Влияние массы проппанта на эффективность ГРП

EFFECT OF PROPPANT MASS ON HYDRAULIC FRACTURING EFFICIENCY

Almaz Nizamutdinov

Undergraduate, Tyumen industrial University, Russia, Tyumen

Аннотация. В статье рассмотрены влияние эффективной мощности пласта и массы проппанта на дебит скважины после проведения гидравлического разрыва на объекте БВ₈.

Abstract. The article considers the influence of the effective reservoir capacity and proppant mass on the well flow rate after hydraulic fracturing at the BV8 facility.

Ключевые слова: проппант, нефть, месторождение, ГРП

Keywords: proppant, oil, field, hydraulic fracturing

Применение гидравлического разрыва пласта (ГРП) на Повховском месторождении начато в 1989 году (скважина № 487, запущена 30.01.1990 года). По состоянию на 01.01.2013 года проведено 3205 обработок (рисунок 1). По объекту БВ₈ – 2799 ГРП [1].

Доля дополнительной добычи нефти за счет ГРП на объекте БВ₈ составляет 28 % от общего объема накопленной добычи по объекту за всю историю эксплуатации. Охват фонда скважин методом гидроразрыва пласта составляет 64 % (или 74 % скважин добывающего фонда).

При ГРП на скважинах действующего фонда с годами наблюдается значительный рост массы проппанта и его максимальной концентрации, что позволяет увеличить длину и проводимость трещин ГРП. Так, при ГРП в 2011-2012 гг. на действующих скважинах средняя масса проппанта, закачанного в пласт, составила 45,1 т, что в 7 раз больше, чем в первые годы применения данного метода на объекте 1990-1995 гг. – 6,3 т [2].

Оценка влияния геологических характеристик обрабатываемых пластов на дебиты после ГРП показывает, что начальные дебиты жидкости и нефти увеличиваются при воздействии на пласты большей мощности (рисунок 1).

Рисунок 1. Распределение дебитов жидкости и нефти после ГРП на эксплуатационном фонде скважин по диапазонам эффективной мощности пласта БВ₈

Для дебита жидкости после ГРП характерен рост с увеличением массы проппанта, закачанного в пласт (рисунок 2). Для дебита нефти такой зависимости не установлено. Наибольший дебит нефти получен после ГРП с малыми массами проппанта – менее 10 т, данные операции преимущественно выполнялись в начальный период применения метода ГРП на объекте БВ₈. В последующие годы происходит увеличение накопленной добычи нефти и обводнение фонда, что сопровождается наращиванием массы проппанта.

Рисунок 2. Распределение дебитов жидкости и нефти после ГРП на эксплуатационном фонде скважин по диапазонам массы проппанта на объекте БВ₈

С увеличением массы проппанта на метр эффективной мощности пласта наблюдается рост удельного дебита жидкости (рисунок 3), наибольшее его значение получено при удельной массе проппанта более 6 т/м – 19,1 т/сут/м.

Рисунок 3. Распределение дебитов жидкости и нефти после ГРП на эксплуатационном фонде скважин по диапазонам удельной массы проппанта на объект БВ₈

После ГРП на эксплуатационном фонде скважин наблюдается высокий уровень обводненности добываемой продукции (в среднем 60 %). Чем выше накопленная закачка жидкости на ближайшей нагнетательной скважине, тем выше обводненность после ГРП на добывающей скважине. Высокие темпы снижения дебита жидкости связаны с пониженным пластовым давлением, прерывистостью разреза и его низкой проницаемостью, что не позволяет обеспечить эффективную работу системы ППД с равномерным вытеснением по всему разрезу [3].

Наряду с проблемой высокой обводненности  отмечены самые высокие темпы падения дебита жидкости из-за истощения энергетики пласта, рекомендуется применение азотно-пенных ГРП в системе с усилением ППД в нижней части разреза.