Разработка пластов с низкими фес с применение МГРП

На данный момент многие месторождения Западной Сибири находятся на поздних стадиях разработки, что сопровождается постоянным снижением темпов добычи нефти и добывающего фонда скважин. В связи с этим на многопластовых месторождениях становится актуальным вовлечение в разработку трудно - извлекаемых запасов путем проведения геолого-технических мероприятий. Однако вовлечение в разработку таких запасов связано с целым рядом проблем, таких, как низкие ФЕС, необходимость проведения стимуляции пласта для достижения промышленных притоков и быстрое падение дебита.

Традиционные методы не позволяют комплексно и эффективно решить задачу разработки трудноизвлекаемых запасов. В связи с этим было предложено решить данную проблему путем увеличения зоны дренирования одной скважины за счет бурения горизонтального окончания с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта.

С целью эффективного вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов была принята масштабная программа проведения опытнопромышленных работ (ОПР) по выполнению МГРП в горизонтальном участке скважин. Скважины – кандидаты для проведения МГРП в ГС выбирались на основе многовариантных расчетов на геолого - гидродинамической модели участка разбуриваемого пласта с последующей постоянной корректировкой геологической модели как по данным по пилотному стволу, так и по информации, поступающей в режиме реального времени в процессе бурения ГУ. Это дало возможность заранее уточнить геологическое строение участка ГС и предоставить Сервисным компаниям геологотехнические характеристики для дизайна каждой стадии ГРП. С целью максимального охвата площади дренирования и повышения коэффициента продуктивности большинство ГУ (длиной 500-800 м) ориентировано перпендикулярно вектору максимального горизонтального напряжения [3].

Уже первые результаты показали эффективность применяемых технологий. Например, по скв. 7633Г и 7610Г Урьевского месторождения входной дебит нефти составил соответственно 95 и 93 т/сут, тогда как по ННС - 22-26 т/сут. Для обоснования влияния технологам МГРП на коэффициент извлечения нефти (КИН) перед проведением масштабных ОПР были выполнены тестовые модельные расчеты для девяти-, семи- и пятиточечной систем разработки при расстоянии между скважинами 500 м. При моделировании рассматривались типы разрезов с повышенной проницаемостью (в 10 раз) в кровле, подошве, середине пласта. Нефтенасыщенная толщина составляла 6 м, средняя проницаемость для всех типов разрезов - 0,005 и 0,025 мкм2.

Были рассмотрены следующие технологии заканчивания скважин: ННС, ННС + ГРП, ГС, ГС + МГРП.

Результаты моделирования показали, что КИН-за 30 лет увеличился от 5 % (при проницаемости 0,025 мкм2) до 33% (при проницаемости 0,005 мкм2) для систем разработки ГС с МГРП по сравнению с ННС [1].

По сравнению с результатами использования базовой технологии кратность по входным показателям в среднем составляет 2,5 раза, изменяясь от 0,7 до 4,3. По Тевлинско-Русскинскому и Урьевскому месторождениям, по которым было проведено наибольшее число МГРП на объекте ЮВ, средняя кратность равна 3,1 раза. По части скважин с МГРП за 3 мес. эксплуатации наблюдался несколько больший темп снижения дебитов жидкости, чем по соседним ННС, что связано, с большими темпами отбора запасов и недоформиро-ванностью системы поддержания пластового давления. Так, по двум указанным месторождениям кратность изменения дебита жидкости увеличилась от 3,5 до 3,7, а дебита нефти – снизилась с 3,1 до 2,6 [2].

Таким образом, применение горизонтальных скважин с МГРП позволяет повысить эффективность разработки низкопроницаемых пластов и является практически единственной альтернативой по вовлечению в разработку пластов с низкими ФЕС с рентабель- ными показателями за счет исключения бурения большого числа наклонно направленных скважин.