ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Нефтегазовая отрасль, которая является основой российской экономики и от которой зависят потребности всех отраслей промышленности, сельского хозяйства и населения в углеводородном сырье и топливе, а также основные валютные доходы страны, переживает глубокий кризис. Подавляющее большинство запасов нефти и газа сосредоточено на разрабатываемых месторождениях, многие из которых находятся в режиме падающей добычи или приближаются к этой стадии.

Гидроразрыв пласта на сегодняшний день является одной из наиболее признанных эффективных технологий интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов, внедряемых большинством добывающих предприятий.

В результате анализа применения гидравлического разрыва в условиях Самотлорского месторождения сделан вывод, что метод ГРП является эффективным методом воздействия на ПЗП, о чем говорит дополнительная добыча нефти в 1124.4 тыс.т, в среднем 11.4 тыс.т/скв.

Для Самотлорского месторождения, характеризующегося низкопроницаемыми коллекторами, ГРП является неотъемлемой частью и используется уже на этапе освоения скважин из бурения, как метод вскрытия пласта. Проведение ГРП позволяет увеличить работающие толщины в 2 раза и подключить в разработку запасы, сосредоточенные в низкопроницаемых коллекторах.

Основным методом, как интенсификации притока, приемистости, так и основным в качестве метода повышения коэффициента нефтеизвлечения на Самотлорском месторождении является гидравлический разрыв пласта.

По состоянию на 01.01.2017г. на объекте ЮВ₁ Самотлорского месторождения за счет 99 ГРП на добывающих скважинах дополнительная добыча нефти составила 1124.4 тыс.т, в среднем 11.4 тыс.т/скв., в том числе по скважинам из бурения – 318.2 тыс.т или 8.6 тыс.т/скв., по скважинам эксплуатационного фонда – 806.2 тыс.т или 13.0 тыс.т/скв.

В целом, за счет запланированных 23 операций ГРП на ближайший период разработки на Самотлорском месторождении ожидается получить средний дебит нефти 24.0т/сут (прирост 15.5т/сут) и дополнительную добычу нефти 87.0 тыс.т (3.8 тыс.т/скв.) Потенциальная дополнительная добыча нефти за счет 6 ГРП на горизонтальных скважинах – 17.1тыс.т.

Метод ГРП показал свою высокую эффективность при разработке Основной залежи месторождения. По большей площади Восточной залежи пласт ЮВ₁ отделен от водонасыщенных ЮВ₀ и ЮВ₂ тонкими глинистыми перемычками, что осложняет применение ГРП по стандартным технологиям.

На Восточной залежи по состоянию на 01.01.2017 г. подвергнуты ГРП 42 скважины: 17 из них были освоены в ППД после ГРП при вводе из бурения; 14 скважин действующего добывающего фонда; 8 скважин добывающего фонда при вводе из бурения, скважина № 2203 – действующая нагнетательная; скважина № 1305 – до ГРП обводненность 100 %, после ГРП освоена в ППД; №1313 - при вводе из бурения дебит жидкости составлял 14.8 т/сут, обводненность 23%, после ГРП получен приток воды, скважина освоена в ППД.

На Западном блоке Основной залежи все скважины были подвергнуты ГРП. Из 19 выполненных операций 9 обработок осуществлены при вводе из бурения и 10 ГРП на эксплуатационном фонде скважин. Причем на 5 скважинах операция ГРП является повторной, на 3 скважинах – третьей.

При дальнейшем разбуривании Западного блока Основной залежи все скважины предполагается вводить с ГРП. Для увеличения продолжительности эффекта рекомендуется создание широких трещин с плотной упаковкой проппанта по типу TSO (метод концевого экранирования), использовать максимально возможные концентрации проппанта (1200–1500 кг/м³), высокие расходы (свыше 3.0 м³/мин), массы проппанта более 30т.

Скважины, освоенные в ППД после ГРП, работали со среднесуточной приемистостью 100-300 м³/сут (в первый месяц, в основном, 200 - 300 м³/сут) остальные нагнетательные скважины Юккунского лицензионного участка без ГРП – 150 - 350 м³/сут.

По добывающим скважинам Восточной залежи отмечено: на действующем добывающем фонде при использовании в среднем 34.3 тонн проппанта средний дебит жидкости составил 99.8т/сут, нефти – 26.7т/сут (4.0 - 73.5т/сут), обводненность – 73.2% (32 – 97%); при освоении из бурения применялись меньшие массы проппанта - в среднем 20.8 тонн, что привело к меньшему уровню обводненности – в среднем 40.2% (18-81%), дебит жидкости составил – 33.6т/сут, нефти – 20.1т/сут (5.5 – 50.3т/сут).

В данных геологических условиях на Восточной залежи предлагается выполнить опытно-промышленные работы с применением технологий по ограничению водопритока. Компанией Schlumberger разработана и успешно применяется технология по улучшенному сдерживанию вертикального роста трещины J-Frac. Она включает в себя размещение смеси различных твердых и специальных материалов, от крупного до мелкого размера, закачиваемой между буфером и проппантными стадиями или на протяжении стадии буфера, которая «блокирует» и «изолирует» давление на (и проникновение жидкости через) зоны барьеров. Данный вид технологий применим на этапе низкой обводненности скважин, при отсутствии риска прорывов закачиваемой воды от нагнетательных скважин.

Для снижения риска преждевременного обводнения скважины после ГРП целесообразно использовать технологии на основе модификаторов фазовых проницаемостей: AquaCon, Cw-Frac Halliburton, разработки ЗАО «Химеко-ГАНГ», WCA-1 (NEWCO Well Service). Специальные полимерные составы закачиваются в виде оторочки (перед подушкой жидкости разрыва) или могут добавляться к жидкостям гидроразрыва на водной или углеводородной основе, обеспечивая снижение фазовой проницаемости по воде. Принцип их действия основан на изменении смачивающих свойств породы за счет осаждения (адсорбции) полимера на стенках поровых каналов.

Для предупреждения выноса проппанта на пластах с аномально низкими пластовыми давлениями и высокими депрессиями выполнять проведение ГРП с закреплением трещины проппантом с полимерными волокнами (FiberFrac или аналоги).

При выполнении ГРП в горизонтальных скважинах возможно два варианта технологий: «слепой» ГРП – с установкой пакера в вертикальной части ствола скважины и «SurgiFrac» (Halliburton) с последовательным созданием серии поперечных дисковидных трещин с шагом по стволу 3–5 м.

При самой благоприятной ориентации горизонтального ствола (вдоль направления максимальных горизонтальных напряжений) магистральная трещина будет развиваться вдоль ствола и захватит весь продуктивный пласт при минимальном росте устьевого давления в процессе обработки.

При самой неблагоприятной ориентации горизонтального  ствола (вдоль направления минимальных горизонтальных напряжений) ожидается возникновение множественных поперечных стволу трещин с ухудшенной гидравлической связью «ствол-трещина» и, соответственно, значительный рост устьевого давления. В этом случае велика вероятность получения «стопа».

С учетом наихудшего варианта развития событий предлагается проведение ГРП по технологии «SurgiFrac» с последовательным созданием серии поперечных дисковидных трещин.

Вариант типового, «слепого» ГРП наименее затратен и, при благоприятной ориентации ствола, может обеспечить наибольшую технологическую эффективность. Однако, вероятность такой ситуации мала, что связано со значительным риском недостижения максимального эффекта. Более предпочтительной является технология «SurgiFrac».

Список литературы:

1. Глущенко А. А. Сущность и этапы процесса гидроразрыва пласта // Молодой ученый. - 2019. - №2. - С. 40-42. - URL https://moluch.ru/archive/240/55465/
2. Кустышев Д.А. Восстановление аварийных скважин в процессе расконсервации // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». Уфа, 2014. Вып. 2 (96). - С. 107-112.
3. Сизов Н.П. Обзор метода применения расклинивающих агентов при гидроразрыве пласта // Студенческий: электрон. научн. журн. 2017. № 2(2). URL: https://sibac.info/journal/student/2/71335
4. Синцов И.А., Александров А.А., Ковалев И.А. Сравнение эффективности применения гидроразрыва пласта и бурения горизонтальных скважин для условий верхнеюрских пластов Нижневартовского свода [Тeкст] // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 4. - С. 41-44.