Основные аспекты проведения ГРП на примере Карамовского нефтяного месторождения

Тюменский РМЗ ОАО «Сибнефтепровод», г. Тюмень, Россия

Стремительное развитие нефтяной промышленности в Западной Сибири в условиях современной экономики определяет необходимость в разработке и непосредственном внедрении энергосберегающих технологий. Текущий уровень нефтедобычи требует решение большого ряда задач, которые связаны с оптимизацией работы скважин в условиях осложнений при эксплуатации (присутствие механических примесей, высокая обводненность, разработка низкопроницаемых коллекторов и многие другие) [7, 10].

Карамовское нефтяное месторождение открыто в 1975 г., расположено в центральной части западноСибирской равнины и в северной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении оно расположено в Пуровском районе ЯНАО Тюменской области. Рельеф местности представляет собой всхолмленную и заболоченную равнину. Разрабатываемыми месторождениями в соседних районах являются Холмогорское, Пограничное, Вынгапуров-ское, Суторминское, Вынгаяхиское и Муравленков-ское [8].

В районе Карамовского месторождения расположены газопровод Уренгой-Челябинск-Новополоцк, а также нефтепровод Западный Сургут – Клин. В данный нефтепровод врезан нефтепровод местного значения Муравленко-Холмогоры.

Нефтеносность Карамовского месторождения связана с пластами БС8, БС10, БС11, при этом основным объектом разработки является последний пласт, на его долю приходится порядка 80% геологических запасов. Нефтенасыщенные толщины по различным пластам составляют от 2,5 до 11,4 м [16].

Геологический разрез Карамовского месторождения неоднороден. Он сложен толщей более трех тыс. метров терригенных пород мезозойско-кайнозойского чехла, залегающей на поверхности палеозойского фундамента, которые, в свою очередь, не вскрыты [15].

В общей сумме на месторождении пробурены 572 скважины, однако фактический фонд действующих скважин в значительной мере меньше проектного. В первую очередь это связано с пластом БС11, где в скважинах отмечается высокая обводненность. Периферийные области данного пласта находятся в ВНЗ с высокой водонасыщенностью, а коллектор имеет низкую песчанистость и проницаемость.

Пласт БС10 представлен шестью залежами, характеризуется глинистостью, прерывистостью и расчлененностью пропластков. Обводненность в 2011 году составила 53%, текущий КИН 35,5%.

Пласт БС11 вовлекался в разработку постепенно, накопленная добыча нефти в 2011 году составила 18274 тыс. т., пласт характеризуется проницаемостью от 18 до 29 мД. Текущий КИН оставляет 20,8%, обводненность 71,8%. За весь период разработки добыча велась в основном из центральных залежей, поэтому увеличение дебитов возможно посредством вовлечения в разработку периферийных зон [6, 8].

Как следствие, высокая начальная обводненность скважин привела к длительным межремонтным периодам и низким коэффициентам использования скважин, в результате чего существенное число скважин было выведено из эксплуатации [2]. Также в процессе эксплуатации отмечались межпластовые перетоки, что усложнило возможность проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта и интенсификации притока[1, 3, 13].

Пласт БС8 характеризуется самыми низкими показателями: проницаемость составляет 2 мД, темп отбора от НИЗ в 2011 году – 0,7%, текущий КИН – 5%. По значению проницаемости запасы можно отнести к трудноизвлекаемым. Так же пласт характеризуется наличием активной подошвенной воды, ухудшением фильтрационных свойств по разрезу снизу вверх и высокой переходной зоной смешанного насыщения нефть-вода.

Основными причинами низких темпов извлечения запасов и отставанием от проектных показателей является сложное геологическое строение пластов [4]. В качестве метода повышения нефтеотдачи пласта был предложен метод ГРП. Гидравлический разрыв пласта считается одним из наиболее эффективных методов повышения нефтеотдачи. На протяжении многих лет он активно используется как в России, так и за рубежом.

В практике применения гидравлического разрыва пласта используют три схемы: одновременный, поин-тервальный и многократный ГРП. Опыт использования ГРП показал, что применение однократного гидроразрыва весьма мало эффективно, особенно в том случае, если скважиной вскрыты два и более пропластков [14].

Снижение эффективности однократного ГРП связано с тем, что образуются трещины в слабопродуктивных пропластках [9, 12]. На многопластовых месторождения, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем законтурного или внутрикон-турного заводнения, однократный разрыв применяют для освоения или повышения приемистости нагнетательных скважин. Но поскольку при однократном ГРП трещина развивается лишь в пределах лишь одного напластования и образуется в менее упругонапряженном пласте, то последующая закачка воды может привести к обводнению добывающих скважин по пласту с трещиной и частичному или полному оставлению нефти в пласте, неохваченном закачкой. Это обстоятельство ограничивает применение технологии однократного ГРП для освоения или повышения приемистости нагнетательных скважин [11, 17, 18].

Анализ использования ГРП на различных месторождениях показал, что с увеличением количества песка, закачиваемого в пласт, эффективность этого процесса увеличивается, кроме того, возрастает и число успешных операций, прирост дебитов, продолжительность работы скважин при повышенном дебите. Так же установлено, что размеры образовавшихся трещин зависят от темпа нагнетания и характеристики жидкости разрыва и песконосителя. Если не увеличивать размер трещин и заполнять пласт песком, то резко уменьшится пропуская способность данных трещин, и, как следствие, снизится дебит скважин.

На Карамовском месторождении ГРП было проведено на 10 скважинах. Средний прирост составил 45 т в сутки, что выше значения дебита нефти до ГРП в 7,6 раз. Обводненность увеличилась на 20 %. За счет увеличения среднего срока работы скважины в месяц, добыча нефти увеличилась в 25,1 раз [9]. Однако в некоторых скважинах проведенный ГРП не дал положительных результатов, в частности это скважины, пробуренные в нефтенасыщенных пропластках с эффективной насыщенной толщиной от 7 до 9 м, пористостью примерно в 18%.

Наибольший эффект наблюдался по пластам БС11. Данный пласт представлен чередованием тонких нефтяных и водонефтяных пропластков. В целом дополнительная добыча от проведения ГРП составила 53,8 тыс. т, что позволяет продолжить эффективное использование скважины на протяжении 4 лет.