Рассмотрен отечественный опыт применения технологии гидроразрыва пласта на отечественных месторождениях.

Ключевые слова: технология гидроразрыва пласта, добыча нефти, геологические условия бурения, пластовые давления.

The domestic experience of using hydraulic fracturing technology in domestic fields is considered.

Keywords: hydraulic fracturing technology, oil production, geological drilling conditions, reservoir pressures.

Гидравлический разрыв пласта, как один из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи, на Умсейском месторождении проводится с 1997 года. Работы по ГРП проводились, как собственными силами бригад КРС ОАО «Сибнефть-ННГ», так и с помощью привлечения иностранных фирм («Schlumberger» и «Bj Samotlor — services»).

В период с 1997 на 01.01.2004 года на месторождении было проведено 31 ГРП. Динамика проведения ГРП по годам представлена в таблице 1.

Таблица 1

Динамика проведения ГРП на Умсейском месторождении

В основном ГРП проводился на пласте БС ₁₀ .

Как видно из таблицы 1, основные операции по гидроразрыву на месторождении проводились в 2004 году. Рассмотрим этот период поподробнее. В 2004г. на Умсейском месторождении, пласт 1 БС-10, проведены мероприятия по гидроразрывам пластов (ГРП) на 13 скважинах.

Компанией BJ Services («Samotlor Fracmaster Services»)проведены мероприятия на 8 скважинах, компанией SD («Schlumberger Dowell») — на 5 скважинах.

Дополнительная добыча по Умсейскому месторождению в 2004 г. составила 49104 тонн нефти. Прирост добычи нефти (+ т/сут.) на 1 скв. получен 20,63 т/сут. Удельная средняя продолжительность эффекта в 2004 г. составила 65сут. Средний дебит нефти по скважинам после ГРП получен 22 т/сут. Средний дебит нефти до ГРП был 5,1 т/сут.

Таблица 2

Выполнение ГРП по скважинам Умсейского месторождения

Перед проведением ГРП на скважине № 548 производили геофизические работы с целью определения эксплуатационных характеристик пласта.

Находясь в благоприятной зоне залегания нефти, отборы нефти были весьма невелики.

Скважина № 548 была остановлена с параметрами: 3м ^3– 2 % -2т.

16.12.2003 г. на скважине был произведен гидроразрыв пласта и после вывода на режим, была запущена скважина в работу с параметрами: 38м3–3 % — 29т.

В настоящее время на Самотлорском месторождении значительная часть фонда эксплуатируется с обводнённостью 90–93 %.

Вместе с тем коэффициент работающей толщины пласта в скважинах вскрывших ПК по CНГДУ-2 составляет в среднем 0,58, по ГСК — 0,85.

В связи с этим часть запасов нефти приуроченных преимущественно к прерывистым коллекторам, при традиционных технологиях не вовлекалась в разработку. Проведение гидравлического разрыва пласта позволило изменить сложившуюся ситуацию в разработке ранее недренируемых запасов нефти. Проведенные работы на 24 высокообводнённых скважинах Самотлорского месторождения (обводнённость более 90 %), показали, что в результате проведения гидроразрыва пласта обводнённость в ряде случаев снижается до 4–5 % (скв. 12239 БВ10 ^1–2 , скв. 30044 АВ2–3). Наилучшие результаты получены при производстве гидроразрыва пласта в высокообводнённых скважинах, где пласт представлен прерывистым коллектором. В среднем дебит нефти увеличился на 15 т/сут, дебит по жидкости на 14 т/сут, обводнённость снизилась на 50 %. Дополнительно добыто 232,1 тыс. тонн нефти, в том числе на скважину 14,5 тыс. тонн. Успешность составила 94 %.

Менее удачно проведение ГРП в высокообводнённых скважинах вскрывших ГСК. Связана это с тем, что в отличии от ПК в ГСК эффект от проведения работ связан в первую очередь с очисткой призабойной зоны пласта от кальматирующих элементов и вовлечение в разработку запасов нефти застойных зон, уже затронутых выработкой.

Средний прирост дебита нефти по скважинам, вскрывшим ГСК составляет 11 т/сут, дебита жидкости 32 т/сут, снижение обводнённости на 27,5 %, дополнительная добыча составила 70,3 тыс. тонн, в том числе на скважину 8,8 тыс. тонн. Успешность составила 75 %.

Особый интерес представляют проведённые ЗАО СП «BJ Самотлор Сервисиз» перед гидроразрывом пласта работы по изоляции вышележащих высокопродуктивных обводнённых коллекторов.

Такие работы проведены на трёх скважинах 30402, 30075 и 1419.

При этом в скважинах 30402 и 30075 после изоляции вышележащего обводнённого коллектора был проведён гидроразрыв пласта в нижележащем пласте, представленном ПК. При этом по скважине 30402 обводнённость после изоляции вышележащего пласта и проведения ГРП снизилась на 28 %, дебит нефти увеличился на 5 т/сут.

Положительные результаты были получены также и на скважине 30075, где удалось снизить обводнённость на 8 %, дебит нефти возрос на 3,5 т/сут. Несмотря на полученный эффект, в скважине 30075 необходимо проведение геофизических исследований на определение источника обводнённости, имея ввиду возможный переток с вышележащего изолированного пласта.

Таким образом, несмотря на незначительный объём проведённых работ на высокообводнённом фонде, получены первые положительные результаты, которые имеют очень важное значение в сложившейся промысловой ситуации, когда значительная часть фонда скважин эксплуатирующегося на Самотлорском месторождении требует качественного проведения сложных ремонтно — изоляционных работ с дальнейшим воздействием на неохваченные выработкой коллектора.

Литература:

1. Дроздов А. Н., «Техника и технология добыча нефти» / — Учебное пособие для вузов. — М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2008. — 616с.
2. Красилов А. А. Инженерно-геологические изыскания в гидротехническом строительстве: методы и технические средства. М.:НИУ МГСУ, 2011
3. Ладенко А. А. Расчет нефтепромыслового оборудования. М.:Инфра-Инженерия, 2019
4. Михаил Колосов. Водолазное обеспечение гидротехнических работ. М.:Вышэйшая школа, 2020