IX Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2017

Аннотация. В работе представлены результаты гидроразрыва пласта в биавашском месторождении. Проведен анализ результатов проведенных проппантных ГРП.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, проппант, геолого-технические мероприятия.

В настоящее время наблюдается падение добычи нефти. Для поддержания уровня добычи разрабатываются новые месторождения, однако эти месторождения являются низкопронецаемыми. А в разработанных месторождениях в связи с выработкой запасов большее значение приобретает технологии повышения нефтеотдачи пластов. Основной из таких технологий является гидравлический разрыв пласта (ГРП), который активно применяется на месторождениях республики Башкортостан.

В данной статье рассматриваются результаты ГРП в добывающих скважина Биавашского месторождения за период с 2004 по 2011 год. Представляются как положительные как и отрицательные результаты гидроразрыва пласта. К положительным результатам относится увеличение дебита скважины с уменьшением обводненности извлекаемых запасов. Так же наблюдалось снижение дебита скважины и высокое содержание воды в извлекаемой продукции. Такой результат, в первую очередь связан, с неправильным подбором скважин, либо нарушением технологии.

На биавашском месторождении проводились следующие геолого-технические мероприятия: проппантный и кислотный гидроразрыв пласта; перестрел продуктивных пластов; перевод с СШНУ на УЭЦН; увеличение типоразмера насоса; ремонтно-изоляционные работы с эксплуатационной колонной; соляно-кислотные обработки; оптимизация параметров станка-качалки.

За рассматриваемый период, в Биавашском месторождении, проведено 7 операций проппантных ГРП (отрицательный эффект выявлен на двух скважинах) (таблица 1). Проппантные ГРП позволили интенсифицировать работу скважин, эксплуатирующих терригенные коллектора.

Таблица 1 - Результаты проведения гидроразрыва пласта по скважинам Биавашского месторождения

За анализируемый период от проведенных операций ГРП по Биавашскому месторождению дополнительная добыча нефти на 01.01.2012 г. составила 7377 т. Средний суточный дебит скважин увеличился с 1,1 до 7,7 т/сут. На рисунке 1 приведено соотношение дополнительной и удельной добычи нефти, полученной по проведенным ГРП и всем ГТМ.

Рисунок 1. - Соотношение дополнительной и удельной добычи нефти, полученной по проведенным ГРП и всем ГТМ

Из рисунка 1 видно, что при применение проппантного ГРП выявляется положительная тенденция применения. Основные параметры пбьектов воздействия представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Основные параметры обьектов воздействия

Параметр	Пласт Св3	Пласт CI	Пачка СII	Пласт CIII
1 Общая толщина, м	12,6	3,8	3,6	1,7
2 Эффективная толщина, м	1,9	2,6	2,5	1,1
3 Эффективная нефтенасыщенная толщина	1,9	2,5	2,5	1,1
4 Коэффициент песчанистости	0,15	0,71	0,73	0,71
5 Коэффициент расчленённости, единиц	1,39	1,5	1,27	1,0
6 Коэффициент пористости, единиц	0,116	0,195	0,180	0,179
7 Коэффициент начальной нефтенасыщенности, единиц	0,843	0,815	0,837	0,832

В качестве примера приведены результаты ГРП по скв. 25 Биавашского месторождения (рисунок 2).

Рисунок 2 - Каротажная диаграмма по скв.25

Дата ввода в эксплуатацию – 20.11.1989 г. Первоначальный дебит нефти – 5,8 т/сут, текущий дебит нефти до ГРП – 9 т/сут, обводненность – 10%.

В результате проведения гидроразрыва дебит нефти увеличивается с 9 до 17 т/сут. Обводненность в первый месяц после ГРП возрастает до 28% с последующим снижением до первоначального уровня (рисунок 3). Объем закачанного проппанта составил 15,8 т. Дополнительная добыча нефти на 01.03.2012 г. составила 1,4 тыс. т нефти, эффект продолжается.

Рисунок 3 – Динамика показателей работы скв. 25 при проведении ГРП

Из сравнения дебита после ГРП и дебита до ГРП (рисунок 3) [5] видно, что минималь ная кратность 1,5 – 3 раза соответствует исходным дебитам 5 – 14 т/сут, для скважин с меньшим дебитом (1 – 3 т/сут) кратность возрастает от 4 до 8 раз и выше. Приведенные данные характеризуют эффективность ГРП

Рисунок 3 - Зависимость кратности увеличения дебита после ГРП от дебита до ГРП

На рисунке 4 представлены зависимости прироста дебита от удельной закачки проппанта на единицу толщины пласта и от полудлины трещины разрыва. При закачке проппанта 1,5 – 3 т на единицу толщины пласта наблюдается максимальный прирост дебита, при полудлине трещины разрыва 40-65 м. Дальнейшее увеличении закачки проппанта и роста длины трещины значительный эффект от ГРП не дает.

Рисунок 4 – Заисимость прироста дебита от удельной закачки пропанта

Выводы

Проводимые мероприятия по интенсификации добычи нефти по селективной изоляции обводненных интервалов пласта, гидроразрывам пласта показали высокую эффективность и рекомендуются при дальнейшей разработке месторождения. Для выбора потокоотклоняющих технологии необходимо рассмотреть результаты внедрения технологий МУН на месторождениях, близких по геолого-физическим характеристикам к рассматриваемому месторождению

Литература

1 Гусев С.В., Янин А.Н. Результаты применения ГРП на месторождениях ПО “Юганскнефтегаз” // Нефтяное хозяйство.1993.№ 12.С.18-20.

2 Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. 40 c.

3 Каневская Р.Д., Дияшев И.Р., Некипелов Ю.В. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. Журнал «Нефтяное хозяйство» №5, 2002. С. 92 - 98.

4 Логинов Б.Г. Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1966. 148 с.

5 Анализ эффективности и прогноз объемов применения технологий гидроразрыва пласта БС4-5 Приразломного месторождения /Тимашев Э.М. и др. // Нефтяное хозяйство.2006.№ 9.С.40-42.

Код для цитирования: Скопировать