С каждым годом увеличивается количество месторождений, которые находятся на поздних стадиях разработки, этому свидетельствуют низкие дебиты нефти, увеличивается обводненность и снижается фонд добывающих скважин. В связи с этим на многопластовых месторождениях становится актуальным вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов путем проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). Вовлечение в разработку трудно-извлекаемых запасов связано с целым рядом проблем, таких, как низкие фильтрационно-емкостные свойства, необходимость проведения стимуляции пласта для достижения промышленных притоков, быстрое падение дебита и падение пластовой энергии.
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 (МГРП).
С целью эффективного вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов была принята масштабная программа проведения опытно-промышленных 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. С целью максимального охвата площади дренирования и повышения коэффициента продуктивности большинство ГУ (длиной 500-800 м) ориентировано перпендикулярно вектору максимального горизонтального напряжения.
Уже первые результаты показали эффективность применяемых технологий. Например, по скв. 1Г и 2Г Н месторождения входной дебит нефти составил соответственно 90 и 93 т/сут, тогда как по соседним наклонно-направленных скважин дебит нефти в момент запуска составил 20-25 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 дренируемой хоне пласта. Нефтенасыщенная толщина составляла около 6-7 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 увеличится от 5 % (при проницаемости 0,025 мкм2) до 33% (при проницаемости 0,005 мкм2) для систем разработки ГС с МГРП по сравнению с ННС.
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 Т и Н месторождениям, по которым было проведено наибольшее число МГРП на объекте ЮВ, средняя кратность равна 3,1 раза. По части скважин с МГРП за первые месяцы работы. В эксплуатации наблюдался несколько больший темп снижения дебитов жидкости, чем по соседним ННС, что связано, с большими темпами отбора. 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.
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 рентабельными показателями за счет исключения бурения большого числа наклонно направленных скважин.
Литература:
1. Говзич А.Н., Билинчук А.В. Опыт проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах ОАО «Газпром нефть» // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – С. 59-61.
2. Кибирева А.С., Циганова Э.Ф., Виноградова И.А. Опыт применение гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» // В сб. «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». – Тр. Международной академической конференции. – Тюмень, 2009. – С. 465 – Д 72.
3. Опыт заканчивания горизонтальных скважин с последующим проведением многозонного ГРП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь // Инженерная практика. – 2012. – № 5.
