Мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов с применением ГРП совместно с различными видами технологий

Эксплуатация нефтяных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористости сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора. Очень важно сохранять высокие темпы и уровни добычи нефти, обеспечить наиболее ее полное извлечение из недр. Дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет как внедрения методов интенсификации притока, так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин. Один из путей решения этих задач – широкое внедрение в практику разработки месторождений эффективных методов воздействия на призабойную зону пласта в скважине.

Гидравлический разрыв пластов – одно из эффективнейших средств воздействия на призабойную зону скважин. Это метод применяется для освоения скважин для повышения продуктивности нефтяных и газо- вых месторождений и для повышения поглотительной способности нагнетательных скважин, при изоляции пластовых вод. Процесс гидроразрыва пластов заключается в создании искусственных и расширения имеющихся скважин в породах призабойной зоны воздействием повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. При повышении давления в породах пласта образуются новые или открываются или расширяются имеющиеся трещины. Вся эта система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления в них вводят крупнозернистый песок, добавляемый в жидкость, нагнетаемую в скважину. Радиус трещин может достигать нескольких десятков метров, что обеспечивает высокую эффективность гидравлического разрыва пласта. Коэффициенты успешности от применения ГРП варьируют в широких пределах. Таким образом, необходим комплексный подход к выбору метода, учитывающий максимально возможное количество параметров и характеристик, присущих каждому отдельному объекту [1].

В работе [2] представлен краткий исторический обзор эволюции ГРП. Так в девяностые годы ГРП был эффективным для реанимации недействующих и увеличения дебита малопродуктивных скважин. Начиная с конца девяностых годов была введена новая методика ГРП направленная на увеличение нефтеотдачи пласта для конкретных условий коллектора. По сей день эта методика совершенствуется. Одним из примеров ее оптимизации – использование многопластового заканчивания и ГРП в горизонтальных скважинах [2].

В последнее время растет доля ГРП на скважинах осложненного фонда (совместно с выводом скважины из длительного бездействия / консервации, в условиях высокой выработки запасов вследствие заводнения, на скважинах с высоким отклонением ствола от вертикали при входе в пласт, ГРП на скважинах с низким качеством цементного кольца и др.). Все это влечет необходимость проведения дополнительных мероприятий при выполнении ГРП, таких как:

• –    предварительная закачка глинистого раствора с целью установки глинистого экрана в высокопроницаемых водопромытых зонах пласта, дополнительной герметизации трещин в заколонном пространстве; применяется для локализации развития трещины в невыработанных низкопроницаемых коллекторах;

• –    гидромеханическая щелевая перфорация (ГМЩП) для снижения трения в перфорационных каналах, улучшения гидродинамической связи «скважина-пласт»; используется при проведении обработок на скважинах с высоким зенитным углом, а также в условиях высокой заглинизованности пласта или использовании предельных максимальных концентраций проппанта;

• –    обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) для очистки призабойной зоны методом термогазохимического воздействия или гидровоздействия; может применяться совместно с ГМЩП.

На рис. 1 представлены результаты обобщения опыта проведения вышеуказанных мероприятий совместно с ГРП в течение трех лет на примере пласта

БВ8 Повховского месторождения [4] ГРП с предварительной пластах среднем наимен (мощно того, Г при ма ленной (116,5 параме группа мальна жидкос

s

s

—*— проницаемость

Рис. 1. Сопоставление различных видов ГРП, выполненных на эксплуатационных скважинах. а) количество ГРП; б) основные геологические характеристики пласта в интервале ГРП; в) основные технологические параметры обработок; г) дебиты до и после ГРП; д, е) приросты дебитов и дополнительная добыча нефти и жидкости.

в)

s

(

□ масса проппанта

□ удельная масса проппанта

□ макс. концентрация проппанта

В результате обработок с предварительной закачкой глинистого экрана получен максимальный среди рассмотренных групп дебит жидкости (74 т/сут.), при этом отмечен высокий уровень обводненности продукции (78,5%). Основная часть операций повлекла увеличение обводненности, как это показано на рисунке 2, при этом зависимости процентного содержания воды в продукции после ГРП от объема закачки глинистого раствора не выявлено.

Естественные науки

накопленная обводненность на момент ГРП обводненность после ГРП

—ф — Vзак/R

§

§

б)

Удельный объем глинистого расвора, м3/м

О одностадийные о двухстадийные

Рис. 3. Средние значения накопленной обводненности на момент ГРП, начальной обводненности после ГРП, отношения накопленной закачки по ближайшей нагнетательной скважине к расстоянию между добывающей и нагнетательной скважинами по диапазонам удельного объема закачки глинистого раствора.

Бóльшая часть ГРП выполнена с закачкой от 5 до 10 м3 глинистого раствора на метр эффективной мощности пласта.

в)

Накопленная обводненность на момент ГРП, %

О одностадийные    ♦ двухстадииные

»

-12

а)

0—I----------------------1----------------------1

-6              0              6             12

Относительное время, мес.

ГМЩП    КП

Рис. 2. Сопоставление начальной обводненности после ГРП с предварительной закачкой глинистого экрана с общим (а) и удельным (б) объемом глинистого раствора, текущей (в) и накопленной (г) обводненностью на момент ГРП.

Относительное время, мес.

ГМЩП

КП

б)

Рис. 4. Средние дебиты нефти (а) и жидкости (б), приведенные на дату ГРП, по группам скважин с различными типами перфорации:   щелевая

(ГМЩП) кумулятивная (КП).

Наибольший удельный объем глинистого раствора закачан при большем значении отношения накопленной закачки по ближайшей нагнетательной скважине к расстоянию между добывающей и нагнетательной скважинами, при этом уровень обводненности по диапазонам удельного объема глинистого раствора относительно стабилен (в среднем 64,2-77,4%, рис. 3). Сопоставление начального и среднегодового приростов свидетельствует об устойчивости эффекта (14,7 и 15,1 т/сут. соответственно).

Значительное количество скважино-операций выполнено через ГМЩП (120 ГРП). Эффективность обработок, осуществленных через щелевую и кумулятивную перфорацию, сопоставима - дебит жидкости составил 56,1 и 55,9 т/сут., нефти – 13,9 и 17,6 т/сут. соответственно, рис. 1. Темпы снижения эффекта больше по операциям, выполненным через кумулятивную перфорацию по нефти – 29,6 против 18,6%, по жидкости –   16,5 против 4,4% соответственно, рис. 4.

Средние приросты нефти и жидкости по мероприятиям: без дополнительных мероприятий – 16,2 и 54,0 т/сут.; с предварительной закачкой глинистого экрана – 14.7 и 69.0 т/сут.; ГРП через ГМЩП – 12.2 и 50.9 т/сут. соответственно.

ГРП с закачкой глинистого экрана выполнены в основном на высокообводненном фонде скважин с высокими ФЕС (эффективная мощность – 15,8 м, проницаемость – 98,9 мД). В результате обработок получен максимальный дебит жидкости (74,0 т/сут.), дебит нефти составил 15,9 т/сут., при этом за счет стабилизации обводненности среднегодовой прирост дебита нефти немного превышает начальный уровень (14,7 и 15,1 т/сут. соответственно).

Постоянное совершенствование технологии ГРП как с учетом анализа фактических данных, так и перспективных наработок позволяет увеличить объемы применения ГРП, в т.ч. на фонде скважин, считавшемся ранее не перспективным. Новые технологии проведения ГРП позволили расширить границы его применения [3]. Отмечается также, что в настоящее время, несмотря на совершенствование технологии гидроразрыва пласта, масштаб проблем приводящих к снижению эффективности ГРП растет. Наиболее масштабными являются проблемы низкого прироста дебита жидкости и последующего его падения.