Оценка эффективности внедрения технологии ГРП на Западно-Сургутском месторождении

В современных условиях большинство нефтяных месторождений ПАО «Сургутнефтегаз» находятся на завершающей стадии разработки, что требует применения мощных методов повышения производительности скважин. Западно-Сургутское месторождение не является в этом смысле исключением.

Применение гидравлического разрыва пласта это один из наиболее эффективных методов воздействия на ПЗП в условиях низкой пористости и проницаемости.

Первые ГРП на пластах БС₁₀₊₁₁ начали проводиться еще в 1993 году. В период с 2008 по 2013 годы произведено 437 скважиноопераций в 361 скважине, в добывающих – 411 операций, в нагнетательных – 26 операций.

Данный период обусловлен использованием различных технологий ГРП с изменением геометрических параметров трещин.

Масса проппанта, характеризующая объём закрепленной трещины в добывающих скважинах, изменялась от 4.8 до 70.3 т, составляя в среднем 37.3 т; в нагнетательных скважинах – от 14.9 до 42.0 т, составляя в среднем 26 т и в нагнетательных, находившихся в отработке на нефть и переведённых в систему ППД, от 29 до 50.1 т, составляя в среднем 39.2 т.

В период с 2010 по 2013 годы дополнительно добыто 2885,5 тысяч тонн нефти при удельной эффективности от операций - 6.6 тыс.т/скв.-опер, что указывает на эффективность данного метода.

Рассмотрим ГРП в продуктивном пласте, состоящем из двух прослоев одинаковой толщины 5 м, расположенных вертикально друг над другом:

L = 310 м, k₁=36 мД = 36×10^-15 м² – проницаемость первого прослоя, k₂=24 мД=24×10^-15м² – проницаемость второго прослоя, β*=2,6·10^-10 1/Па (коэффициент упругоемкости пласта), μ=2,4·10^-3 Па·с, h₁=5,2 м, h₂=12,1 м, Р₀=27,6 МПа, Р_с=12,1 МПа, l = 59 м.

1. Определим коэффициент пьезопроводности для каждого пропластка:

 м²/с

 м²/с

2. Определим λ:

 м³/с²

 м³/с²

3. Определим время достижения границы зоны дренирования t:

 сут

 сут

3. Определим дебит после ГРП:

 м³/сут

м³/сут

Для первого высокопроницаемого прослоя Q₁ = 149,9м³/сут., для второго Q₂ = 99,9 м³/сут. при условии t<=t₁=1,607 cут.

Суммарный дебит равен 249,8м³/сут.

В реальных условиях прирост дебита во многом зависит от грамотного подбора скважины-кандидата.