На Верхне-Шапшинском месторождение ГРП проводится сразу после бурения скважины. Таким образом обеспечивается изначально высокий дебит жидкости.
В период с 30.03.2016 г по 05.03.18 в пласту АС12 3-5 на Верхне-Шапшинском месторождении было проведено 29 многостадийных гидравлических разрывов пласта, количество стадий и объем закаченного проппанта различаются (см табл.3.1). Все скважины эксплуатируются механическим способом с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).
После проведения ГРП и ввода в эксплуатацию скважины показывают высокий дебит жидкости, связано это с тем, что происходит формирование раскрытие трещин в ПЗП и в зонах перфорации эксплуатационной колонны, где проводились дополнительные стадии гидравлического разрыва. Коэффициент проницаемости пласта в таких скважинах значительно увеличивается, что позволяет интенсифицировать добычу УВ. Для большей наглядности рассмотрим графики работы скважин № 5011 с момента ввода ее в эксплуатации до установления равномерного режима работы. (рисунок 3.2, 3.3, 3.4)
Рисунок 3.2 дебит жидкости скважины № 5011
Из данного графика мы видим скважина № 5011 в первый месяц работы дает большой дебит жидкость, однако во второй месяц дебит увеличивается. Это связано с тем, что после проведения ГТМ происходит открытие и формирование трещин внутри пласта. В результате приток жидкости на данных участка увеличивается. Со временем дебит снижается и устанавливается на оптимальном уровне, что позволяет скважинам работать в более эффективном режиме.
Рисунок 3.3 дебит нефти скважины № 5011
Согласно данным мы видим что приток нефти в рассматриваемой скважине в первые два месяца работы очень высокий. Делаем вывод что данный вид ГТМ значительно увеличивает начальный дебит нефти и не позволяет ему уменьшаться ниже прогнозируемых объемов.
Рисунок 3.4 Обводнённость скважины № 5011
После проведения ГРП в ПЗП остается большое количество рабочей жидкости, используемой при проведении гидравлических разрывов. Постепенно вода уходит вместе с добываемой нефтью и остается незначительный процент обводнённости скважинной продукции.
С целью определения эффективности многостадийного ГРП проведем сравнительный анализ работы горизонтальных скважин с многостадийного ГРП и вертикально направленных (таблица 3.2). Для сравнение взяли данные по трем горизонтальным скважинам с многостадийного ГРП и трем вертикально неправленым скважинам.
Анализируя данную таблицу видно, что:
- Средний дебит жидкости горизонтальных скважин с многостадийного ГРП составляет 31 т/сутки, вертикальных скважин 11,8 т/сутки.
Таблица 3.1Режим работы скважин с 01.06.17 по 01.12.17
|
Номер скважины |
Дебит жидкости м3/сутки |
Дебит нефти т/сутки |
Обводненность % |
|
Горизонтальные скважины с многостадийного ГРП |
|||
|
2630 |
34,5 |
27,5 |
9 |
|
5008 |
50 |
40 |
8 |
|
5011 |
31 |
25,5 |
5,5 |
|
Вертикально направленные скважины |
|||
|
2225 |
16,5 |
13,8 |
7,5 |
|
2557 |
11 |
9 |
5,6 |
|
2184 |
20,8 |
16.8 |
8 |
Для анализа применения многостадийного ГРП построим диаграмму по основным показателям работы скважин. (рисунки 3.2,3.3,3.4)
Рисунок 3.5Дебит жидкости по скважинам с многостадийного ГРП (№2630, №5008, №5011) и вертикальных скважин (№2225, №2557, 2184)
Дебит жидкости по скважинам с многостадийного ГРП значительно выше, однако добыча не равномерная.
Рисунок 3.6 Дебит нефти по скважинам с многостадийного ГРП (№2630, №5008, №5011) и вертикальных скважин (№2225, №2557, 2184)
На графики мы видим что дебит нефти у скважин с многостадийного ГРП значительно выше чем у вертикальным, но так же как и с дебитом жидкости, объем меняется, что нельзя сказать про вертикальные скважины.
Рисунок 3.4 обводненность скважин с многостадийного ГРП (№2630, №5008, №5011) и вертикальных скважин (№2225, №2557, 2184)
На графике видно, что в вертикальных скважинах постепенно увеличивается процент обводненности. Рассмотрев данные графики, мы можем сделать вывод, что отбор нефти у горизонтальных скважин с многостадийного ГРП по сравнению с вертикальными скважинами в среднем больше на 7 т/сутки.
В настоящее время половина добычи нефти на месторождении обеспечивается скважинами, по которым проводится ГРП. За счет метода коренным образом изменился характер выработки запасов, увеличился объем активно дренируемых запасов. Без применения ГРП разработка месторождения была бы убыточной. Применение других методов не дает таких результатов, особенно это касается скважин, вскрывших часть пласта, характеризующейся плотными породами, малой проницаемостью и достаточно высоким давлением. Для основного объекта разработки характерно падение добычи одновременно с сокращением объемов бурения. Одним из вариантов компенсации падающей добычи стало внедрение промышленных объемов проведения ГРП. В целом проведение многостадийного ГРП на месторождении позволяет не только увеличить добывные характеристики действующих добывающих скважин, но и позволяет вводит в разработку пласты изначально считаемыми нерентабельными из-за низкого коэффициента проницаемости и неоднородности коллекторов. Это позволяет компании разработчику увеличить объемы добычи при меньших труда затратах и приступить к освоению трудно извлекаемых запасов.
Список литературы
- Бадьянов В.А. Методика прогнозирования коэффициентов охвата воздействием прерывистых пластов при разработке нефтяных месторождений. // НТС «Нефть и газ Тюмени», № 9, 1971 г.
- Майоров В.В. и др. Выполнение специальных лабораторных работ на образцах керна Верхне-Колик-Еганского месторождения. Отчёт, ООО «Геохим», //Тюмень, 2004 г.
- Климушин И.М., Дьяконова Т.Ф. и др. Подсчет геологических запасов нефти и газа Верхне-Шапшинского лицензионного участка Ханты-Мансийского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области по состоянию на 01.01.2006 г. Отчет. ООО «Гео Дэйта Консалтинг», //Москва, 2006 г.
- Климушин И.М., Дьяконова Т.Ф. и др. Подсчет геологических запасов нефти и газа Средне-Шапшинского лицензионного участка Ханты-Мансийского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области по состоянию на 01.2006. Отчет. ООО «Гео Дэйта Консалтинг», //Москва, 2006
- Янин А.Н., Ковязин А.А., Назарова И.В. и др. Проект пробной эксплуатации Верхне-Шапшинского месторождения. Отчет. ООО «Тэрм», // Москва - Тюмень, 2003 г.
