Анализ гидродинамического разрыва пласта за 2011-2013 год

 

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 настоящее время гидроразрывы проводятся как по действующим скважинам, так и при выводе скважин из неработающих категорий.59% всех проведенных за рассматриваемый период операций проведено в скважинах центральной части залежи объекта БВ_8-10, 49% - в краевой. В целом проведение ГРП на месторождении позволяет не только увеличить добывные характеристики действующих добывающих скважин, но и эффективно выводить скважины из неработающего фонда

Таблица 3.1 - Плановые показатели от проведения ГРП на месторождении

Показатель	Скважина
Объем добываемой нефти до ГРП, м3/сут	4,0	7,0	3,0	3,5	8,0	4,2	2,5	3,0	4,5	2,9
Объем добываемой нефти после ГРП, м3/сут	14,3	28,8	21,6	13,2	31,0	16,0	7,3	20,2	26,6	9,0
Ожидаемый объём дополнительно добытой нефти:
в 2011 г., тыс. т	3,7	8,0	6,8	3,6	8,4	4,3	1,8	6,3	8,1	2,2
в 2012 г., тыс. т	2,5	5,2	4,5	2,3	5,5	2,8	1,2	4,1	5,3	1,5
в 2013 г., тыс. т	1,2	2,6	2,2	1,2	2,8	1,4	0,6	2,1	2,7	0,7
Накопленный объём дополнительно добытой нефти, тыс. т	7,5	15,8	13,5	7,1	16,7	8,6	3,5	12,5	16,0	4,4

Время пребывания флота-ГРП на скважине 211- 12 часов. После проведённого миниГРП и по согласованию с представителем заказчика принято решение, уменьшить стадию подушка до 22м3(план 32м3), cнизить расход до 2.8м3/мин(план 3,0м3/мин), количество закачиваемого проппанта снизить до 25т(план 30т). Во время проведения ГРП рост давления в НКТ обусловил решение остановить подачу проппанта, продавка составила 2м3(план 8.5м3). Получен стоп. Общий объем добытой жидкости на скважине 211 составил 59,98 кг/м³.

На скважине 209 время пребывания флота-ГРП на скважине заняло 13 часов. ГРП проведен согласно плана работ. Общий объем жидкости 120,61 кг/м³.

Время пребывания флота-ГРП на скважине 208- 0 часов. ГРП проведен согласно плана работ. Общий объем жидкости 200,82.

Время пребывания флота-ГРП на скважине 231- 11 часов. После проведённого миниГРП и по согласованию с представителем заказчика принято решение, уменьшить стадию подушка до 50м3(план 53м3),изменить график закачки проппанта,сократить количество закачиваемого проппанта до 30т(план 35т). Общий объем жидкости 99,7

Время пребывания флота-ГРП на скважине 213- 31 час. ГРП проведен согласно плана работ. Общий объем жидкости 135,28.

Время пребывания флота-ГРП на скважине 211- 12 часов. ГРП проведен согласно плана работ. Общий объем жидкости 61,17.

Время пребывания флота-ГРП на скважине 217- 16 часов. После проведённого миниГРП и по согласованию с представителем заказчика принято решение, уменьшить стадию подушка до 28м3(план 32м3), изменить график закачки проппанта снизить концентрацию до 700кг/м3(план 800кг/м3), уменьшить количество проппанта фракции 20/40 до 9,4т(план 15т), фракцию 16/20 оставить без изменения 5т(план-факт). Уменьшить общую массу закачиваемого проппанта до 15т(план 20т). На стадии продавка резкий рост давления "СТОП", продавка по плану 8.4м3(факт 5м3). Общий объем жидкости 66.

Время пребывания флота-ГРП на скважине 216- 16 часов. В процессе закачки третий стадии проппанта, с концентрацией 200-400, произошол сбой в работе программы SMART, В связи с невозможностью вести ГРП по показаниям приборов станции контроля, были вынуждены производить процесс закачки по показаниям приборов блендера. В присутствии представителя ЦДНГ-6 и мастера бригады освоения были осмотрены БИНы на остатко проппанта. Проппант закачен в полном объеме,согласно утвержденного дизайна. Продавка по дизайну. Объем жидкости 205,2.

Время пребывания флота-ГРП на скважине 215- 16 часов. После проведённого миниГРП и по согласованию с представителем заказчика принято решение уменьшить расход (план 3.8м3/мин) до 3.4м3/мин, общий объем проппанта сократить с 15 до 10тонн, максимальную концентрацию увеличить с 600 до 800 кг/м3.С поверхности закачано 10т проппанта. На конечной стадии ГРП шел интенсивный рост давления в НКТ, после 4м3 продавки получен СТОП. Плановый объем продавки 8.6м3. В пласт закачано 7 тонн проппанта, в НКТ - 3 тонны. В подписанном полевом акте в общий тоннаж включено 2 тонны проппнта 16/20, использованного для отсыпки забоя бригадой КРС (10т 20/40 + 2т 16/20). Объем жидкости 40,2.

Время пребывания флота-ГРП на скважине 214- 24 час. ГРП проведен согласно плана работ. Общий объем жидкости 207,27.

5 ПРОГНОЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ

 

На основании анализа достигнутых фактических показателей разработки месторождения за 2015 г. выполнены прогнозные расчеты уровней добычи нефти и жидкости на 2016–2018 гг. по месторождению в целом и по двум эксплуатационным объектам D₂dz, D₃jаr+dzr.

Для выполнения прогнозных уровней добычи нефти на 2016 г., составлена программа геологических мероприятий.

Для обеспечения запланированного уровня добычи нефти на месторождении в 2016 г. планируется проведение оптимизации на добывающем фонде и совершенствование системы воздействия по залежам.

 

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

 

1. В 2015 г. выполнен значительный объем промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой. Проведено 62 исследования в 18 скважинах (70% всего фонда скважин).

2. Выполняется недостаточный объем гидродинамических исследований (КВУ, КВД, Рпл, КПД). Проведено 8 исследования в 6 скважинах (20% от фонда скважин).

3. Месторождение разрабатывается на основании Дополнения к технологической схеме разработки Северо-Кожвинского нефтяного месторождения от 2011 г.

4. Основные фактические показатели разработки значительно отличаются от проектных. Фактическая добыча нефти меньше проектной на 21% (проект – 217,6 тыс.т, факт – 171,2 тыс.т). Невыполнение проектных уровней отборов жидкости – 30%, закачки воды – 28%.

5. Невыполнение проектных уровней добычи связано с меньшим действующим фондом добывающих скважин (проект – 25, факт – 22), что обусловлено бездействием скв. 201 (авария – обрыв ГНО с подвеской; – 59,9 т/сут) и переносом сроков бурения двух низкопродуктивных скважин по результатам бурения D₃jаr+dzr.

6. Невыполнение проектных уровней закачки воды (проект – 499 тыс.м³, факт – 354 тыс.м³) связано с отсутствием необходимости в больших объемах закачки по причине меньших отборов (текущая компенсация на 2015 г.: проект – 113%, факт – 116%).

7. Система ППД НЭО сформирована, фактическое соотношение добывающих и нагнетательных скважин равно 3:1, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой составляет 73%, текущая – 126%.

8. Система ППД по НЭО имеет низкую эффективность. По результатам анализа гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, гидрохимического мониторинга и режимов скважин влияния нагнетательных скважин № 203, Р1А2 и 46 на работу добывающих не отмечается, либо незначительно.

9. На 01.01.2016 г. из пластов НЭО извлечено 2174 тыс. т нефти, выработка извлекаемых запасов достигла 65,5%, текущий коэффициент извлечения нефти – 0,270. Анализ выработки запасов нефти по НЭО указывает на эффективность существующей системы разработки. При этом по объекту остаются неохваченными разработкой запасы западного блока НЭО, слабо дренируются запасы на юге центрального блока и в районе скв. 8 восточного блока (запасы находятся за разломом от скв. 8).

10. Залежи нефти пластов D₃jar+dzr (СЭО) находятся в начальной стадии разработки и эксплуатируются скважинами неравномерно по площади залежи. Система ППД по СЭО не сформирована, очаговая закачка организована на участках основных отборов.

11. Из 11 действующих добывающих скважин по СЭО 5 являются совместными с НЭО, из 3 нагнетательных совместная 1. В 3 добывающих и 2 нагнетательных скважинах вскрыт пласт D₃dm, который по результатам ОПП и приростам дебитов жидкости при приобщении работает.

12. По всем скважинам после ввода их в работу на СЭО наблюдается резкое снижение дебитов, что указывает на низкие гидродинамические свойства пласта (подтверждено ГДИ).

13. По СЭО бурением не охвачены запасы нефти периферийных зон.

14. Средневзвешенное пластовое давление за год по залежам СЭО не изменилось.

15. ВЭО не разрабатывается и является объектом возврата.

 

Рекомендации:

1. В связи с недостаточным контролем за энергетическим состоянием залежей НЭО и СЭО требуется увеличить количество замеров Рпл и ГДИ.

2. В совместных скважинах (НЭО и СЭО) проводить селективные замеры пластового давления и текущих гидродинамических характеристик.

3. Выполнить РИР III пачки в скв. 203н, после ОПП.

4. Выполнить ОПП и гидропрослушивание в нагнетательной скв. Р1А2, по результатам принять решение о РИР, либо об остановке закачки.

5. Выполнить гидропрослушивание в районе нагнетательной скв. 46, по результатам принять решение об остановке закачки.

6. Увеличить приемистость в нагнетательных скважинах СЭО (скв. 216 и 211).

7. Совместные скважины оборудовать компоновками ОРЭ и ОРЗ.

8. Выполнять селективные мероприятия по увеличению продуктивности совместных скважин (ГРП, ОПЗ).

9. По ВЭО предлагается выполнить опробования и исследования в скв. 47, по результатам запланировать ввод из консервации.

10. Рассмотреть бурение бокового ствола в скв. 201 (авария – обрыв ГНО с подвеской), скв. 6 (в б/д, негерметичность АНК, низкая продуктивность, высокая расчленённость), скв. 7 (действующая добывающая, низкая продуктивность(qн – 5,0 т/сут)), скв. 209 (в работе, низкая продуктивность (qж – 3,5 т/сут), hэф.н. – 8,7 м, высокая расчленённость).

Разбурить неохваченные бурением районы по НЭО и СЭО, а также слабо дренируемые запасы НЭО.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

 

1. http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/komi_respublika/severo_kozhvinskoe/46-1-0-2143

2. http://dic.academic.ru/dic.nsf/ruwiki/201857

3. Байков Н.М «Лабораторный контроль при добыче нефти и газа» 1983 г

4. Мищенко И.Т «Скважинная добыча нефти»

5. ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

 

 

Минобрнауки России Ухтинский государственный технический университет Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений КП Е.В.Петрова Тема: «Анализ результативности гидродинамического разрыва пласта» Текст курсового проекта Ухта 2017