Результаты факторного анализа эффективности методов интенсификации добычи нефти и их влияния на конечную нефтеотдачу пластов

Куликов А.Н. (Kulikov@ufantc.ru ), Захаров В.П. ЗАО «УфаНИПИнефть»

В многочисленных работах по гидравлическому разрыву пласта ГРП и форсированному отбору жидкости (ФОЖ) выявлены общие закономерности, связанные с эффективностью этих методов интенсификации добычи нефти (ИДН) [1, 2]. Вместе с тем, при анализе результатов ГРП и ФОЖ на конкретных месторождениях выявляются закономерности, характерные для геолого-технологических условий конкретной залежи или конкретного типа залежей, обусловливающие необходимость адресного подхода к выбору объектов воздействия. В представленной работе изложены результаты факторного анализа эффективности ГРП и ФОЖ на объектах БП14 Тарасовского и ПК19 20 Барсуковского месторождений, а также и других залежах нефти.

Залежь объекта БП14 Тарасовского месторождения крупная структурно-литологического типа характеризуется сложным клиноформенным строением, продуктивный разрез сильно расчленен. Коллекторы сложены низкопроницаемыми (0.015 мкм2) песчаниками и алевролитами полимиктового типа с повышенным содержанием цемента (3-10 %) хлорит-гидрослюдистого и частично карбонатного состава. Низкая проницаемость и слабая выдержанностью коллекторов обусловливают крайне низкую эффективность системы поддержания пластового давления (ППД).

Объект ПК19-20 Барсуковского месторождения представлен крупной водоплавающей залежью с газовой шапкой, характеризуется высокими нефтенасыщенными толщинами (17.6 м) и расчлененностью, более высокой средней проницаемостью (0.074 мкм2). Таким образом, рассмотренные объекты характеризуются различными геологическими характеристиками.

На объекте БП14 Тарасовского месторождения в период с 1995 года проведены первичные ГРП на 344-х скважинах и повторные на 80-ти. Средняя продолжительность эффекта при первичном ГРП составила 40.9 мес., при повторном гидроразрыве - 21,8 мес. Средний относительный прирост добычи нефти к базовой достигает 8.9. Расчеты показывают, что в результате ГРП на объекте БП14 Тарасовского месторождения было обеспечено двукратное увеличение текущих извлекаемых запасов. Дополнительная

добыча нефти на одну скважино-операцию по повторному ГРП составила 6.7 тыс. т. Средний относительный прирост добычи нефти к базовой при повторном ГРП составляет 1.3. Таким образом, удельная накопленная дополнительная добыча нефти, отнесенная к одной среднестатистической скважине и средний прирост добычи нефти к базовой при повторном ГРП ниже по сравнению с первичным в 2.4 и 6.8 раз, соответственно.

На объекте ПКх9.20 Барсуковского месторождения в период 2000-2005 г. г. проведено 50 первичных ГРП. Согласно проведенным расчетам средняя дополнительная добыча нефти составила 7.3 тыс. т. на одну скважино-операцию. Прирост добычи к базовой - 4.9. Средняя продолжительность эффекта при ГРП составляет 23.8 мес.

Факторный анализ проводился отдельно для каждого из параметров эффективности: прирост дебита жидкости (нефти), изменение обводненности и длительность эффекта. В силу отличия процессов, происходящих при проведении первичного и повторного ГРП, эти мероприятия по объекту БП14 анализировались отдельно.

Анализ подтвердил общеизвестную закономерность, что кратностью увеличения дебита жидкости (нефти) за счет проведения ГРП в значительной степени определяется базовым дебитом. Так, для условий объекта БП14 Тарасовского месторождения для достижения высокой кратности увеличения дебита нефти проводить ГРП целесообразно на добывающих скважинах с дебитом не более 10 т/сут.

Анализ также подтвердил общеизвестную закономерность, заключающуюся в том, что кратность увеличения дебита нефти за счет повторных ГРП возрастает со снижением эффективности проведения первичного ГРП. Действительно, известно [3], что кратность увеличения дебита нефти при ГРП «чистой» скважины (скин-фактор = 0) не может быть выше 2-х. В этих же пределах находится и эффективность повторного ГРП при кратности увеличения дебита нефти после первичной обработки скважины выше 5. Таким образом, повторные ГРП целесообразно проводить при кратности увеличения дебита нефти за счет первичных не более 5.

В силу указанных причин, средние показатели эффективности повторного ГРП ниже. Кроме того, как показал анализ, низкая эффективность повторных ГРП определяется высокой выработкой запасов в области дренирования скважины и худшим энергетическим состоянием пласта, в частности, за счет снижения среднего пластового давления после первичного ГРП.

Методология анализа определила необходимость введение т.н. «коэффициента использования потенциала скважины» (КИПС), представляющего частное от деления

текущего дебита нефти (жидкости) скважины на гидропроводность призабойной зоны пласта:

кипс = =-2Пр-,(1)

kh ln(R / r + S)у

к с

где \х - динамическая вязкость жидкости, Ар - депрессия на пласт, Лк, гс - радиус кругового пласта с изотропными свойствами и скважины, соответственно, S - скин-фактор.

При высоких значениях КИПС потенциал скважины реализован в большей степени. Снижение КИПС за счет роста скин-фактора или уменьшения депрессии на пласт определяет необходимость проведения соответствующего ГТМ. Анализ позволил выявить обратную зависимость абсолютного прироста накопленный добычи нефти, в результате первичного ГРП, от базового значения КИПС. Согласно ее для достижения высоких значений абсолютного и относительного значений прироста добычи нефти ГРП необходимо проводить на скважинах со значением КИПС не более 0.1.

Анализ также подтвердил общеизвестное влияние на эффективность ГРП природы песконосителя. Кратность увеличения дебита жидкости (нефти) более чем в 2 раза выше при использовании в качестве основы жидкости разрыва нефти по сравнению с водой. Это объясняется изменением абсолютной и фазовой проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) при контакте с технологической жидкостью на водной основе, которое обусловлено описанными выше литолого-минералогическими особенностями пород-коллекторов.

Отличительной особенностью ГРП на объекте БП14 Тарасовского месторождения является то, что анализ не вывил влияния на эффективность ГРП в условиях Тарасовского месторождения количества закаченного проппанта. В отличие от многих других залежей нефти здесь оптимальный объем проппанта, закачиваемого в пласт при ГРП, составляет до 15 т (до 1 тонны на метр нефтенасыщенной толщины). Дальнейшее увеличение количества закачиваемого проппанта и, как следствие, объема трещин практически не влияет на кратность увеличения дебита жидкости (нефти). Это не означает отсутствия общепринятой закономерности, но указывает на определяющее влияние в описанных условиях других более сильных факторов, выявленных и представленных ниже в данной работе.

Анализ показал, что эффективность ГРП, а также ФОЖ в первую очередь влияет энергетическое состояние пласта, а, следовательно, эффективность системы ППД. В частности, наблюдается тенденция роста кратности увеличения дебитов нефти и жидкости при ГРП с увеличением среднего пластового давления на объекте БП14, представленная на