На основе анализа эффективности ГРП выявлено, что гидроразрыв эффективнее применять с низким исходным дебитом скважины. Также эффективность зависит от местоположения скважины, а именно применение данного способа интенсификации в краевых зонах пласта.
Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, увеличение дебита, эффективность ГРП
Для увеличения нефтеотдачи пласта применяют большое количество методов, выбор которого требует подробное технико-экономическое обоснование. Одним из эффективнейших методов является гидравлический разрыв пласта (ГРП).
В месторождениях Западной Сибири находится большое количество низкопроницаемых пластов-коллекторов, в таких месторождениях особенно целесообразно применение ГРП.
Чаще всего данный метод интенсификации добычи нефти даёт положительный результат, но эффективность зависит от геолого-физических характеристик пластов.
На примере одного из месторождений Западной Сибири во время гидроразрыва для размыва использовали гель с нефтяной основой, с добавлением различных веществ в процессе проведения работ.
Объем закачиваемой жидкости был примерно равен от 50 до 106 м3.
Эффективность проведенного гидроразрыва оценивалась на основании кратности дебита.
Результатом ГРП являлось увеличение притока нефти. Расчет показателя притока определялся процентом операций, вследствие чего произошел прирост дебитов сырья в результате ГРП над значением до проведения ГРП (базовым показателем) по отношению к суммарному числу эксплуатируемых скважин.
В данном примере эффект ГРП снижался с ростом толщины пласта, данная зависимость представлена на рисунке 1.
Рис. 1. График зависимости показателей ГРП от толщины пласта
При анализе влияния величины начального значения дебита на увеличение его в результате интенсификации, выяснили, что ГРП эффективнее применять с низким исходным дебитом скважины. Также выявлена зависимость эффективности гидроразрыва от месторасположения скважины. Так, наиболее эффективным применение технологии ГРП оказалось в районе первого блока, который находится в краевых зонах пласта. Также эффективным было применение гидроразрыва для блоков № 7 и № 8. Данное явление можно объяснить тем, что крайние блоки позднее вовлекаются в разработку.
Рассмотрим указанную зависимость на примере блоков № 1, № 4, № 7.
Таблица 1
Динамика дебитов нефти после ГРП взависимости от базового дебита.
Блок № 1
|
№ |
Объем закачки, м3 |
Дебит жидкости, т/сут |
Дебит нефти, т/сут |
Кратность увеличения дебита | |||
|
до |
после |
до |
после |
нефти |
жидкости | ||
|
Гидравлический разрыв пласта | |||||||
|
1 |
5,0 |
90 |
423 |
61,7 |
505,9 |
8,2 |
4,7 |
|
2 |
13,0 |
77,4 |
309,6 |
54,3 |
390,9 |
7,2 |
4,0 |
|
3 |
4,5 |
70,1 |
252,3 |
50,8 |
345,4 |
6,8 |
3,6 |
|
4 |
6,0 |
76,2 |
304,8 |
48,8 |
317,2 |
6,5 |
4,0 |
|
5 |
3,0 |
82 |
352,6 |
51,9 |
358,1 |
6,9 |
4,3 |
Блок № 4
|
№ п/п |
Объем закачки, м3 |
Дебит жидкости, т/сут |
Дебит нефти, т/сут |
Кратность увеличения дебита | |||
|
до |
после |
до |
после |
нефти |
жидкости | ||
|
Гидравлический разрыв пласта | |||||||
|
1 |
8,5 |
113 |
519,8 |
53 |
185,5 |
3,5 |
4,6 |
|
2 |
14,0 |
111 |
477,3 |
46 |
285,2 |
6,2 |
4,3 |
|
3 |
7,5 |
127 |
812,8 |
70 |
252 |
3,6 |
6,4 |
|
4 |
11,0 |
124 |
744 |
68 |
353,6 |
5,2 |
6 |
|
5 |
9,0 |
106 |
392,2 |
60 |
228 |
3,8 |
3,7 |
Блок № 7
|
№ п/п |
Объем закачки, м3 |
Дебит жидкости, т/сут |
Дебит нефти, т/сут |
Кратность увеличения дебита | |||
|
до |
после |
до |
после |
нефти |
жидкости | ||
|
Гидравлический разрыв пласта | |||||||
|
1 |
7,0 |
76,4 |
649,4 |
32 |
147,2 |
4,6 |
8,5 |
|
2 |
5,0 |
65,3 |
476,6 |
35,8 |
182,5 |
5,1 |
7,3 |
|
3 |
9,5 |
59 |
389,4 |
33,2 |
156,0 |
4,7 |
6,6 |
|
4 |
3,0 |
61,9 |
427,1 |
34,8 |
174 |
5 |
6,9 |
|
5 |
6,5 |
79,7 |
709,3 |
26,6 |
101,0 |
3,8 |
8,9 |
Литература:
- Усачев П. М. Гидравлический разрыв пласта [Текст]// Недра, № 7, 1986. — с. 165.
- Бурдынь Т. А., Горбунов А. Т., Лютин Л. В. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении [Текст]// Недра, № 3, 1983, с. — 192.
- Косков, В. Н. Комплексная оценка состояния и работы нефтяных скважин промыслово-геофизическими методами [Текст]// учеб. пособие 2010. с. — 226.
