Особенности применения методов повышения нефтеотдачи пласта при разработке нефтегазовых залежей

В определенных случая для увеличения охвата пласта воздействием применяют гидроразрыва пласта с большой длиной «крыльев» трещины (большеобъемный ГРП), что может вызвать уменьшение охвата пласта. Представляется необходимым выделить в этой проблеме два аспекта: чисто технологический и технико-экономический. В технологическом плане, безусловно, ГРП, прежде всего, рассматривают в качестве метода интенсификации притока и увеличения производительности скважин. В то же время в сильно неоднород- ных и прерывистых пластах при соответствующих размерах «крыльев» трещин ГРП может обеспечить дополнительный охват пласта за счет подключения неохваченных дренированием пропластков и линз [1-3]. Так, в случае рядной системы размещения скважин на залежи ГРП с направлением трещин поперек рядов может привести к уменьшению латерального охвата пласта за счет изменения направлений фильтрации воды в полосе между рядами нагнетательных и добывающих скважин и преимущественной фильтрацией воды к кончикам трещин. Для площадных систем заводнения, при соответствующей длине, трещина разрыва также деформирует линии тока в элементе сетки [4, 5].

С технико-экономической точки зрения ГРП в низкопроницаемых пластах, способствует увеличению охвата пласта заводнением, поскольку позволяет с приемлемой рентабельностью разместить скважины в зонах более низких эффективных толщин, а также увеличить рентабельный срок эксплуатации скважин [9, 10].

Гидравлический разрыв пласта на Биттемском месторождении впервые был применен в 1998 году на объекте ЮС 0 в рамках опытно-промышленных работ, а активное применение ГРП началось в начале 2000 годов на объекте АС 11 . За период 2000- 2014 годы на месторождении проведено 215 скважино-операций ГРП, из них в действующих добывающих скважинах – 156, на стадии строительства или перевода с других объектов добывающих скважин – 36, в разведочных скважинах – 2, в нагнетательных скважинах – 14 и в нагнетательных скважинах находившихся в отработке на нефть – 7. В процессе проведения работ использовались различные технологии ГРП с широким диапазоном изменения геометрических параметров трещин, масса проппанта, характеризующая объем закрепленной трещины в добывающих скважинах изменялась от 2,3 тонн до 62,9 тонн, составляя в среднем 16,8 тонн, в нагнетательных скважинах от 4 до 30,2 тонн, составляя в среднем 15,8 тонн. Основное количество скважино-операций ГРП проведено по стандартной технологии – 141, селективных – 16, с технологической остановкой – 15, струйных – 9, по технологии TSO – 8, в боковых стволах – 10, в горизонтальных скважинах с циклической закачкой – 4, совместно селективный и TSO – 2.

Оценка технико-экономической эффективности ГРП по скважинам действующего фонда производилась с использованием принятых в отрасли характеристик вытеснения. Эффективность ГРП в скважинах, вводимых после бурения, оценивалась методом экспертных оценок, при этом базовые режимы оценивались по результатам испытаний разведочных скважин, а также по результатам опробования эксплутационных скважин перед проведением мероприятий [6-8].

В настоящее время на объекте проведено 203 скважино-операции ГРП, из них в действующих добывающих скважинах – 146 (в том числе два 2-х этапных ГРП), на стадии строительства – 36, в нагнетательных скважинах – 21 (в том числе 7 в скважинах находившихся в отработке на нефть). Охват скважин добывающего фонда ГРП составил 65 %, нагнетательного – 16 %. Дополнительно от применения метода получено 4539,28 тыс.т. нефти (в среднем 25,16 тыс.т. нефти на один ГРП), при этом величина средней прогнозной дополнительной добычи нефти оценивается в 34,23 тыс.т./скв. В целом по объекту успешность проведения ГРП (доля скважин с величиной прогнозной дополнительной добычи нефти превышающей 3 тыс.т/скв.-опер.) составляет 72,5%, что соответствует показателям эффективности мероприятий на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» со схожим геологическим строением объектов. В 57% скважин с ГРП технологический эффект продолжается. После проведения ГРП в действующих добывающих скважинах средняя кратность увеличения дебита жидкости (нефти) составила 5,0 (3,6) раз. Средний дебит жидкости (нефти) увеличился с 6,4 (5,3) до 32,1 (19,0) т/сут. Средняя обводненность скважин после проведения ГРП увеличилась на 24,8% (с 16,2 до 41%).

В настоящее время в работе находятся 116 скважин, в 22 проведена зарезка боковых стволов, в трех скважинах проведен повторный ГРП (скв. №№223, 233 и №275), одна скважина находится в бездействующем фонде (скв. №280) и две скважины на дату анализа не запущены (скв. №288 и №560). Средний дебит действующих скважин по жидкости (нефти) составляет 40,5 (11,6) т/сут, что в 6,3 (2,2) раза больше чем до проведения ГРП, средняя обводненность увеличилась до 71,3%. За счет проведения 146 скважино-операций ГРП дополнительно добыто 4215,12 тыс.тонн нефти, при текущей удельной эффективности 29,27 тыс.т/ скважино-операций. Средний прирост дебита нефти составил 13,5 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 39,56 тыс.т скважино-операций. После проведения ГРП в 36 добывающих скважинах на стадии строительства средний дебит жидкости (нефти) составлял 21,2 (9,1) т/сут, средняя обводненность добываемой продукции 57%. Средние удельные показатели от проведения ГРП при эксплуатации добывающих скважин по годам приведены в табл. 1.

В нагнетательных скважинах, находившихся в отработке на нефть, проведено 7 скважино-операций ГРП, в том числе один в действующей скважине (скв. №536) и 6 на стадии строительства скважин. Средняя приемистость скважин при переводе в систему ППД составляла 133,5 м3/сут. Средняя приемистость значи- тельно снизилась до 21,9 м3/сут. Дополнительная добыча нефти от проведения 7 скважино-операций ГРП, в нагнетательных скважинах находившихся в отработке на нефть составила 11,33 тыс.тонн, при удельной эффективности 1,62 тыс.т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 1,6 т/сут.

В действующих нагнетательных скважинах проведено 14 скважино-операций ГРП. Кратность увеличения средней приемистости после мероприятия составила 3,6 раза (с 31,3 до 112,8 м3/сут).

На начальных этапах применения метода кандидатами для ГРП являлись скважины центральной части пласта (с повышенными ФЭС), режимы работы которых не соответствовали средним показателям окружающих скважин. Эффективность воздействий в этих скважинах была максимальной, что подтверждало перспективность дальнейшего применения метода. В последующем, воздействия осуществлялись как на низкодебитном фонде действующих скважин, так и в скважинах, вводимых из бурения. Это привело к снижению эффективности ГРП, так как вводимые в эксплуатацию краевые зоны пласта и новые участки характеризовались низким начальным насыщением коллектора, уменьшением продуктивных мощностей и ухудшением ФЕС пласта, а также пониженной энергетикой. Основная доля низкоэффективных воздействий приходится на скважины, вскрывающие северозападную часть месторождения. Все выполненные воздействия привели к резкому росту обводнения (в среднем до 75%). Ввиду того, что обводненность не связана с активностью системы ППД, а продуктивные коллектора характеризуются низкой начальной насыщенностью (не более 40%), в скважинах участка планируется испытать в рамках опытных работ эффективность закачек МОФП (модификаторов относительной фазовой проницаемости) и ГРП с гелем на углеводородной основе.

Таким образом, в целом геолого-технические мероприятия с применением гидроразрыва пласта в скважинах, эксплуатирующих пласт АС11 Биттемско-го месторождения являются эффективным способом повышения нефтеотдачи пласта.

Таблица 1

Результаты проведения мероприятий в добывающих скважинах Биттемского месторождения

Объект АС11, в действующих скважинах

Учитывая текущее состояние разработки объекта (средняя обводненность продукции действующих скважин 72,8%) массовое проведение ГРП не планируется. Избирательные селективные воздействия будут осуществляться в единичных скважинах.