Оценка методики проведения гидроразрыва пласта на Южно-Ягунском месторождении

В настоящее время одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин является гидроразрыв пласта (ГРП) [5], как при глубокопроникающем воздействии на продуктивный пласт, так и при обработке призабойной зоны пласта (ПЗП).

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - один из методов интенсификации нефтяных и газовых скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин [1, 3, 4]. При проведении ГРП при высоком давлении происходит закачка жидкости, таким образом осуществляется раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте. Расклинивание образовавшихся трещин с сохранением их высокой пропускной способности происходит после окончания процесса и снятия избыточного давления [2]. Для того, что бы предотвратить смыкание образующихся трещин, нужно заполнить наполнителем, называемым пропант, который в результате вводят вместе с жидкостью разрыва [5]. С использованием гидравлического разрыва пласта в результате происходит многократное повышение приемистости нагнетательных скважин или дебита добывающих скважин.

Большинство месторождений Западной Сибири вступили в завершающую стадию разработки, в основном по ним наблюдается снижение продуктивности и рост преждевременной обводненности продукции добывающих скважин, это требует поиска и применения методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее эффективным из них является внедрение гироразрыва пласта. Поэтому одним из основных мероприятий выбран ГРП и на Южно-Ягунском многопластовом месторождении.

Целью данной работы является, провести анализ и оценить эффективность проведения ГРП на Южно - Ягунском месторождении с рекомендациями по дальнейшему его применению.

Основными задачами исследования являются изучить геологическую характеристику месторождения; оценить эффективность применения ГРП по месторождению, отдельно по объектам, по основному пласту БС10; провести сравнительный анализ первых и повторных ГРП, определить зависимости эксплуатационных показателей от геологических и технологических.

Рис. 1. Динамика проведения ГРП по годам по объектам воздействия.

Южно-Ягунское месторождение является от предприятия ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ближайший пункт населения является г. Когалым. Основные продуктивные пласты БС 10, БС-11, ЮС-1. Средняя обводненность 90% находится на 4 стадий разработки. Основное количество ГРП было проведено на объекте на БС 10. В основном на действующем эксплуатационном фонде.

Всего за период с 1995 по 2009 гг. на Южно -Ягунском месторождении было выполнено 322 операций по ГРП. Из них 156 операций ГРП было проведено на объекте БС10 и 160 операций на объекте ЮС1 и БС11 было проведено 6 ГРП. Основным объектом разработки Южно - Ягунского месторождения является объект БС10.

На рисунке 1 представлена динамика проведения ГРП по годам по объектам воздействия.

Общая накопленная добыча жидкости на скважинах Южно - Ягунского месторождения после проведения ГРП в период с 1995 по 2009 гг. составляет 3226,7 тыс.т.

В среднем по скважинам эксплуатационного фонда средний дебит нефти составил 13,6 т/сут, жидкости - 33,7 т/сут, обводненность - 60%. На объекте БС10 данные показатели составили 12,4 т/сут, 33,9 т/сут и 63% соответственно; на объекте БС11–7,9 т/сут, 54,1 т/сут и 85% соответственно, на объекте ЮС1 - 16,3 т/сут, 31,6 т/сут и 48% соответственно.

При проведении ГРП происходит значительное увеличение дебита жидкости, сопровождающееся значительным увеличением процента обводненности продукции. Существуют три основные причины значительного увеличения процента обводненности продукции. Первая это прорыв трещины ГРП во фронт нагнетаемой воды. Месторождение переходит в четвертую стадию разработки, пласты значительно обводнены, и эта причина является доминирующей причиной. Распространение фронта нагнетаемой воды происходит не равномерно во всех направлениях, а также не происходит поршневого вытеснения, поэтому точно прогнозировать расстояние от скважины-кандидата до фронта нагнетае- мой воды невозможно. Для более точного определения текущего фронта распространения нагнетаемой воды может быть применено секторное гидродинамическое моделирование данного участка. Однако необходимо учитывать, что это потребует дополнительного времени и затрат. Вторая причина, это наличие подошвенной воды в некоторых скважинах. В таких скважинах до ГРП была проперфо-рирована верхняя часть пласта. При проведении ГРП, из-за отсутствия глинистой перемычки между водонасыщенной и нефтенасыщенной частями пласта происходит приобщение водонасыщенной части пласта, что сопровождается значительным увеличением процента обводненности продукции после ГРП. И третья причина - это возникновение заколонного перетока при разрушении цементного камня под воздействием высокого давления. Для прогнозирования возникновения заколонного перетока при приложении высокого давления при проведении ГРП рекомендуется проведение термометрии.

Таким образом, можно отметить, что с технологической точки зрения пласты БС10 представляются хорошими кандидатами для проведения ГРП. Это позволяло проводить агрессивные и качественные обработки на более ранних стадиях разработки месторождения. Однако большой проблемой является высокая обводненность продукции после ГРП. Поскольку месторождение переходит на четвертую стадию разработки и точное прогнозирование фронта распространения воды не представляется возможным, то проведение ГРП связано с крайне высоким риском обводнения скважины после ГРП. В связи с этим, массированное проведение ГРП не может быть рекомендовано как эффективное средство для повышения КИН на Южно - Ягунском месторождении на данной стадии разработки. Возможно проведение единичных ГРП на участках, где после построения секторных гидродинамических моделей или проведения трассерных исследований или гидропрослушивания будет получена информация о достаточном удалении фронта нагнетаемой воды от скважины-кандидата.