опыт
Н
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГРП_
Е. БАЙКОВА, НГДУ «Лянторнефть»
Западно-Камынское нефтяное месторождение, открытое в 1975 г. находится на территории Западно-Камынского и Западно-Айпимского лицензионных участков, недропользователем которых является ОАО "Сургутнефтегаз".
Продуктивные в нефтегазоносном отношении залежи на месторождении приурочены к юрским (пласты ЮС2, ЮС0) и нижнемеловым отложениям (пласты Ач(1-3), АС12, АС,,2, АС„,(2), АС„,(,), АС103, АС,о2).
Основная часть запасов углеводородов (59%) приурочена к пластам АС,0-,2, расположение залежей которых в плане практически совпадает. Отложения пластов АС,0-,2 представлены песчано-алеври-товыми телами субмеридионального простирания. Фациально-седи-ментологические условия формирования пластов группы АС,0-,2
Средние значения проницаемости по пласту АС,,,(,) составляют 0,0077 мкм2 и с учетом низких значений продуктивности свидетельствуют о невысоких добывных возможностях пласта. По нефтенасы-щенной части разреза пористость равна ,7,9%. Коллекторы представлены породами !У-У! классов проницаемости.
В пределах песчаного тела АС111|1| можно выделить три меридионально вытянутые фациальные зоны - западную, центральную и восточную. Восточная и центральная зоны характеризуются повышенными эффективными толщинами и лучшими коллекторскими свой-
Рис. 1. График разработки Западно-Камынского месторождения
обусловили достаточно высокую расчлененность разреза и сложную морфологию коллекторов внутри песчано-алевритовых тел. По ли-тологическому составу отложения пластов группы АС10-12 неоднородны и представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Основная залежь относится к пласту АС,,1111.
Залежь пласта АС,,1111 в пределах Западно-Камынского участка является структурно-литологической. Значения эффективной неф-тенасыщенной толщины изменяются от 0,6 до 10,2 м. Количество проницаемых прослоев изменяется от 2 до 11, среднее значение расчлененности по пласту в целом составляет 4. Коэффициент песчани-стости изменяется от 0,02 до 0,66 при среднем его значении по залежи 0,22.
ствами. При переходе к западной зоне отмечается снижение песчанистости по разрезу, ухудшение емкостно-фильтрационных свойств.
Проект пробной эксплуатации Западно-Камынского месторождения выполнен Тюменским отделением "СургутНИПИнефть" и принят со следующими положениями.
1. Выделение базового объекта разработки - пласта АС,,1111.
2. Применение трехрядной системы разработки с размещением скважин по равномерной квадратной сетке с плотностью 25 га/скв.
3. Способ эксплуатации скважин - механизированный (ЭЦН, ШГН).
4. Первоочередной участок выбран в районе разведочной скважины № 521р.
опыт
Рис. 2. Западно-Камынское месторождение. Геологический профиль по линии скважин № 879-887
Месторождение введено в разработку в декабре 2001 г. Сопоставление проектных показателей с фактическими показывает, что на третий год эксплуатации участка достигнуто превышение фактической добычи нефти над проектным меньшим числом добывающих скважин, а значит, и более высокими дебитами по нефти. На рис. 1 видно, что дебиты нефти по скважинам с 23 т/сут. с начала эксплуатации снизились к маю-июню 2003 г. до 12-13 т/сут. После организации закачки дебиты начали постепенно восстанавливаться и к но-
ябрю 2004 г. средний дебит на одну добывающую скважину составил 22,6 т/сут при проектном - 18,6 т/сут.
В процессе эксплуатационного разбуривания опытного участка уточнялось его строение. Выделено четыре характерных типа разрезов скважин: с развитием коллекторов в кровельной части пласта АС111(1) (1 тип), в подошвенной части (2 тип), как в кровле, так и в подошве (3 тип), а также скважины, в которых пласт представлен тонким чередованием проницаемых и непроницаемых пропластков (4
тип).
На профиле по линии скважин № 879-887 (рис. 2), пересекающем опытный участок с запада на восток, представлены все типы разрезов скважин. Выявлены закономерности развития коллекторов каждого типа на первоочередном участке. В центральной части участок представлен коллекторами, развитыми в кровле пласта АСц1(1). С запада и востока в зоне развития кровельной части пласта формируется как кровля, так и подошва, но с худшими коллекторскими свойствами и большей расчлененностью. На востоке встречаются скважины, в разрезе которых коллекторы встречаются только в подошвенной части, кровля заглинизирована, т. е. в пределах одного небольшого по площади первоочередного участка размером 4x4 км изменчивость достаточно высокая, и коррелировать развитие типа коллектора на всю залежь сложно.
Каждый из этих типов имеет различные геолого-физические характеристики (рис. 3). Если коллектор в кровельной части пласта (1 тип) имеет более высокие проницаемость, нефтенасыщенность, меньшую расчлененность, то остальные типы представлены худшими характеристиками. Соответственно в каждой из зон скважины после бурения имеют различную продуктивность.
До организации закачки наблюдалось снижение дебитов нефти после бурения по скважинам всех типов разреза. Сделано предположение о линзовидном развитии коллектора на данном участке. Низкопроницаемые коллекторы, ограничивающие более проницаемый коллектор с востока и запада, являются естественной границей
от законтурной области и пластовое давление в зоне отбора без закачки снижается.
Для восстановления продуктивности скважин и в соответствии с проектом пробной эксплуатации начаты работы по гидроразрыву пласта (ГРП). Всего на начальном этапе проведено 9 стандартных операций по ГРП. Дебит после этого увеличивался в среднем на 12,8 т/сут. - с 4,5 до 17,3 т/сут. (рис. 4). Все эти операции по ГРП проведены на участке еще до организации системы ППД. Как уже от-
Рис. 4. Эффективность проведения ГРП по стандартной технологии
Рис. 5. Эффективность проведения ГРП по усовершенствованной технологии
Рис. 3. Западно-Камынское месторождение. Геолого-физическая характеристика разрезов скважин по
первоочередному участку
Зона развития коллекторов h нефте-нас., Пористость, Проницаемость, Коэф. нефте-насыщ., Число пропла- К песч. Параметры работы бурения
пласта АС111(1) м % мД % стков Qж., м3/сут Qн., т/сут % обв. Н2О
Кровля (1 тип) 4,3 21,5 67,6 78,0 2,2 0,20 27,3 23,0 1,6
Подошва (2 тип) 6,8 19,6 29,2 49,5 5,2 0,37 3,6 2,9 4,7
Кровля и подошва (3 тип) 6,2 19,9 44,0 50,0 5,2 0,29 17,7 14,9 1,0
Кровля+подошва расчлененн. (4 тип) 3,6 20,2 42,1 48,4 6,0 0,13 9,9 8,3 1,5
36
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 1 /2 005
опыт
№ п/п № № скв. Зона Кол-во Параметры работы до ГРП Вывод на реж. Параметры работы после ГРП
Q нефти т/сут. Q жид. т/сут. H2O % Qн т/сут. Q нефти т/сут. Q жид. т/сут. H2O %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Стандарт технология Qн. до ГРП Qн. при выв. Qн. текущ.
всего 9 2,4 5,1 1,7 17,3 10,5 14,0 20,1
Кровля (1 тип) 1 8,1 8,2 2 14,5 7,7 11,0 19,0
Подошва (2 тип) 4 2,4 2,7 1,7 17,1 16,1 23,5 25,8
Кровля и подошва (3 тип) 4 8,1 8,3 1,6 18,3 4,7 5,2 14,7
Усовершенств. технология
- - - всего 23 5,2 6,8 1,3 27,7 22,0 27,9 7,8
Кровля (1 тип) 10 4,9 6,4 1,4 31,4 31,0 37,4 3,2
Кровля и подошва (3 тип) 2 7,8 9,0 1,5 29,0 31,4 38,0 2,8
Кровля+подршва расчлененн (4 тип) 9 4,1 5,9 1,1 24,5 12,9 18,7 13,3
мечалось, пластовое давление по залежи снижалось, вместе с ним и приросты дебита от проведения ГРП. На рис. 4 показано, что текущие дебиты нефти по скважинам этой группы ниже, чем дебиты после вывода на режим после ГРП. Например, по скважине № 885 отмечается снижение прироста дебита от ГРП уже через месяц и его восстановление только после перевода под закачку влияющих скважин № 925 и 886.
При выполнении операций по ГРП по стандартной технологии возникали проблемы иного рода. Давление разрыва зависит от проницаемости пласта. В скважинах с низкой проницаемостью могли возникнуть аварийные ситуации в связи с невозможностью закачать расчетный объем проппанта в образовавшуюся трещину, в результате чего при проведении операции по ГРП получен "стоп".
С целью предотвращения аварийных ситуаций ("стопов") при проведении гидроразрыва пласта в скважинах пласта АС,,1 (1) Западно-Камынского месторождения ТО "СургутНИПИнефть" (А. Малышев, Г. Малышев) рекомендовало предварительно перед ГРП проводить дополнительное воздействие на низкопроницаемую часть продуктивного пласта для инициации в ней трещины с последующей СКО для снижения давления разрыва.
С декабря 2003 г. по октябрь 2004 г. по усовершенствованной технологии ГРП выполнен в 25 скважинах. К ноябрю 2004 г. ГРП проведено на Западно-Камынском месторождении в 34 скважинах, что составляет 55% эксплуатационного фонда месторождения. После изменения технологии отмечается следующее.
Во-первых, после проведения ГРП по новой технологии приросты дебита нефти выросли в 1,8 раза по сравнению со стандартной технологией и составили 22,5 т/сут.
Во-вторых, дебиты нефти по скважинам с 1 и 3 типами разрезов не снижались при последующей эксплуатации (рис. 5). Этот факт в первую очередь связан с развитием системы ППД на месторожде-
нии. Важно отметить, что в сентябре 2003 г. на участке организовано ППД в шести нагнетательных скважинах. К ноябрю 2004 г. действующий фонд нагнетательных скважин уже составил 17, поэтому проведение ГРП по усовершенствованной технологии легло на благоприятную почву. Проведение ГРП по усовершенствованной технологии и начало ППД на Западно-Камынском месторождении совпали по времени. Характерный пример по скважине № 982, на которой ГРП с предварительным воздействием проведен в декабре 2003 г. После перевода под закачку соседней нагнетательной скважины № 953 эффекта на скважине № 982 не получено. И только после проведения ГРП через 1,5 месяца дебит нефти вырос с 5,1 до 29,7 т/сут. при выводе на режим.
В-третьих, отмечается снижение давления разрыва пласта с 482 атм. до 401 атм. в среднем по скважинам первой и второй групп.
Выводы
1. На Западно-Камынском месторождении залежь пласта АС,,™ первоочередного участка имеет линзовидное строение, связь с законтурной областью
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.