Оценка эффективности применяемых методов ГРП при разработке залежей нефти Тевлинско-Русскинского месторождения

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМЫХ МЕТОДОВ ГРП ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ТЕВЛИНСКО-РУССКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Гузенко Ю.В.

Гузенко Юлия Владленовна - студент, кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Аннотация: в статье анализируется эффективность применения технологии гидроразрыва на Тевлинско-Русскинском месторождении. Проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для интенсификации притока нефти к скважинам и снижения обводненности добываемой продукции, является одним из перспективных и быстроразвивающихся направлений технического прогресса в нефтяной промышленности. Во всех нефтегазодобывающих регионах ухудшение структуры запасов и истощение высокопродуктивных залежей приводят к возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин. При этом успешность геолого-технических мероприятий снижается, что особенно проявляется в связи с обводнением скважин. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных средств повышения дебитов скважин, поскольку не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях существенно расширяет эту зону, приобщив к выработке слабодренируемые зоны и прослои, и, следовательно, позволяет достичь более высокой конечной нефтеотдачи.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, эксплуатационный фонд, проппант, обводненность, залежь, селективный гидроразрыв пласта.

На протяжении многих лет основным месторождением-донором скважин кандидатов было наиболее крупное Тевлинско-Русскинское месторождение. Технологию ГРП на данном месторождении начали внедрять в 1993 году. На текущий момент 82% фонда охвачено ГРП. При этом на самом крупном объекте БСШ2-3 на 77% добывающих скважин выполнен гидроразрыв пласта, из них на 68% скважин выполнена 1 обработка, на 26% - две обработки, на 6% скважин - 3 и более ГРП. Среди оставшихся скважин существуют ограничение по проведению данного вида ГТМ. В северной части месторождения располагаются залежи с контактными водоносными пропластками, также есть ряд скважин с высокими базовыми дебитами по нефти, на которых в ближайший период нецелесообразно проводить операцию ГРП. Текущая средняя обводнённость по объекту составляет 92%. Отборы от начальных извлекаемых запасов нефти составляют 77%.

С каждым годом увеличивается необходимость в длительных ремонтах при проведении ГРП. Данная ситуация усугубляется низким количеством ввода эксплуатационных скважин из бурения. В результате происходит объективное снижение количества потенциальных скважин-кандидатов и эффективности от ГРП.

На объекте БС^2"3 Тевлинко-Русскинского месторождения выделено 13 участков геолого-промыслового анализа, отличающихся по своему геологическому строению, имеющих каждый свои промыслово-геологические и технологические особенности и охватывающих всю разбуренную часть. Получаемые приросты жидкости после ГРП коррелируют с эффективными толщинами и фильтрационными характеристиками участков - снижение эффективности в южных участках обусловлено худшими ФЕС.

Сохранение прироста дебита жидкости и обводненности продукции на уровне предыдущих лет или даже их снижение обусловлено увеличением количества селективных ГРП, в том числе с предварительными водоизоляционными и ремонтно-изоляционными работами. На пласте БС^2-3 Тевлинско-Русскинского месторождения

выполнено 130 селективных ГРП, из них 66 операций с предварительной закачкой глинистых растворов и 64 ГРП - эмульсионных составов.

Данная технология позволяет выполнять ГРП в условиях предельной обводненности (более 90 %). Особенностью пласта БСю является высокая мощность и расчлененность разреза, отсутствие выраженных перемычек в разрезе пласта, нет возможности разобщить интервал РИР и интервал воздействия ГРП, прирост дебита нефти достигается при высоких отборах жидкости (около 200 т/сут), продолжительность эффекта по снижению обводненности составляет 3-4 месяца, удельный эффект 3 -8 т/сут. В то же время эмульсии не являются жесткими составами и не могут быть прокачаны на большую глубину в силу своих реологических характеристик. Для повышения эффективности селективных ГРП на высокообводненном фонде скважин рекомендуется:

использовать полимерные составы с возможностью регулирования времени гелеобразования в пластовых условиях;

закачка полимерных композиций в больших объемах с целью обеспечения проникновения на значительные расстояния и создание более протяженных блок-экранов, для снижения риска прорыва трещины в обводненные пласты при проведении ГРП;

закачка полимерных составов с поэтапным увеличением концентрации полимера для увеличения вязкости композиции на каждом этапе закачки.

На пластах ачимовской толщи низкая эффективность операций ГРП обусловлена высокой обводненностью после обработок вследствие подключения низкопроницаемых пропластков с высоким содержанием связанной воды.

На пласте ЮС в наклонно-направленных скважинах рекомендуется опробовать технологию азотно-пенного ГРП. Использование азота позволяет сократить объем жидкой фазы до 70% (что благоприятно для пластов, чувствительных к воде из-за набухания глин), а также облегчает процесс освоения скважин за счет энергии растворенного газа, в т.ч. в зонах пониженного пластового давления.

При выполнении ГРП на эксплуатационном фонде скважин с годами наблюдается рост массы проппанта и его максимальной концентрации, однако эффективность по нефти не достигает результатов обработок начальных периодов применения ГРП на объекте, что связано с высокой выработкой запасов вследствие заводнения и высокой обводненность как до, так и после ГРП. Так, после ГРП установлено:

чем меньше расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами, тем выше уровень обводненности после ГРП, оптимальное расстояние между нагнетательной и добывающей скважиной порядка 600 м.

чем выше накопленная закачка жидкости на ближайшей нагнетательной скважине, тем выше обводненность после ГРП на добывающей скважине;

эффективность по жидкости после ГРП увеличивается при воздействии на пласты большей мощности;

для коллекторов с эффективной мощностью менее 12 м масса проппанта на один метр эффективной толщины пласта не должна превышать 2,0 т/м, для коллекторов с мощностью более 12 м нецелесообразно использовать более 1,5 т/м проппанта

Для новых наклонно-направленных скважин установлено:

- наибольшие дебиты жидкости и нефти получают при воздействии на пласты большей мощности;

- тенденция роста дебитов жидкости и нефти с увеличением массы проппанта закачанной в пласт. Удельные показатели эффективности также растут с увеличением удельной массы проппанта. При ГРП на новых ННС, вскрывающих пласт БС]02-3 с эффективной мощностью более 7 м, масса проппанта не должна превышать 4 т на 1 метр эффективной мощности пласта.

Сопоставление результатов за последние годы показывает, что наращивание массы проппанта в центральных частях не привело к увеличению прироста дебита жидкости (абсолютный дебит жидкости возрастает после ГРП, проводимых при более высоких базовых дебитах жидкости), но позволило сохранить эффективность по нефти.

Список литературы

1. Усачёв П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Издательство Недра, 1986. 165 с.

2. Дополнение к проекту разработки Тевлинско-Русскинского месторождения, выполнен ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре от 11.12.2014 г. № 6087).

3. Жданов С.А., Константинов С.В. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин // Нефтяной хозяйство, 1995. № 9. С. 24-25.

4. Балакиров Ю.А., Буркинский И.Б. Совершенствование технологии гидравлического разрыва пластов // Время колтюбинга, 2016. № 1. С. 44-47.

5. Виноградова И.А. Результаты применения технологии ГРП по снижению риска неконтролируемых водопроявлений на месторождениях Западной Сибири // Нефть. Газ. Новации, 2009. № 5-6. С. 29-34.