Обзор новых технологий воздействия на пласт

В рамках данного исследования рассмотрены и изучены технологии воздействия на продуктивные пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти, среди которых можно выделить новые технологии проведения ГРП, физико-химического и теплового воздействия.

Многозонный гидроразрыв пласта (МГРП) используется для интенсификации отборов из горизонтальных скважин [2, 3, 11, 20, 22]. Его отличие от традиционного ГРП заключается в том, что закачиваемая под высоким давлением песочно-водяная смесь воздействует на нефтяной пласт с нескольких точек по длине ствола.

Первоначально многозонный ГРП предназначался для разработки месторождений сланцевого газа, однако его эффективность подтверждена и на нефтяных пластах с проницаемостью менее 20 мД. В последнем случае проведение многозонного ГРП рассматривалось как один из вариантов совершенствования технологии гидроразрыва в скважинах сложного профиля.

В отечественной промысловой практике опыт применения многозонных ГРП имеется на месторождениях нефтяной компании «ЛУКОЙЛ», а также на Самотлорском месторождении.

В НК «ЛУКОЙЛ» применяются следующие технологии МГРП [21]:

• -    с использованием шаров и посадочных седел;

• -    с использованием горизонтальной НКТ и гидропескоструйной перфорации.

На территории ХМАО-Югры первые горизонтальные скважины с многозонным ГРП введены в 2011 году. С 2012 года начато промышленное применение данной технологии.

Первые результаты показали эффективность применяемых технологий. Например, по скважинам №№ 7633Г и 7610Г Урьевского месторождения входной дебит нефти составил соответственно 95 и 93 т/сут, тогда как по наклонно-направленным скважинам – 22-26 т/сут.

Всего она реализована на 19 объектах 16 месторождений; наибольший объем мероприятий по многозонному ГРП пришелся на объект ЮВ1Урьевского месторождения. Другие месторождения со значительным числом проведенных МГРП – Тевлинско-Русскинское (объект ЮС11), Ватьеган-ское (ЮВ11) и Покачевское (АВ).

Дебиты горизонтальных скважин с МГРП в среднем превышают дебиты скважин обычного профиля (также подвергнутых гидроразрыву) в большинстве случаев в 1,5-3 раза.

Помимо НК «ЛУКОЙЛ» опыт применения многозонного ГРП отмечен на Самотлорском месторождении, разрабатываемом ОАО «Самотлорнефтегаз». В 2012 г. выполнено 65 операций МГРП с суммарной добычей нефти 178,6 тыс. т (2,75 тыс. т на операцию); средний дебит по нефти составил 12,3 т/сут при среднем дебите по жидкости 70,8 т/сут.

Для сравнения, средний дебит горизонтальной скважины на Самотлорском месторождении в 2012 г. составил 11,8 т/сут, средний дебит жидкости – 182,4 т/сут, годовая добыча нефти в среднем на 1 скважину – 3,1 тыс. т. Таким образом, эффективность собственно МГРП на горизонтальных скважинах Самотлорского месторождения оказалась незначительна. С другой стороны, эффективность обычного ГРП на переходящем фонде оказалось еще ниже: порядка 1 тыс. т добычи нефти за 2012 г. при среднем дебите по нефти 5,9 т/сут.

Особенности проведения пенного ГРП заключается в том, что в скважину под высоким давлением наряду с гелем с проппантом определенной концентрации закачивается газ. Различают вспененные (например, азотированные) ГРП с содержанием газа менее 52% общего объема смеси и пенные ГРП – более 52% газа.

Пенный ГРП, как и обычный, направлен на создание трещины в пласте, высокая проводимость которой обеспечивает приток углеводородов к скважине. Однако при пенном ГРП за счет замены около 60% объема гелированного водного раствора на сжатый газ (азот, углекислый газ) значительно возрастают проницаемость и проводимость трещин, а также снижается степень загрязнения пласта, имеющее место при обычном гидроразрыве.

Также преимущество технологии заключается в немедленной отработке скважины за счет энергии закачанного азота. Эта технология ограничивает рост трещин, так как закачиваемый в пласт азот имеет высокую сжимаемость, что снижает риск получения притока обводненной продукции и ускоряет время ввода скважин в работу. Особое значение данный момент имеет на месторождениях с текущим пластовым давлением менее 80% от первоначального. Аэрированная азотом пена, используемая в качестве жидкости для гидроразрыва, снижает количество жидкости, помещаемой в пласт, и позволяет ускорить процесс очистки в резервуарах с низким давлением.

В мировой практике уже была отмечена наибольшая эффективность использования пенных жидкостей для ГРП в скважинах, где пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной жидкости ГРП в ствол скважины вовремя ее освоения. При проведении пенного ГРП сжатый газ помогает выдавливать отработанный раствор из пласта, что увеличивает объемы отработанной жидкости и снижает время отработки скважины.

В Западной Сибири первые «пенные» ГРП были проведены в 2007 г. компанией Schlumberger на Южно-Приобском месторождении ОАО «Газпромнефть» [1].

На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» первые опытные ГРП были проведены в конце 2009 г., основным объектом испытаний являлся пласт ЮС 2 [20]. Пенная система, используемая на всех стадиях ГРП (инициация, развитие и закрепление трещины), представляла собой смесь технологического геля с азотом (качество превышало 40%). Генерация пены происходила в турбулентном режиме течения смеси в смесителе: дополнительном элементе устьевой напорной линии высокого давления без использования добавочныхдиспергаторов.

Анализ режимов работы скважин на участках ОПР показал эффективность всех операций пенных ГРП: в 67% случаях средняя годовая дополнительная добыча нефти превысила аналогичные показатели по окружающим скважинам с ГРП, выполненным по традиционным технологиям, в среднем на 2,3 тыс. т (оценка выполнена за первый год эксплуатации скважин после проведения мероприятия).

Существенным результатом выполненных работ является сокращение в 1,5 раза объемов закачанных в пласт технологических жидкостей и времени отработки скважин для извлечения жидкостей по сравнению с данными показателями традиционных ГРП в скважинах ближайшего окружения. Отработка осуществляется на фонтанном режиме, что сокращает потери нефти и затраты на отработку и освоение скважины. Так, в скважине участка ОПР-2 технологическая жидкость была извлечена в течение 22 часов с момента окончания ГРП.

Таким образом, многозонный гидроразрыв показал высокую эффективность прежде всего на юрских и ачимовских объектах, а также фильтрационно-неоднородных пластах меловых отложений [410, 12-18, 22] – то есть, в условиях низких, либо изменчивых коллекторских свойств и прерывистого геологического строения. Преимущество данной технологии по сравнению с обычнымгидроразры-вом заключается в большей зоне дренирования скважины, обеспечивающей более высокую связанность коллекторов. Преимущество перед горизонтальными скважинами, не подвергнутыми интенсификации – большая продуктивность. Соответственно, горизонтальные скважины с МГРП характеризуются высокими дебитами по нефти – в 1,5-3 раза превышающими соответствующие показатели наклонно-направленных скважин.

В целом, опыт применения пенного гидроразрыва показал эффективность данной технологии и позволил обозначить область ее предпочтительного применения – а именно, низкопроницаемые коллектора тюменской свиты, ачимовской толщи и меловых отложений. По итогам ОПР кратность увеличения продуктивности за счет пенного ГРП оценивается в 2-7 раз. Тем не менее, случаи неэффективного применения свидетельствуют о необходимости дальнейшего совершенствования технологии его проведения.