Анализ эффективности ГРП по скважинам, отремонтированным в 2009 году - Гидравлический разрыв пласта

В 2009 году ГРП осуществлен в 69 скважинах, из которых 29 ремонтов осуществлено силами "Катобьнефти", 40 - силами фирмы "Халлибуртон" (Рисунок 3.1) . 54 ремонта осуществлены по новой, а 15 по старой технологии.

ГРП без РИР осуществлены по 12 скважинам, а с РИР по 57 скважинам.

По объектам разработки общее количество ГРП распределяется следующим образом:

Объект АВ11-2 - 68 скважин

Объект АВ13 +АВ11-2 - 1 скважина

распределение операций грп по видам работ

Рисунок 3.1 - Распределение операций ГРП по видам работ

По результатам анализа средний дебит после ремонта составил 41,54 т/сут нефти и 70,66 т/сут. жидкости (прирост дебита соответственно 40,7 и 67,9 т/сут), а суммарный прирост за год составил 429 тыс. т. нефти и 627 тыс. т. жидкости (Рисунок 3.2).

При этом по скважинам, отремонтированным по новой технологии, прирост дебита составил 47,68 т/сут по нефти и 78,31 т/сут по жидкости против соответственно 14,88 и 30,3 т/сут для скважин, отремонтированных по старой технологии (разница в 3,2 раза по нефти и в 2,5 раза по жидкости). Накопленный прирост по скважинам с новой технологией ГРП составил 353,6 тыс. т. по нефти и 512,7 тыс. т. по жидкости, что в 4,6 и 4,5 раза больше, чем, чем по скважинам со старой технологией (соответственно 75,8 тыс. т нефти и 115,1 тыс. т. жидкости).

сравнение средних показателей работы скважины до и после грп

Рисунок 3.2 - Сравнение средних показателей работы скважины до и после ГРП

В то же время величины абсолютного прироста на 1 скважину по новой и старой технологиям довольно близки (по скважинам с новой технологией 6548 т. нефти и 9494 тыс. т. жидкости, а по скважинам со старой технологией соответственно 5053 и 7674 т.), что объясняется меньшим отработанным временем (в среднем 151 день на 1 скважину против 252) по той причине, что в своем большинстве ремонты с новой технологией стали осуществляться только во 2 квартале.

Наибольший эффект получен по скважинам, где ГРП совмещен с РИР (прирост дебита в среднем 39,09 и 63,5 т/сут против соответственно 29,08 и 56,50 т/сут для скважин, где ремонт проведен без РИР). Это, собственно, и предполагалось. Дополнительная добыча нефти за 2009 год по группе скважин с РИР составила 389,4 тыс. т., а жидкости 562,5 тыс. т (против соответственно 39,9 и 65,2 тыс. т. для скважин, где ГРП проведен без РИР) (Рисунок 3.3).

средние показатели работы скважин после грп

Рисунок 3.3 - Средние показатели работы скважин после ГРП

Наибольший эффект в накопленной добыче нефти приходится на скважины объекта АВ1 1-2, суммарный прирост по которому составил 423,6 тыс. т нефти. Средний прирост дебита нефти на 1 скважину по этому объекту составил 40,93 т/сут.

Обобщая результаты ГРП по отдельным подрядчикам, получены следующие результаты:

По фирме "Катобьнефть" cредне-суточный прирост на 1 скважину составил 40,42 т. по нефти и 73,6 т/сут по жидкости, а суммарный прирост составил 155,2 тыс. т. нефти и 238,3 тыс. т. жидкости

По фирме "Халлибуртон" cредне-суточный прирост на 1 скважину составил 40,03 т. по нефти и 59,7 т/сут по жидкости, а суммарный прирост 58,4 тыс. т. нефти и 64,5 тыс. т. жидкости

Поскольку выше была отмечена существенная разница между эффективностью ГРП, проведенных по обычной технологии по сравнению с ГРП, проведенными по новой технологии, ниже приводятся соответствующие данные по всем группам скважин (Рисунок 3.4)

средний прирост добычи нефти и жидкости на 1 скважину

Рисунок 3.4 - Средний прирост добычи нефти и жидкости на 1 скважину

Из числа скважин, где ГРП сделан в сочетании с РИР, по новой технологии отремонтировано 43 скважины (75,4 %).

В этих скважинах прирост дебита составил в среднем 51,97 т/сут по нефти и 84,6 т/сут по жидкости, а дополнительная добыча нефти и жидкости соответственно 318,7 и 453,5 тыс. т.

ГРП по новой технологии без РИР проведен в 11 скважинах (91,6%), и средний прирост на 1 скважину составил по этой группе 30,87 т/сут по нефти и 60,05 т/сут по жидкости, а дополнительная добыча нефти и жидкости составила соответственно 34,8 и 59,1 тыс. т. Очевидна существенно более низкая эффективность ГРП, проводившихся без проведения изоляционных работ.

Эффект в накопленной добыче нефти по скважинам объекта АВ11-2, отремонтированным по новой технологии (53 скважин из 68) составил 423,6 тыс. т. нефти, а средний прирост дебита нефти на 1 скважину по этому объекту составил 48,04 т/сут.

Если же рассматривать отдельные скважины, то наибольший суточный прирост отмечен по скважинам 15388 (прирост по нефти 138,9 т/сут, по жидкости 100,7 т/сут) и 32151 (прирост по нефти 87,05 т/сут, по жидкости 98,7 т/сут, до ГРП находилась в бездействии)

По отдельным подрядчикам для скважин, отремонтированных по новой технологии, получены следующие результаты:

По фирме "Катобьнефть" c/суточный прирост на 1 скважину составил 47,25т. по нефти и 87,1 т/сут по жидкости, а суммарный прирост 137,7 тыс. т. нефти и 215,6 тыс. т. жидкости

По фирме "Халлибуртон" c/суточный прирост на 1 скважину составил 48,5 т. по нефти и 76,2 т/сут по жидкости, а суммарный прирост 215,8 тыс. т. нефти и 297 тыс. т. жидкости

За рассматриваемый период суммарный дебит нефти отремонтированных скважин снизился с 2866,1 до 2328,5, а суммарный дебит жидкости с 4875,6 до 3782,7 т/сут (соответственно на 18,76 и 22,4 %), при этом по скважинам, отремонтированным по новой технологии, снижение суммарного дебита нефти и жидкости составило соответственно 20,5 и 22,25 % (в то время, как по скважинам, отремонтированным по обычной технологии, снижение суммарного дебита нефти и жидкости составило 20,47 % и 22,96%. Обводненность продукции за этот период снизилась с 83% до 38,44 %, в том числе по скважинам, отремонтированным по новой технологии с 94,83% до 39,36%.

Поскольку скважины, отремонтированные по обычной технологии, отработали значительно больше дней, чем скважины с новой технологией ремонта (252 дня против 151), разница в среднесуточных темпах снижения значительно больше, чем в абсолютных (среднесуточное снижение дебита жидкости при ремонте по новой технологии 0,18 %, при ремонте по старой технологии 0,1 %).

В свете изложенного, требуется объяснить 2 обстоятельства:

Почему темпы снижения дебитов жидкости превышают темпы снижения дебитов нефти (исходя из естественного процесса обводнения, должно было бы быть наоборот)

Почему темпы снижения дебитов жидкости после ремонта по новой технологии значительно превышают эти темпы после ремонта по обычной технологии

Первое обстоятельство объясняется, очевидно, двумя причинами:

    А) постепенной очисткой призабойной зоны от ранее накопившейся в ней воды Б) выносом части проппанта в процессе эксплуатации, приводящее к смыканию части трещин (в первую очередь по высокопродуктивным и, соответственно, по более обводненным пропласткам)

Второе обстоятельство объясняется, очевидно, помимо двух вышеназванных причин (вторая причина как раз и касается скважин, отремонтированных по новой технологии) также тем обстоятельством, что, в связи с высокой эффективностью проведенного ремонта, по этим скважинам, не осуществлялись, как правило, (во избежание излишнего риска) мероприятия по оптимизации.

Характерно и вполне объяснимо то обстоятельство, что наибольшие темпы снижения дебитов нефти и жидкости имеют место по скважинам, отремонтированным без РИР, по которым среднесуточное снижение дебита нефти составило 0,28 %, а дебита жидкости 0,3 % (по скважинам, отремонтированным по новой технологии соответственно 0,34 и 0,39 %).

Похожие статьи




Анализ эффективности ГРП по скважинам, отремонтированным в 2009 году - Гидравлический разрыв пласта

Предыдущая | Следующая