Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта

Показателем успешности применения технологии ГРП является увеличение притока продукции из обработанной скважины. Расчет этого показателя производился путем определения доли операций, характеризующихся приростом дебитов нефти после ГРП над базовым показателем относительно общего количества введенных в эксплуатацию скважин. Для определения эффективности ГРП использовался показатель степени увеличения дебита жидкости после проведения работ относительно базового уровня (кратность дебита). В качестве базового уровня использовался дебит скважины до проведения интенсификации.

Месторождение характеризуется высоким приростом дебита нефти, в то же время эффект по жидкости более выражен. Степень изменения дебита нефти добывающих скважин после интенсификации гидроразрывом пласта зависит от многих условий. Нефтенасыщенная толщина пласта в анализируемых скважинах изменяется от 1.2 м до 19.4 (в среднем 11.5м). Сопоставление степени увеличение дебита нефти после ГРП с толщиной обрабатываемого пласта показало незначительное снижение эффективности ГРП в сторону увеличения толщин. На 01.01.11 г. на месторождении проведено 2345 ГРП по добывающим скважинам. Объем дополнительной добычи нефти составил 7 669 692 тыс. т. Среднее увеличение дебита в 2 — 3 раза. Успешность проведения ГРП — 93%. Расчетная продолжительность эффекта — от 4 до 7 лет, ожидаемая дополнительная добыча на скважину 11 тыс. т. На сегодняшний день для ТПП «Когалымнефтегаз» не существует аналогичного по масштабу мероприятия в области разработки нефтяного месторождения, имевшего бы столь высокую технико-экономическую эффективность. Все обработки можно отнести к разряду неглубоких (около 5 т закрепляющего материала). Следует отметить, что выбор скважин для ГРП по горизонту БВ8 проведен в полном соответствии с предоставленными в геологической модели 95% обработок проведены на самой ухудшенной части горизонта.

Основной объем обработок пришелся на краевые части залежи, характеризующиеся худшими коллекторскими свойствами. Можно отметить, что абсолютная эффективность метода (прирост дебита нефти к дебиту до обработки) изменяется в достаточно широких пределах.

При среднем дебите нефти до обработки 7 т/сут, прирост дебита по отдельным скважинам достигал 100 т/сут. Увеличение дебита жидкости после ГРП в значительной степени зависит от потенциальных возможностей скважины.

Как потенциальную возможность рассмотрим максимальный дебит жидкости до ГРП. В условиях применения ГРП не только обеспечивает прирост дебита жидкости до максимально достигнутого до ГРП, но и значительно его превосходит. Так по горизонту БВ8 из 376 обработанных скважин лишь по пяти дебит после ГРП не превышал дебит до ГРП. Среднее отношение к максимальному дебиту до ГРП составило для скважин горизонта БВ8−10 — 2,6 раза. В целом по месторождению объем обработок, по которым не был, достигнут потенциальный дебит жидкости, составляет 9% от общего объема. Важным технологическим достижением является то, что в активную разработку была вовлечена часть запасов краевой зоны.

Таким образом, эффективность работы скважины после ГРП в краевых зонах горизонта БВ8−10 в 4,2 раза превышает эффективность работ обычных скважин, по которым ГРП не проводился.

Таблица 10 — Плановые показатели от проведения ГРП на Повховском месторождении.

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 БВ₈₋₁₀, 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.