Файл: Институт геологии и нефтегазодобычи.docx

В 99 % добывающих скважин объекта ВК_1-3выполнен ГТМ с ГРП, масштабы охвата данным видом ГТМ в пределах Ем-Еговского и Пальяновского ЛУ представлен в графическом приложении 5. На 50 % скважин проведен вторичный, третичный и четвертичный подход с ГТМ ГРП.

Массовое применение ГТМ с ГРП начинается с 1999 года, в период с 2002-2004 гг. объём операций несколько снижен, в 2005-2008 гг. достигает максимальных значений (от 95 до 115 обработок). Начиная с 2009 г. количество операций снижено в 3 раза и в последующем не превышает 30 скважин в год.

Вывод из бездействия с ГРП выполняется с 1999 года, максимальное количество операций отмечается в 2005-2006 гг.

Наиболее массовый перевод с нижележащего горизонта на объект ГРП начинается с 2006 года, максимальное количество операций проведено
в 2009-2010 гг.

Отмечается два периода со снижением эффективности дебита нефти:

1999-2001 гг., снижение с 20,4 до 11,8 т/сут, проведение малообъеных операций (в среднем 12 т на скважину) в центральных частях Западного и Центрального поднятия, скважины с лучшими ГФХ.
2002-2014 гг., снижение с 25,2 до 4,6 т/сут, проведение большеобъемных обработок (в среднем 26 т на скважину) и массовое применение повторных операции ГРП по всей площади Ем-Еговского и Пальяновского ЛУ.
С 2014 по 2018 гг., наблюдается выравнивание среднегодовой эффективности ГРП на уровне Q_н = 4,8 т/сут при среднегодовом количестве ГРП 11,8 ед.

Динамика выполнения операций ГРП по годам разработки приведена в графическом приложении 5.

При проведении анализа все мероприятия по ГРП были разбиты на несколько категорий:

операции на действующем фонде скважин (ДФ);
операции при выводе из неработающих категорий (БД, консервация);
операции при переводе на объект с ГРП (ПИП с ГРП).

4.1.1 ГРП на действующем фонде скважин

Большая доля ГРП приходится на пласты ВК_1-3 (74,2 %), за период разработки выполнено 690 операций ГТМ с ГРП на ДФ (графическое Error: Reference source not foundприложение 5). Наблюдается тенденция по снижению запускной эффективности ГРП с 2002 года, что обусловлено сужением круга уверенных кандидатов. В настоящее время в основном выполняются повторные и третичные обработки, в некоторых случаях четвертичное ГРП.

Анализируя показатели проведения ГРП на ДФ, можно выделить несколько этапов:

период 1998-2001 гг.: применение малообъемного ГРП (удельная масса проппанта 1 т/м);
период 2002-2004 гг.: реализация большеобъемных ГРП (удельная масса проппанта более 2 т/м), также в этот период широко применялась технология РИР с ГРП, в результате чего получены наибольшие приросты по нефти: от 18,8 до 26,9 т/сут);
период с 2005 г.: массовое применение повторных большеобъемных операций ГРП (79% от общего числа обработок);
период с 2011-2018 гг.: умеренное применение большеобъемных повторных операций ГРП (доля повторных обработок 97 %), но по причине ухудшения качества скважин – кандидатов вследствие кратности ГРП и растущей запускной обводненности продолжается снижение эффективности ГРП;

Несмотря на то, что объем закачиваемого в пласт проппанта в период 1998-2001 гг. был относительно небольшой, технология показала хорошую эффективность. За счёт того, что первые операции ГРП проводились в наиболее перспективных скважинах с более благоприятными геологическими условиями и болте низкой обводненностью продукции скважин.

Дебит жидкости после ГРП в среднем увеличивался в 9 раз, дебит нефти в 7 раз, средний прирост дебита нефти составлял 16,3 т/сут. Средняя продолжительность эффекта составляет 3,5 года и в большинстве скважин расчет эффективности был остановлен ввиду проведения другого ГТМ (повторный ГРП, ОПЗ, оптимизация). Дополнительная накопленная добыча нефти на сважину в среднем составила 12,2 тыс.т.

Наибольший прирост дебита нефти (Q_н = 22,9 т/сут) получен по скважинам 2002-2004 гг., столь высокая эффективность в этот период обусловлена проведением РИР с ГРП. В среднем обводненность после ГРП снизилась на 25 % (с 74 до 49 %). Средняя продолжительность эффекта составляет 4 г.10 мес. и в более половине скважин расчет эффективности был остановлен ввиду проведения другого ГТМ. Дополнительная накопленная добыча нефти на сважину в среднем составила 18,2 тыс.т.

После 2005 года на месторождении опробывались различные технологии с учетом ограничения высоты трещины (с целью исключения уходя трещины в водонасыщенные интрвалы), при этом в среднем можно увидеть незначительное увеличение воды в продукции после проведения ГРП.

Наименьшая эффективность получена по скважинам последних пяти лет, в среднем составила 4,8 т/сут. Но следует отметить, что технологическая эффективность программы ГРП сохранилась, несмотря на то, что базовый фонд скважин характеризуется высокой кратностью ГРП и в условиях работы с «тонкими» глинистыми перемычками объективно снижает количество скважин – кандидатов по причине увеличения риска по прорыву трещины ГРП в водонасыщенные объекты. Дополнительная накопленная добыча нефти на скважину в среднем составила 0,7 тыс.т. (графическое приложение 5).

Анализируя данные по удельной массе проппанта закачанной в пласт при ГТМ с ГРП сопоставляя с запускными показательлями скважины за отчетный период (2014-2018 гг), представленные в приложении 5, можно отметить, что чем больше удельная масса проппанта тем выше запускные показатели скважины.

4.1.2 ГРП при выводе из неработающих категорий

На Ем-Еговской площади на объекте ВК_1-3 за всю историю выведено из неработающего фонда совместно с ГРП 218 скважин. Динамика выполнения операций ГРП на БДФ по годам с и запускной эффективностью скважин представлена в графическом приложении 5.

Основной пик вывода из бездействия с ГРП пришелся на 2005-2006 гг. при дальнейшей разработке Ем-Еговского и Пальяновского ЛУ количество скважин-операций не превышало более 10 штук, а в 2009 году вовсе не было выводов из бездействия с ГРП.

За отчетный период 2014-2018 гг. объем операций ВБД с ГРП сократился до 16 скважин-операций (в среднем 3,1 операции в год), что связано с сокращением общего количества неработающего и не аварийного фонда скважин, высокообводненных, ликвидированных или ожидающие ликвидации, скважины без обустройства (наличие нефтепровода, подъездных путей и т.д.). Дополнительная добыча нефти в год обработки от выполненных мероприятий ГТМ ВБД с ГРП за отчетный период 2014-2018 гг. составила 13,1 тыс.т по 15 скважинам, следовательно на одну скважину приходится 0,9 тыс.т дополнительной добычи от ГТМ (графическое приложение 5).

Следует отметить, что отсутствует связь между количеством скважин – кандидатов проведенных в год обработки и накопленной дополнительно добычей от ГТМ ВБД с ГРП, то есть эффективность данного вида ГТМ связана только с индивидуальностью скважины – кандидата, на что и необходимо делать основной акцент.

По данным охвата ГТМ ВБД с ГРП за период разработки, можно сделать следующие выводы, что программа по сокращению неработающих скважин за счет вывода из бездействия с 2004 года смещается в сторону кандидатов, пробуренных в менее благоприятных геологических условиях. В частности, можно отметить снижение начальных нефтенасыщенных толщин при переходе к краевым зонам и увеличение запускной обводненности после ГРП по причине выхода в зоны активно дренируемые.

В целом на объекте ВК_1-3 перспективы по выводу скважин из бездействующего фонда с ГРП минимальные. Из 51 простаивающих скважин на объекте, это 18 аварийных скважин, 15 поисково-разведочных скважин без инфраструктуры, остальные скважины находятся в зонах с высокой выработкой запасов и не имеют потенциала для достижения целевых показателей.

4.1.3 ГРП при переводе на объект ВК_1-3

Основным объектом для возврата в пределах Ем-Еговского и Пальяновского ЛУ является пласт ВК_1-3. За период с 2002 по 2018 гг. на него переведено 81 скважин (74 % от общего числа ПИП с ГРП). Дополнительная добыча нефти от ГТМ ПИП с ГРП в первый год отработки составила 148,2 тыс.т. Динамика проведённых мероприятий и средней запускной эффективности скважин представлена в графическом приложении 5.

Пик выполненных скважино-операций ГТМ ПИП с ГРП на объект ВК_1-3отмечается в 2009-2010 гг. и равен 35 скважино-операций, что составляет 43% от общего количества переводов за всю историю разработки Ем-Еговского и Пальяновского ЛУ объекта ВК_1-3.

С 2014 года по настоящее время наблюдается своего рода стабильное проведение выполнение мероприятий по ГТМ ПИП с ГРП в плане количества и качества скважин-кандидатов (4 скважино-операций в год). Дополнительная добыча нефти от ГТМ ПИП с ГРП в первый год отработки составила 1,4 тыс.т с среднегодовым приростом на скважину Q_н = 6,5 т/сут. и запускным Q_н = 9,7 т/сут.

В целом переводы с ГРП на объект ВК_1-3 с нижележащих горизонтов в большинстве случаев объективно считать эффективными, как и по запускным так и по среднегодовым показателям. В дальнейшем, по мере появления кандидатов, после выполнения своего проектного назначения, рекомендуется с учетом оценки наличия остаточных запасов рассматривать возможность их перевода с ГРП.