Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Усть-Тегусском нефтяном месторождении

По данным МИНЭНЕРГО за последние два десятилетия доля трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) выросла до 70%. К счастью, с тяжелыми геологическими условиями, могут справляться, бурно развивающиеся технологии. Среди которых, гидравлический разрыв пласта (ГРП), Однако не редки случаи, когда ГРП снижает добычу и приносит вред окружающей среде в связи с не учетом некоторых факторов, влияющих на успешное проведение операции. Данные факторы будут рассмотрены в практической части работы, цель которой заключается в проведении анализа эффективности ГРП на Усть-Тегусском нефтяном месторождении и выборе кандидатов на проведение новых операций по разрыву пласта. В ходе работы, были поставлены следующие задачи: рассмотреть геологотехнические аспекты проведения ГРП; провести анализ эффективности ГРП на Усть-Тегусском нефтяном месторождении; выявить причины неудачных операций по разрыву пласта; произвести выбор кандидатов на проведение ГРП, и смоделировать операции на этих объектах.

Сущность метода ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону вязкой жидкости разрыва под высоким давлением, в результате чего пласт расслаивается и происходит расширение существующих трещин и образование новых. Для сохранения трещин в открытом состоянии закачивают жидкость с закрепляющий агентом. Образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных ранее высокопродуктивных зон [2].

Проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта. Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах: давших при опробова- нии слабый приток; с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора; с загрязненной призабойной зоной; с заниженной продуктивностью; с высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими); в нагнетательных с низкой приёмистостью; в нагнетательных для расширения интервала поглощения [1].

Данные общепринятые рекомендации были учтены и при проведении операций по разрыву пласта на Усть-Тегусском нефтяном месторождении. Оно расположено на территории Уватского района в Каймы-совской нефтегазоносной области (НГО), открыто в 1991 году и введено в разработку в 2009. Пласт Ю2 является основным по запасам нефти.

По данным о проведенных ГРП, были определены следующие средние показатели: запускная обводненность < 30%; средний запускной дебит – 68 т/сут; средний прирост дебита – 40 т/сут; общая дополнительная добыча нефти – 208 тыс.т; длительность эффекта 8-14 мес.

Успешность проведения операции по разрыву пласта на Усть-Тегусском нефтяном месторождении оценивалась по росту дебита и характере обводненности скважин. Таким образом количество скважин с удачным ГРП составило 76%; неудачных – 24% из них 14% с ростом обводненности больше 30% и 10% скважин со снижением дебита нефти и ростом обводненности больше 50%. Положительный эффект от проведенных операций по ГРП также оценивался по карте запускных приростов месторождения.

Основные причины неудачного проведения разрыва пласта рассмотрены на примере двух скважин: К скважине № 2561 после проведения в ней ГРП произошло продвижение фронта нагнетания от окружающих скважин (№2530, №2590), в связи с не учетом направления трещины (СЗ – ЮВ) при планировании операции. В результате обводненность скважины увеличилась примерно на 40%, дебит нефти снизился примерно на 20%. В скважине № 2497, после проведения разрыва пласта, обводненность увеличилась на 40%, дебит нефти снизился на 5%, причина – прорыв подошвенной воды в результате приобщения трещиной ГРП водонасыщенной части пласта при высоте разрыва 19,7 м и расстоянии до воды 3 м.

Опыт проведения разрыва пласта на Усть-Тегусском месторождении и анализ причин неудачных ГРП позволили выявить критерии подбора кандидатов на проведение операции по разрыву пласта: ГРП ранее не проводилось; обводненность меньше 50%; отдаленность от водонефтяного контакта (ВНК) и фронта нагнетания (не менее 20 м); отдаленность от подстилающей воды (не менее 10 м); учет направления трещины (СЗ - ЮВ); наличие остаточных запасов.

По критериям подбора кандидатов были выявлены две перспективных скважины на проведение операции: скважина № 2323 и скважина № 2498Б

Используя программное обеспечение FracProPT, были смоделированы ГРП на выбранных объектах. По скважине № 2323 дополнительная добыча, после моделирования составила 62 тыс. м3 , по группе скважин окружения дополнительная добыча составила 42 тыс. м3. Незначительное возрастание обводненности (всего на 10%) позволяет утверждать, что проведение ГРП на скважине 2323 является перспективным.

По результатам моделирования ГРП по скважине № 2498Б наблюдается высокая обводненность продукции (90% на 01.01.2016) как в прогнозе с ГРП, так и в его базовом варианте. Несмотря на увеличение дополнительной добычи нефти на 30 тыс.м3 и для группы соседних скважин 27 тыс. м3 данная скважина не является перспективной для проведения ГРП в связи с высоким риском обводнения.