Основные вопросы проведения ГРП на примере Карамовского нефтяного месторождения

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

Карамовское нефтяное месторождение открыто в 1975 г., расположено в центральной части западноСибирской равнины и в северной части Сургутского нефтегазоносного района [14]. Нефтеносность 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 [4].

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.

Анализ текущих показателей разработки месторождения показал, что в последнее время объемы добычи нефти снижаются и находятся на уровне ниже проектных расчетов. Месторождение находится на 4 стадии разработки. Текущий КИН по месторождению достиг 20.1 % при обводненности 67,3%, при этом проектная величина КИН на текущую дату 21% [12]. С начала разработки добыча нефти по месторождению составила 22,5 млн. тонн. В 2009 г. на месторождении добывалось 420 тыс. т, при проектном значении 820,6

тыс. т., а в 2011 г. произошло стремительное снижение показателя и добыча составила 376,0 тыс. т (728,4 тыс. т по проекту). Средний дебит по скважине в 2011 по сравнению с 2009 г. снизился на 23% и составил 6,4 т/сут.

Основными причинами низких темпов извлечения запасов и отставанием от проектных показателей является сложное геологическое строение пластов [1]. 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.

Суть ГРП заключается в том, что путем закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных трещин или образование искусственных трещин в продуктивном пласте. Далее, при закачке песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора происходит расклинивание образовавшихся трещин с сохранением их высокой пропускной способности после завершения процесса а снятия избыточного давления [5,6,7]. Протяженность трещин может достигать несколько сотен метров, что зависит от техникотехнологической обеспеченности процесса, свойством жидкости, темпом и объемом ее закачки. Ширина трещин зависит от упругой деформации пород продуктивных пластов [2].

Образование вертикальных трещин ограничивается кровлей и подошвой пласта в пределах одного направления, а горизонтальные трещины образуются по напластованию пород.

Для проведения ГРП применяют три технологические схемы:

• -    одновременный ГРП, когда воздействию закачиваемой жидкости ГРП подвергаются все пласты или пропластки, эксплуатируемые скважиной;

• -    многократный ГРП, когда последовательно гидроразрыву подвергаются два или более пластов;

• -    поинтервальный (направленный), когда ГРП подвергается один определенный пласт.

Практические результаты показывают, что применение технологии однократного гидроразрыва малоэффективны, особенно в скважинах, вскрывших два и более пластов [7].

Снижение эффективности однократного ГРП связано с тем, что образуются трещины в слабопродуктивных пропластках [2]. На многопластовых месторождения, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем законтурного или внутриконтур-ного 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 [10].

Многократный ГРП можно проводить двумя способами:

• –    зоны продуктивной толщи разобщаются внутри скважины (пакерами, специальными шариками или отсекателями), и осуществляется разрыв в каждой отдельной зоне;

• –    образованную при однократном ГРП трещину закупоривают специальными веществами, после чего в скважине создают повышенное давление путем закачки жидкости разрыва.

Технология многократного ГРП заключается в том, что сначала определяют профиль притока до разрыва пласта, а далее проводят ГРП по обычной схеме. Интервал ГРП отсекают пакером или временно блокирующим материалом, затем операцию повторяют [13].

При выборе скважин для ГРП руководствуются, прежде всего, гидродинамическими характеристиками пласта, призабойной зоны и скважины [11]. При этом в случае многопластового объекта разработки параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности посредством ее исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачка на каждом режиме [9].

Для ГРП предпочтительны слабопроницаемые сцементированные, крепкие породы, т.е. ГРП в первую очередь следует подвергать скважины, в которых породы пластов при опробовании или эксплуатации не разрушаются и в которых не наблюдается песчаные пробки [3].

Проведённый ГРП на Карамовском месторождении можно разбить на 2 группы: 1) скважины, практически не давшие притока (по нефтенасыщенным пропласткам небольшой толщины порядка 7 м, расчлененными, с пористостью в 18%); 2) скважины, давшие резкое увеличение дебита (по нефтяным, водонефтяным и водоносным пропласткам). Наибольший дебит был получен по пласту БС11, который характеризуется наличием высокопроницаемых пропластков.

В целом проведение гидравлического разрыва пласта на Карамовском месторождении показало следующие результаты: в среднем прирост дебита жидкости составил от 35,5 до 45 т/сут., превысив дебит скважин до проведения ГРП в 7,5–9 раз. Соответственно возросла обводненность скважин в среднем на 20%. Время работы скважины увеличилось в 2,9 раза, в результате месячная добыча нефти выросла в 25,1 раза. Полученная после