Современные методики разработки нефтяных месторождений на территории ХМАО-Югры

Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - Югра - динамично развивающийся регион, на территории которого добывается почти половина всей нефти в России. Разработка ведется по объектам ачимовской толщи, баженовской свиты и среднеюрских отложений. Принимая во внимание геологические особенности данного региона, и на основании промыслового опыта было установлено, что наиболее эффективными методами разработки являются гидроразрыв пласта (ГРП), бурение горизонтальных скважин (ГС), а так же применение комплексом ГС с МГРП.

Горизонтальные скважины используют для извлечения нефти из низкопроницаемых разностей, не вовлеченных в разработку. Существует несколько гидродинамических моделей, описывающих приток жидкости из пласта к горизонтальной части скважины, длина которой может достигать 600 метров и более. Пласты, вскрытые ГС, неоднородны, анизотропные, встречаются глинистые непроницаемые прослои. Следовательно, геологическое строение пласта и его физические свойства существенно влияют на величину дебита. Для определения отдающих зон, областей, вскрытых ГС, проводят геофизические исследования, по которым выделяют отдающие интервалы [1-11].

Для повышения нефтеотдачи в горизонтальных скважинах проводят ГРП. Интервалов, намеченных для ГРП, может быть несколько, в зависимости от конструкции горизонтального окончания скважины. Кроме этого, в ГС проводят и химические обработки призабойной зоны пласта (ПЗП).

Все процессы ГРП можно разделить на 3 группы: 1) локальные (селективные) и мини-ГРП с объемом проппанта до 3-5 тонн; 2) глубокопроникающий разрыв с объемом проппанта до 100 тонн; 3) большеобъемный (массированный) ГРП с объемом проппанта более 100 тонн. Применение гидравлического разрыва пласта осложняется влиянием множества факторов на эффективность и успешность операции. В их числе фильтрационноемкостные и механические свойства породы, энергетическое состояние объекта разработки, обводненность и степень выработки запасов, свойства пластовых флюидов, расположение скважины относительно контуров нефтеносности и очагов нагнетания воды [16].

ГРП относится как к методом увеличения нефтеотдачи, так и интенсификации притока. С одной стороны ГРП увеличивает площадь фильтрации и, следовательно, увеличивает дебит скважины, то есть относится к МИП. С другой стороны длина трещины достигает десятки метров, позволяет эксплуатировать удаленные от ПЗП нефтенасыщенные области, в разработку вовлекаются те части пласта, которые до образования трещины активно в разра- ботку не вовлекались, то есть, увеличивается коэффициент охвата пласта по площади [13, 15-24].

Применение горизонтальных скважин может оказаться низкоэффективным в случае значительной расчлененности пластов либо заглинизирован-ности пластов. Для повышения эффективности бурения ГС применяется многостадийный (многозонный) гидроразрыв пласта (МГРП). В результате МГРП не только повышается производительность скважины (как при обычном гидроразрыве), но и увеличивается область дренирования и обеспечивается гидродинамическая связь горизонтального ствола с невскрытыми пропластками.

Многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) – одна из самых передовых технологий в нефтяной отрасли промышленности, наиболее эффективная для горизонтальных скважин. Отличие МГРП от 1- стадийного ГРП в том, что проводится поочередно, цикл за циклом, несколько гидроразрывов пласта [5].

В горизонтальных скважинах, пробуренных в нескольких пластах, есть возможность проведения непрерывного гидроразрыва пласта отдельно в каждом стимулируемом интервале с помощью системы затрубного пакера для необсаженных стволов [12].

Существует ряд проблем, которые возникают при проведении МГРП: возможно поступление в скважину не только нефти, но и пластовых вод (например, при нарушении герметичности прилегающего коллектора с водой), что приводит к скачку уровня обводнённости скважины; утечка жидкости для ГРП из скважины в почву могут привести к загрязнению грунтовых вод химическими веществами; большие сроки проведения МГРП [14].

Выбор того или иного метода должен носить избирательный характер, необходимо учитывать геолого-технические факторы, опыт эксплуатации нефтяных месторождений со схожими характеристиками, а так же риски, которые может понести недропользователь.