦН		23,2	54,6	1,9
Увеличение подвески насоса		7,9	25,5	1,2
Увеличение диаметра ШГН		4,8	15,6	1,1
Увеличение диаметра ЭЦН		13,1	44,5	0,9
Увеличение параметров откачки		6,0	17,8	0,2
Перевод с УЭДН на ШГН		2,7	15,9	0,0
Пере-вод	Переход на новый горизонт		0,7	1,4	2,9
Перевод из нагнетательной скважины в добывающие		-	-	0,3
РИР	РИР ЭМКО		1,4	99,0	9,1
Изоляция башмака		0,1	2,3	4,3
РИР с ПАА		0,4	14,6	2,3
Изоляция пластовой воды		0,8	15,9	1,6
Отключение пласта С-V, C-VI		0,3	39,9	1,2
Изоляция закачиваемых вод		0,7	42,1	0,8
Отключение пласта		0,3	16,5	0,7
РИР водонабухающим полимером		1,2	21,7	0,6
ОВЦ цементом		0,2	14,6	0,3
Изоляция затрубных перетоков		0,1	10,0	0,2
Группи-ровка ГТМ	Название ГТМ	Прирост дебита нефти за 3 месяца, %	Рост обводнённости за 3 месяца	Прирост дебита нефти за 6 месяцев, т/сут	Прирост дебита нефти за 6 месяцев, %
	Ввод БГС	639,5	-10,7	4,1	639,5
Ввод из бездействия	384,4	-2,1	1,2	384,4
Ввод бокового пологого ствола	-	69,2	0,7	-
Исслед-ования	Чистка забоя	18,4	-3,4	0,5	18,4
ОПЗ	ГРП	169,9	9,9	3,6	169,9
ОПЗ СБС	61,9	-5,4	3,3	61,9
ВПП ПАА	591,2	-14,6	2,4	591,2
Компрессирование	286,5	-20,9	2,3	286,5
Перестрел + ПСКО	235,1	-16,3	1,9	235,1
КСПЭО-2	169,1	-8,1	1,9	169,1
ГКО в динамическом режиме	164,0	-3,2	1,8	164,0
ОПЗ РТ-1	40,9	-1,3	1,6	40,9
Перестрел + УОС + ГКО	520,2	-4,2	1,6	520,2
ОПЗ растворителем	47,7	-11,3	1,4	46,7
ГКО	30,4	-1,9	-	-
ПГКО	46,6	-7,1	1,3	45,9
Дострел	19,4	-0,1	1,3	19,4
ПГКО + УОС	53,7	-3,8	1,2	53,7
Перестрел	165,2	13,9	1,0	165,2
Растворитель + УОС	34,5	-12,1	0,8	34,5
Компрессирование + ГКО	194,8	4,8	0,7	194,8
СКО с щелочными металлами	42,7	-4,6	0,6	42,7
Группи-ровка ГТМ	Название ГТМ	Прирост дебита нефти за 3 месяца, %	Рост обводнённости за 3 месяца	Прирост дебита нефти за 6 месяцев, т/сут	Прирост дебита нефти за 6 месяцев, %
ОПЗ	Термобарохимическая обработка	36,5	15,1	0,4	36,5
ИДВ	20,9	-6,8	0,4	20,9
Акустическо-химическое воздействие	-13,6	4,8	-0,5	-13,6
ТГХВ в кислоте	-13,6	0,7	-0,7	-13,6
Акустическое воздействие	-50,1	16,7	-1,6	-50,1
Оптимизация	Перевод с ШГН на ЭЦН	8,2	16,9	0,5	2,2
Увеличение подвески насоса	14,7	0,9	1,2	14,7
Увеличение диаметра ШГН	22,9	6,0	1,1	22,9
Увеличение диаметра ЭЦН	6,5	14,7	0,8	6,0
Увеличение параметров откачки	3,8	5,4	0,2	3,8
Перевод с УЭДН на ШГН	-0,7	6,7	0,0	-0,7
Пере-вод	Переход на новый горизонт	417,4	20,8	2,9	417,4
Перевод из нагнетательной скважины в добывающие	-	94,0	0,3	-
РИР	РИР ЭМКО	652,3	-13,8	9,1	652,3
Изоляция башмака	4 297,3	-54,2	4,3	4 297,3
РИР с ПАА	605,8	-13,8	2,3	605,8
Изоляция пластовой воды	199,9	-12,7	1,6	200,4
Отключение пласта С-V, C-VI	403,4	-5,7	1,2	403,4
Изоляция закачиваемых вод	120,4	-4,0	0,8	120,4
Отключение пласта	224,7	-5,8	0,7	224,7
РИР водонабухающим полимером	51,0	-19,1	0,6	51,0
ОВЦ цементом	134,2	-4,5	0,3	134,2
Группи-ровка ГТМ	Название ГТМ	Рост обводнённости за 6 месяцев	Прирост дебита нефти за 12 месяцев, т/сут	Прирост дебита нефти за 12 месяцев, %	Рост обводнённости за 12 месяцев
	Ввод БГС	-10,7	4,1	639,5	-10,7
Ввод из бездействия	-2,1	1,2	384,4	-2,1
Ввод бокового пологого ствола	69,2	0,7	-	69,2
Исслед-ования	Чистка забоя	-3,4	0,5	18,4	-3,4
ОПЗ	ГРП	9,9	3,6	169,9	9,9
ОПЗ СБС	-5,4	3,3	61,9	-5,4
ВПП ПАА	-14,6	2,4	591,2	-14,6
Компрессирование	-20,9	2,3	286,5	-20,9
Перестрел + ПСКО	-16,3	1,9	235,1	-16,3
КСПЭО-2	-8,1	1,9	169,1	-8,1
ГКО в динамическом режиме	-3,2	1,8	164,0	-3,2
ОПЗ РТ-1	-1,3	1,6	40,9	-1,3
Перестрел + УОС + ГКО	-4,2	1,6	520,2	-4,2
ОПЗ растворителем	-12,0	1,4	46,7	-12,0
ГКО	-	-	-	-
ПГКО	-6,8	1,4	49,5	-6,4
Дострел	-0,1	1,3	19,8	-0,1
ПГКО + УОС	-3,8	1,3	55,1	-3,9
Перестрел	13,9	1,0	165,2	13,9
Растворитель + УОС	-12,1	0,8	34,5	-12,1
Компрессирование + ГКО	4,8	0,7	194,8	4,8
СКО с щелочными металлами	-4,6	0,6	42,7	-4,6
Группи-ровка ГТМ	Название ГТМ	Рост обводнённости за 6 месяцев	Прирост дебита нефти за 12 месяцев, т/сут	Прирост дебита нефти за 12 месяцев, %	Рост обводнённости за 12 месяцев
ОПЗ	Термобарохимическая обработка	15,1	0,4	36,5	15,1
ИДВ	-6,8	0,4	20,9	-6,8
Акустическо-химическое воздействие	4,8	-	-	-
ТГХВ в кислоте	0,7	-0,7	-13,6	0,7
Акустическое воздействие	16,7	-1,6	-50,1	16,7
Оптимизация	Перевод с ШГН на ЭЦН	14,7	-8,2	-35,2	25,6
Увеличение подвески насоса	0,9	1,2	14,7	0,9
Увеличение диаметра ШГН	6,0	1,2	24,0	5,7
Увеличение диаметра ЭЦН	15,1	-0,1	-0,5	16,6
Увеличение параметров откачки	5,4	0,2	3,8	5,4
Перевод с УЭДН на ШГН	6,7	0,0	-0,7	6,7
Пере-вод	Переход на новый горизонт	20,8	2,9	417,4	20,8
Перевод из нагнетательной скважины в добывающие	94,0	0,3	-	94,0
РИР	РИР ЭМКО	-13,8	-	-	-
Изоляция башмака	-54,2	4,3	4 297,3	-54,2
РИР с ПАА	-13,8	2,5	672,7	-14,8
Изоляция пластовой воды	-12,5	1,5	194,6	-12,3
Отключение пласта С-V, C-VI	-5,7	1,2	403,4	-5,7
Изоляция закачиваемых вод	-4,0	0,8	120,4	-4,0
Отключение пласта	-5,8	0,7	224,7	-5,8
РИР водонабухающим полимером	-19,1	0,6	51,0	-19,1
ОВЦ цементом	-4,5	-0,1	-26,3	-6,4

2.4.1. Анализ проведения гидравлического разрыва пласта на скважинах Ельниковского место­рождения в 2014-2015гг

В декабре 2014 – январе 2015 года в ОАО «Удмуртнефть» был проведен гидроразрыв пласта на 9 скважинах Ельниковского месторождения (песча­ники С-III Яснополянских отложений). Среднесуточный дебит скважин по­сле ГРП в течение 12 месяцев составил 22 т/сут, что составляет 150% при­рост (13 тонн) от 9 т/сут дебита скважин до ГРП. Фактические результаты оказались на 50% выше прогнозируемых. Потенциально существует возмож­ность увеличения дебитов за счет программы оптимизации скважин. Если бы все скважины работали на гидродинамическом уровне, соответствующему уровню до ГРП, среднесуточный дебит мог составить 30, а не 22 т/сут. При значении гидродинамического уровня 1100м дебит мог возрасти до 50 т/сут.

График изменения дебитов скважин до и после ГРП.

Рис. 10

Еще один успешный фактор данной кампании: на одной из скважин, участвовавших в кампании 2013-2014 года (скважина 3548), был проведен повтор­ный ГРП. Увеличение дебита на 60% свидетельствует о нали­чии большого потенциала увеличения добычи от повторного ГРП.

Таблица 9

Изменение дебитов скважин до и после проведения ГРП.

№ скважины	до ГРП	после ГРП
Qн, т/сут	Qж, м³/сут	% воды	Qн, т/сут	Qж, м³/сут	% воды
	5,4	14,3	66,4	7,3	17,4	62,7
	12,8		48,2	20,5	27,8	34,4
	2,1	3,4	45,0	7,1	9,2	31,3
	4,6	9,4	56,4	12,5	22,3	50,1
	14,2		56,4	60,2	102,1	47,5
	10,2	22,8	60,2	14,5	23,1	44,1
		9,4	43,2	20,1	27,9	35,9
			38,5	66,7	92,6	35,9
	19,6	31,2	44,1	31,3	35,8	22,2
среднее	13,5	23,3	50,9	26,7	39,8	40,5

Коэффициент увеличения добычи (КУД) по проведенным 9 операциям составил 2,5, по 4 наиболее успешным операциям КУД составил 3,7, по 4 наименее успешным 1,8. За исключением одной операции с полученным «стопом» и закачанным объемом проппанта 10% от запланированного, в це­лом КУД варьируется от 1,6 до 6. При проектировании последующих опера­ций необходимо учитывать следующее:

1) рекомендуется провести технико-экономический расчет замены ЭЦН для снижения гидродинамического уровня в скважинах;

2) снижение гидродинамического уровня, а также вероятность подтягива­ния конуса воды, вызовет увеличение напряжения на проп­пантную пачку;

3) рекомендуется проводить повторную перфорацию перед повторным ГРП;

4) рекомендуется проектировать ГРП с расчетом проводимости тре­щины не менее 20-30 кг/м²;

5) средняя длина трещины составила соответственно 60 и 85м. По резуль­татам компьютерного моделирования даже длина 60м пред­ставляется избыточной. Рекомендуется проектировать ГРП с расче­том длины трещины, примерно равной 40 м;

6) согласно показаниям забойных манометров, в среднем расчетные дав­ления оказались на 27% выше фактических. В дальнейшем при расчете следует закладывать значения пластовых давлений на 27% ниже;

7) рекомендуется продолжать перестрел колонн перед каждым гидрораз­рывом посредством чередования глубоких прострелов заря­дами малого диаметра и неглубоких прострелов зарядами большого диаметра (фазировка всех зарядов – 60 градусов);

8) обводненность после ГРП снизилась по всем скважинам, кроме од­ной, № 2809, содержащий водоносный горизонт всего в 6м от кол­лектора. По данной скважине отмечено увеличение обводненности на 3%. На скважине 3858 обводненность снизилась на 20%, хотя водо­носный горизонт расположен в 8метрах;

9) на 9 скважинах эффективность мини-ГРП варьировалась от 27 до 53%, что свидетельствует о необходимости продолжать выполнение мини-ГРП при последующих операциях;

10) для увеличения эффективности при закачке основного ГРП следует до­бавлять силикатную муку и песок фракции 100 меш. Силикатную муку добавлять в концентрации около 10 кг/м³ в течение всей опера­ции, песок добавлять на последней трети мини-ГРП (и закачки по­душки) в концентрации 40 кг/м³;

11) основной проппант, применявшийся на всех ГРП, - Форес 12-18. В це­лом, даже более крупный проппант поможет улучшить проводи­мость трещины и снизить объем выноса проппанта. Если при перфо­рации образуются отверстия диаметром 24мм, проппант 8-12 беспре­пятственно проникает в пласт./3/