Оценка эффективности применения кислотного гидравлического разрыва пласта на Харьягинском месторождении



В статье анализируется эффективность применения технологии гидроразрыва на Харьягинском месторождении.

Ключевые слова: кислотный гидроразрыв пласта, призабойная зона пласта, карбонатный коллектор .

Харьягинское нефтяное месторождение располагается на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области, открыто в 1970 году, введено в разработку в 1987 году [1]. Характерной особенностью месторождения является многопластовость. Залежи нефти установлены в интервале разреза толщиной 2800 м в стратиграфическом диапазоне от среднедевонских до нижнетриасовых отложений включительно

В продуктивном разрезе месторождения выделено 6 объектов разработки:

I — залежи нефти поддоманиково терригенного комплекса среднего и верхнего девона («верхняя» пачка старооскольского горизонта в качестве базисного пласта);

II — залежи нефти в рифогенных карбонатах верхнего девона (базисная залежь D3-III);

III — залежи нефти в карбонатах нижней перми (ассельско-сакмарский и артинский ярусы);

IV — залежи нефти в полимиктовых песчаниках верхней перми (группа пластов Р2-I — Р2-IV, базисный пласт — Р2-III);

V — залежи нефти в полимиктовых песчаниках верхней перми (группа пластов Р2-V — Р2-XIII с пластом — Р2-V в качестве базисного);

VI — залежи нефти в полимиктовых песчаниках триаса (базисный пласт — Т1-I) [2].

На 01.01.2022 года перешло в четвертую стадию разработки. За период разработки Харьягинского месторождения, начиная с конца второй стадии стали применять различные методы интенсификации призабойной зоны пласта (ПЗП) у большинства скважин, для повышения продуктивности пласта.

Продуктивный пласт Харьягинского месторождения характеризуется карбонатным составом продуктивных пластов, порово-каверновым, поровотрещинным типом коллекторов, неоднородностью фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных отложений и относится к трудноизвлекаемых запасов нефти [3].

В условиях коллекторов, имеющих карбонатный состав, эффективной технологией служат кислотные воздействия на ПЗП. Были использованы ряд таких методов интенсификации призабойной зоны скважин как:

1. Перфорация (гидропескоструйные, кумулятивные).
2. Кислотная обработка.
3. Кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП).

По результатам исследования продуктивности куста скважин были выявлены малодебитные скважины. Несмотря на то, что на этих скважинах после перфорации, кислотной обработки продуктивных пластов, коэффициенты продуктивности (КП) оказались явно ниже среднего уровня по месторождению. Ситуация осложнялась следующими факторами: высокое содержание парафинов в нефти (26 %), суровые климатические условия, большой интервал обработки. Кроме этого, скважины работали в нестабильном режиме. График, демонстрирующий сравнительную оценку эксплуатационных показателей нескольких скважин месторождения, показан на рисунке 1.

Рис. 1. Значения коэффициентов продуктивности скважин

Как можно видеть на этом графике, коэффициенты продуктивности ряда соседних скважин нормализовались на среднем уровне. Однако скважины А, В не достигли необходимого уровня продуктивности.

По результатам исследования продуктивность скважины Е после КГРП можно оценить по ряду параметров. Во-первых, в результате КГРП произошло увеличение дебита скважины приблизительно на 7 баррелей нефти в сутки.

Скважина стала работать в более стабильном режиме, при этом средний период беспрерывной эксплуатации составил от 80 до 100 часов (по сравнению с менее чем 24 часами до ГРП). Во-вторых, в результате работ произошло двукратное увеличение коэффициента продуктивности (рассчитанного по показаниям манометра, установленного на входе в ЭЦН). Коэффициент продуктивности после КГРП составил 0,317 м³/(с*Па).

Основываясь на хороших результатах метода КГРП рекомендуется применять на месторождении и в дальнейшем, несмотря на достаточно сложную технологию.

Если проектирование КГРП проведено не на должном уровне, то успешность ГТМ может быть нулевой и даже отрицательной, а материальные затраты не оправдают ожиданий, главным образом из-за недостаточного знания реальных характеристик пласта. Поэтому, к КГРП предъявляются жесткие технологические и экономические требования. Для проведения эффективных кислотных ГРП необходимо детально проводить анализ геологических особенностей месторождений и состава нефти. Хорошо проведенный анализ позволяет правильно подобрать технологию проведения работы; состав кислотной системы. Также для оптимизации параметров кислотного производится тестовый гидроразрыв (мини-ГРП), после которого корректируются все параметры модельного «дизайна» КГРП [4]. Это является залогом успешности работы и получения приростов дебита нефти в несколько раз.

Литература:

1. Абдулмазитов Р. Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Том 1. М.: ВНИИОЭНГ, 1996 г. Т1–280 с.
2. Булатов А. И., Савенок О. В. Капитальный подземный ремонт нефтяных и газовых скважин: в 4 томах. — Краснодар: ООО «Издательский Дом — Юг», 2012–2015. — Т. 1–4.
3. Требин Г. Ф., Капырин Ю. В., Скороваров Ю. Н., Жуйко П. В., Коновалова Л. В. Физико-химические свойства нефтей Харьягинского месторождения. Москва — 2021г. — 7 с.
4. Медведев Ю. А.- ТИИ, г. Тюмень. Моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. -М.: Недра, 1999г.