В статье автор анализирует эффективность работы скважин после проведения операций ГРП.

Ключевые слова: ГРП, дебит нефти, скважина, пласт.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — один из эффективных в настоящее время методов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов, имеющий массовое применение в Западной Сибири. Технология ГРП характеризуется созданием в пласте системы каналов с низким фильтрационным сопротивлением, которые позволяют существенно интенсифицировать отбор нефти из низкопроницаемого коллектора. Технологии ГРП различаются по объему закачки проппанта и, соответственно, по размерам создаваемых трещин. Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием [1].

ГРП на Мишаевском месторождении начали применять в 2010 г. По состоянию на 01.01.2020 выполнено 40 скважинных операций: из них 32 ГРП — на добывающем фонде и 8 ГРП — на нагнетательном. 25 операций ГРП выполнены на пластах ачимовской толщи и 15 ГРП на пласте ЮВ ₁ .

Дополнительная добыча нефти по эксплуатационным скважинам составила 2,9 тыс.т, в том числе:

— по пласту Ач ₂ ^2– 2,3 тыс.т;

— совместно по пластам Ач ₁ и Ач ₂ ^2– 0,5 тыс.т;

— по пласту ЮВ _1– 0,1 тыс.т.

Дополнительная добыча нефти при приобщении пласта Ач ₁ с ГРП к пласту Ач ₂ ² составила 4,5 тыс.т.

Добыча нефти после ГРП при вводе скважин из бурения составила 95,8 тыс.т, в том числе:

— по наклонно направленным скважинам — 47,1 тыс.т. или 4,3 тыс.т/скв., в том числе по пластам:

— по пласту Ач ₁ — 11,7 тыс.т или 2,9 тыс.т/скв;

— по пласту Ач ₂ ² — 7,1 тыс.т;

— совместно по пластам Ач ₁ и Ач ₂ ² — 15,6 тыс.т или 7,8 тыс.т/скв;

— по пласту ЮВ ₁ — 12,7 тыс.т или 3,2 тыс.т/скв;

— по горизонтальным скважинам — 48,7 тыс.т, в том числе по пластам:

— по пласту Ач ₁ — 39,9 тыс.т или 19,9 тыс.т/скв.;

— по пласту ЮВ ₁ — 8,8 тыс.т или 4,4 тыс.т/скв.

По состоянию на 01.01.2020 по пластам ачимовской толщи в работу после ГРП запущены 16 скважин, из них 3 скважины — в совместную добычу на пласты Ач ₁ и Ач ₂ ² , 9 скважин — в работу на пласт Ач ₁ 4 скважины — в работу на пласт Ач ₂ ² (рисунок 1).

Рис. 1. Распределение количества ГРП по пластам Ачимовской толщи с разделением на объекты по годам

Добыча нефти после ГРП при вводе наклонно — направленных скважинах (ННС) из бурения составила 34,4 тыс.т в том числе:

— по пласту Ач _1– 11,7 тыс.т или 2,9 тыс.т/скв;

— по пласту Ач ₂ ^2– 7,1 тыс.т;

— совместно по пластам Ач ₁ и Ач ₂ ^2– 15,6 тыс.т или 7,8 тыс.т/скв.

Добыча нефти после 2 МГРП при вводе горизонтальных скважин (ГС) из бурения на пласт Ач ₁ составила 39,9 тыс.т или 19,9 тыс.т/скв.

Динамика добычи нефти по годам по пластам Ачимовской толщи представлена на рисунке 2.

Рис. 2. Динамика добычи нефти по годам. Пласты Ачимовской толщи

Основные сведения по скважинам приведены в таблице 1.

Таблица 1

Сравнение геологических характеристик пласта, технологических параметров и показателей эффективности ГРП на ННС и ГС из бурения, выполненных в 2017 и 2019 гг.

По скважине № 1 (2017 г.) получены более высокие показатели эффективности по жидкости и нефти и наименьшая обводнённость по сравнению со скважиной № 2 (2019 г.) ввиду более лучших геологических характеристик пласта (по скважине № 1 нефтенасыщенная толщина и проницаемости пласта в интервале ГРП составили 9,8 м и 6,7*10– ³ мкм ² соответственно против 2,6 м и 1,8*10– ³ мкм ² соответственно по скважине № 2), большего количества стадий (8 стадий по скважине № 1 против 5 стадий по скважине № 2). Также необходимо отметить, что в районе скважины № 1 более близкое расположение нагнетательных скважин № 3 (находится на расстоянии 522 м, переведена в ППД в октябре 2017 г., накопленная закачка по пласту Ач1 на 01.01.2020–39,6 тыс.м ³ , приёмистость на 01.01.2020–91 м ³ /сут) и № 4 (находятся на расстоянии 510 м, переведена в ППД в феврале 2018 г., накопленная закачка по пласту Ач1 на 01.01.2020–96,5 тыс.м ³ , приёмистость на 01.01.2020–180 м ³ /сут). В районе скважины № 2 ближайшая нагнетательная скважина № 5 находится на расстоянии 955 м (переведена под закачку в декабре 2019 г, накопленная закачка по пласту Ач1 на 01.01.2020–8,8 тыс.м ³ , приёмистость на 01.01.2020–22 м ³ /сут).

Таким образом, использование метода ГРП для повышения продуктивности скважин имеет наиболее значительные перспективы для разработки месторождений Западной Сибири ввиду высокой доли запасов низкопродуктивных залежей.

Литература:

1. Саранча А. В., Федоров В. В., Митрофанов Д. А., Зотова О. П. Эффективность проведения гидравлического разрыва пласта на Вынгапуровском месторождении. Фундаментальные исследования. — 2015. — № 2–12. — С. 2581–2584.