Р месторождениe имеет достаточный опыт проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти, повышению нефтеотдачи пластов и восстановлению продуктивности скважин.
Всего за период, прошедший с начала разработки, было проведено 425 мероприятий по технологии интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи Самым эффективным геолого — техническим мероприятием (ГТМ) является гидравлический разрыв пласта (ГРП), который способствует более эффективной разработке месторождений и более полной выработке запасов и недр. Из всех существующих способов обработки низко проницаемых пластов наибольший эффект достигается при использовании гидравлического разрыва пласта. ГРП повышает производительность скважины и одновременно ускоряет отбор нефти, увеличивает нефтеотдачу пласта.
Процесс ГРП состоит из ряда самостоятельных последовательных операций:
1) закачивание в пласт жидкости разрыва для создания трещины;
2) закачивание жидкости песконосителя с песком или другим наполнителем, предназначенным для закрепления образовавшейся трещины, т.е. для предупреждения ее смыкания и сохранения в открытом состоянии после снижения давления;
3) закачивание продавочной жидкости для продавливания песка в трещину.
На залежах 1 и 2 пласта БС месторождений ГРП проводился как при вводе скважин в эксплуатацию, так и уже в процессе их работы. Ширина залежи изменяется от 3,5 до 10 км, длина по простиранию достигает 53 км. Покрышкой для пласта служит достаточно выдержанная по площади толща глин чеускинской пачки толщиной от 26 – 40 м. Общая толщина пласта по площади сокращается к югу и северу соответственно, до 15 – 21 м и до 11 – 14 м, а эффективная до 6 – 13 м и 7 м. В целом по пласту БС песчаники характеризуются следующими средними значениями ФЕС:
— коэффициент пористости по ГИС составляет 0.18 — 0.17 д.ед., по керну — 0.18 д.ед.
— коэффициент проницаемости по ГИС – 23,2 мД, среднее значение по керну составляет 14,4 мД.
Среднее значение нефтенасыщенности по ГИС по залежам пласта БС меняется от 70 % до 48 % . Коэффициент песчанистости по пласту составляет 0,74 д.ед., расчлененность пласта – 4,9 д. ед.
Всего выполнено 70 операций на первой залежи и 24 операции на залежи 2 как в скважинах чисто нефтяной зоны, так и в скважинах, относящихся к водонефтяной зоне. Так же следует отметить, что гидроразрыв был выполнен в 8 горизонтальных скважинах. В среднем на одну операцию закачено 52,8 тонн проппанта (от 5,3 до 120,6 тонн). Полудлина и раскрытие трещины варьировалось в пределах от 19 до 577 м и от 1,3 до 18 мм соответственно. На пласте БС средняя полудлина трещины равна 91 м, раскрытость – 7,5 мм.
Средний дебит нефти и жидкости до ГРП по группе вертикальных скважин составлял 28,4 и 33,7 т/сут соответственно при обводненности 15,7 %. После ГРП дебиты увеличилсь в 2,6 и 3,1 раза до 67,9 и 90,6 т/сут соответственно, обводненность при этом выросла до 27,7 % .
Таким образом, несмотря на увеличение обводненности, мероприятия по ГРП являются эффективными в вертикальных скважинах Романовского месторождения, дополнительная добыча нефти составляет 65,3 тыс.т/скв, при этом доля от накопленной добычи нефти в среднем достигает 45 % .[1]
Из 15 скважин в трех проведение ГРП не дало положительных результатов. Скважина 1 пробурена вблизи зоны глинизации и характеризуется низкими отборами и накопленной добычей нефти. Незадолго до проведения ГРП была осуществлена оптимизация насосного оборудования, что привело сначала к многократному увеличению отборов, а затем к резкому падению дебитов нефти и жидкости, операция ГРП не смогла кардинально изменить ситуацию и стабилизировать уровни отбора.
После проведенного ГРП в скважинах 2 и 3 наряду с ростом дебита жидкости резко увеличилась обводненность, что может свидетельствовать о прорыве фронта воды из рядом стоящих нагнетательных скважин благодаря созданным трещинам [2].
В то время как средняя входная обводненность по скважинам в ВНЗ достигает почти 50 % . Накопленные показатели по скважинам в ЧНЗ также лучше, чем по скважинам в ВНЗ. При сопоставимых эффективных нефтенасыщенных толщинах средняя накопленная добыча нефти на скважину в ЧНЗ равна 50 тыс.т/скв., в ВНЗ – 34 тыс.т/скв. При этом осредненный накопленный ВНФ в ЧНЗ составляет 1, что почти в 2 раза ниже, чем по скважинам в ВНЗ.
Последний критерий сравнения эффективности ГРП в различных зонах насыщения показывает удельную накопленную добычу нефти на метр эффективной мощности пласта, отнесенную к времени работы скважины. Данный параметр позволяет корректно сравнивать скважины пробуренные в разных толщинах и проработавших разное количество лет. Удельная добыча нефти в ЧНЗ на 24 % больше, чем в ВНЗ и составляет 150,7 т/(м*мес).
Работа горизонтальных скважин до ГРП характеризуется существенно большей продуктивностью, чем вертикальных. Средние дебит нефти и жидкости до ГРП равны соответственно 96 и 104 т/сут. После ГРП данные показатели увеличились до 173 и 276 т/сут.
ГРП в горизонтальных скважинах также является эффективным мероприятием в качестве интенсификации добычи нефти. Средняя дополнительная добыча нефти на скважину выше, чем в вертикальных и составляет 71 тыс.т, доля в накопленной добыче – 25 % . Из 8 горизонтальных скважин только в одной не было получено эффекта от
ГРП, вследствие прорыва нагнетаемой воды в скважину. Успешность ГРП в горизонтальных скважинах составила 88 %. Проведение гидроразрыва в скважинах водонефтяной зоны не приводит к существенному росту обводненности, очевидно, это связано со значительной мощностью пласта и высокой расчлененностью – трещина не достигает водонасыщенных пропластков. Удельные извлекаемые запасы в горизонтальных скважинах, не стимулированных гидроразрывом, составляют около 30 тыс. т./метр, а после проведения стимуляции их величина возрастает до 42 тыс.т./м. Это обстоятельство позволяет рекомендовать проведение гидроразрыва на горизонтальных скважинах, как в водонефтяной, так и в чисто нефтяной зоне.
Как видно из представленных результатов анализа, извлекаемые запасы на скважину без ГРП составляют 244,7 тыс.т, или 30 тыс.т на метр нефтенасыщенной толщины. После проведения ГРП эта величина увеличивается до 513,8 тыс.т. на скважину, или 42 тыс.т на метр нефтенасыщенной толщины. Это говорит об эффективности стимуляции горизонтальных стволов гидроразрывом. Следует отметить, что проведение гидроразрыва в скважинах расположенных в водонефтяной зоне, не привело к существенному увеличению водонефтяного фактора – он составляет 0,5 тонн воды на тонну добытой нефти.
Трещины при ГРП в горизонтальных скважинах будут развиваться перпендикулярно направлению минимального напряжения, следовательно, перпендикулярно горизонтальному стволу скважины. Направление развития трещины: северо — запад – юго — восток.
Таким образом, рекомендуется в дальнейшем использовать гидроразрыв пласта (ГРП) на горизонтальных и вертикальных скважинах. Так как он в дальнейшем будет являться экономически целесообразным и эффективным мероприятием в качестве интенсификации добычи нефти на Романовском месторождении.
Список литературы
- Дополнение к технологической схеме разработки Романовского месторождения. ОАО «Газпромнефть», 2014 г.
- ОАО «филиал Муравленковскнефть» Газпромнефть — ННГ Дело скважины по пласту БС10 2 — 1.
- Проект пробной эксплуатации пилотного участка Романовского месторождения Пуровского района Ямало — Ненецкого автономного округа Тюменской области», г. Ноябрьск, 2000 г.
- Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатации пилотного участка Романовского месторождения Пуровского района Ямало Ненецкого автономного округа Тюменской области», г. Ноябрьск, 2000 г.
