Применение метода ГРП на Северо-Хохряковском месторождении

Северо-Хохряковское месторождение введено в разработку в 1989 году. По величине извлекаемых запасов месторождение относится к категории крупных, по геологическому строению – сложным. Извлекаемые запасы месторождения

Динамика основных показателей, приведенных к единой дате, до и после гидроразрыва пласта представлены на рисунке 1. Всего проанализировано пять технологий ГРП. Из них три скважино-операции предназначенные только для преодоления скин-фактора (полудлина трещины менее 30 м), девять ГРП с закреплением трещины полудлиной 30-60 м, еще 15 ГРП выполнены с закреплением длинной трещины 3060 м и 14 ГРП выполнены с закреплением протяженной трещины полудлиной более 100 м, в том числе низкопроводящих – 5, высокопрово-дящих – 9.

Согласно проведенному анализу, средний полугодовой дебит жидкости после реализации ГРП не зависит от реализуемых технологий и составляет 27-32 т/сут.

Рис. 1. Показатели эксплуатации скважин до и после проведения ГРП.

Таблица 1

Результаты эффективности реализации ГРП по различным технологиям

Минимальная обводненность достигнута в технологии № 1 и составляет 8,9% при минимальной добыче нефти. В остальных случаях обводненность составляет 34-60%. Максимальный дебит нефти (20 т/сут) и максимальная добыча нефти (2,4 тыс.т) достигнуты в технологии № 4 (табл. 1).

Таким образом, путем анализа данных о технологиях и эффективности ГРП в 45 скважинах установлены оптимальные размеры трещины (полудлина 60-100 м, ширина около 3-4 мм), количество закрепляющего агента (25-30 т на одну скважину), степень снижения пластового давления по отношению к первоначально- му не более 25%, максимальная депрессия на пласт после ГРП не более 60% величины текущего пластового давления.