Технологическая часть. 
Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении

Основные проектные решения по разработке Повховского месторождения

Из всех открытых нефтяных залежей Повховского месторождения проектирование разработки велось только на залежи продуктивного комплекса БВ₈₋₁₀ (90% начальных балансовых запасов месторождения), ЮВ₁¹ (3,3%) и БВ₇. Реализация проектных решений ведется только на объекты БВ₈₋₁₀ и ЮВ₁.

Разработка Повховского месторождения ведется с поддержанием пластового давления. Проектной, на объекты БВ₈₋₁₀, является трехрядная, блоковая, усиленная по основной площади залежи очагами нагнетания, система заводнения с расстоянием между скважинами 600 м. По пласту ЮВ₁ — площадная семиточечная система заводнения с расстоянием между скважинами 400 м. Расстановка скважин по всем объектам по треугольной сетке. По Повховскому месторождению имеется 12 основных проектных и научно-исследовательских документов (таблица 6). Проектирование разработки начато с 1976 г., когда институтом ВНИИнефть составлена первая технологическая схема разработки (протокол № 430 от 25.02.76 г.).

Технологическая схема утверждена со следующими основными показателями:

выделение одного объекта разработки — БВ₈;

максимальный уровень отбора нефти — 5 млн. т;

разбуривание залежи по равномерной сетке 600×600 м с площадным заводнением;

количество скважин: эксплуатационных — 823, нагнетательных — 414.

Дальнейшее изучение месторождения значительно изменило представление о его геологическом строении. В частности, на южной периклинали структуры выявилась крупная зона отсутствия коллекторов, также расширились границы замещения коллекторов глинами на восточном и западном крыльях структуры. Одновременно с этим новые разведочные скважины показали развитие залежи в северном направлении и значительное увеличение запасов нефти. В соответствии с изменением границ залежи изменилось местоположение около половины проектных скважин, т. е. половина проектного фонда в южной части месторождения оказалась в зоне отсутствия пласта. В то же время, появилась возможность разместить почти столько же скважин в северной части площади.

И в 1978 году была составлена новая технологическая схема, утвержденная протоколом ЦКР № 613 от 18.05.1978 г., которой предусматривалось:

максимальный проектный уровень добычи нефти — 6,3 млн. т/год;

бурение скважин — 889 добывающих, 414 нагнетательных, 120 резервных;

применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме с расстоянием между ними 600 м (с последующим переходом на избирательное заводнение). В 2008 году было выполнено Дополнение к Проекту разработки Повховского месторождения, которое было принято ЦКР Роснедра в апреле 2009 года (протокол № 4565 от 29.04.09 г.) со следующими основными положениями и технологическими показателями:

Таблица 6 — Основные проектные и научно-исследовательские документы по Повховскому месторождению.

<…

Таблица 7 — Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по пласту БВ8−10

Название проектного документа.	Дата составления, г.	Организация.	Дата утверждения или отклонения.
Технологическая схема разработки.		ВНИИнефть.	Утверждена бюро ЦКР № 430 от 25.02.76 г.
Технологическая схема разработки.		СибНИИНП.	Утверждена протоколом ЦКР № 613 от 18.05.78 г.
Дополнительная записка к технологической схеме.		СибНИИНП.	Утверждена протоколом ЦКР № 918 от 09.07.81.
Дополнительная записка к технологической схеме.		СибНИИНП.	Утверждена протоколом ЦКР № 974 от 21.04.82 г.
Технологическая схема разработки.		СибНИИНП.	Отклонена протоколом ЦКР № 1176 от 25.12.85 г.
Технологическая схема разработки.		БашНИПИнефть.	Отклонена протоколом ЦКР № 1176 от 25.12.85 г.
Дополнительная записка к технологической схеме разработки Повховского месторождения, пласт БВ7 и ЮВ1		СибНИИНП.	Утверждена протоколом ЦКР № 47 от 21.03.88 г.
Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки.		БашНИПИнефть.	Утвержден протоколом ЦКР МНП № 1353 от 27.09.89 г.
Показатели.	Годы.
Добывающие скважины.
Нагнетательные скважиы.
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин.	4,0/1.	3,2/1.	3,1/1.	3,0/1.	2,7/1.	2,6/1.	2,4/1.

Из 1303 скважин, участвующих в добыче: 1 (0,1%) фонтанная, 906 (69,5%) оборудованы ЭЦН и 396 (30,4%) — ШГН. Доля скважин объекта БВ₈, не участвующих в процессе разработки, составляет 38,3% (1146 скважин) от всего пробуренного фонда добывающих и нагнетательных скважин (2990 скважин). При этом на бездействующие скважины приходится 16,4% (490 скважин), в консервации — 13,8% (413 скважин), переведенные в контрольные и пьезометрические — 2,8% (85 скважин), ликвидированные — 5,3% (158 скважин). По состоянию на 1.01.2011 г. в действующем добывающем фонде числится 1303 скважины. По обводненности добываемой продукции действующий фонд добывающих скважин распределяется, как показано на рисунке 1. Наибольшая интенсивность системы отбора отмечается по скважинам, вскрывшим коллектора, характеризующиеся низкой продуктивностью. Поддержание пластового давления на месторождении осуществляется закачкой пресной, сточной и сеноманской вод по 6 БКНС. Из 629 скважин нагнетательного фонда 270 скважин — очаговые, остальные — по первоначальному проекту. По пластам БВ₈₋₁₀ и объекту ЮВ₁ — 22 самостоятельных действующих нагнетательных скважины. Соотношение действующих нагнетательных скважин к действующим добывающим скважинам составляет: БВ₈₋₁₀ — 1: 3; ЮВ₁ — 1: 2. Системой ППД охвачены нефтяные залежи в горизонтах БВ₈₋₁₀ и ЮВ₁.

Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по горизонту БВ₈₋₁₀ составила в 2008 г. 117%, в 2009 г. 110%, за 2010 г. 105,4%. При этом пластовое давление близко к первоначальному (26,2 МПа). Горизонт БВ₈ содержит 97% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку, и определяет добычу нефти на месторождении (97% текущих и 99% накопленной добычи). Разработка ведется с 1978 г. и находится в стадии падения добычи нефти. Максимальный уровень достигнут в 1987 г. и составил 11,4 млн. т (7,5%) от начальных извлекаемых запасов, утвержденных в 1994 г. С 1988 г. добыча нефти падает, достигая своего минимума в 1994 г. (43% от максимального уровня добычи). В 1995 — 1996 г. падение добычи нефти остановлено, в основном, за счет проведения ГРП и вывода скважин из бездействия. На динамику добычи нефти существенное влияние оказали следующие факторы. К 1983 г. основная высокопродуктивная часть запасов была введена в разработку. Структура ввода новых запасов изменилась. Дебит новых скважин сократился в 3 — 3,5 раза. До 1987 г., в основном, введена в разработку среднепродуктивная часть запасов и весь объем бурения был перенесен в краевую часть горизонта. Запасы нефти, находящейся в высокопродуктивной части коллектора, вырабатываются 13% скважин, доля накопленной нефти этой группы — 46%.13% от накопленной добычи нефти принадлежит низкопродуктивной части запасов при доле фонда скважин — 56%. На 01.01.2011 г. с начала разработки по горизонту БВ₈ добыто149,646 млн. т нефти, жидкости — 206,706 млн. т. Текущая обводненность продукции действующего фонда скважин — 56,4%. Накопленный водонефтяной фактор — 0,35. Текущий коэффициент извлечения нефти — 0,3. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов — 2,07%. Степень выработки извлекаемых запасов — 62%. В настоящее время из 1352 действующих скважин добывающего фонда (на 01.01.2011 г.) 912 скважин (67%) работают с дебитом нефти до 13 т/сут. И лишь у 54 скважин (4%) превышает 50 т/сут. Для высокопродуктивной части Повховского месторождения характерно значительное снижение дебитов жидкости с ростом обводненности продукции. Максимальный уровень добычи нефти по этой группе достигнут в 1986 г. и составлял 5,9 млн. т (52% от общей добычи горизонта), добыча нефти за 1996 г. — 866 тыс. т (15% от максимального уровня). Дебит жидкости при достигнутой обводненности продукции 70% составляет уже ¼ от максимального дебита, 130 скважин находятся в бездействии из-за высокой обводненности продукции. Для скважин горизонта БВ₈, дренирующих низкопроницаемый коллектор, характерен высокий процент необводненного и малообводненного фонда. Так, 687 скважин (67%) действующего фонда работают с обводненностью продукции, не превышающей 20%. Это скважины, вскрывшие перфорацией, в основном, прерывистую нижележащую по разрезу и краевую часть пласта. Большинство этих скважин имеют слабую связь с областью нагнетания, о чем говорит малый темп обводненности продукции, большой процент простаивающих скважин, работа скважин в периодическом режиме. В последние годы наметилась неблагоприятная тенденция отключения низкопродуктивной, в основном нижней части разреза при ее совместной эксплуатации с высокопродуктивной. С 1993 г. добыча нефти по этой группе скважин начинает увеличиваться, стабилизируется дебит нефти скважин, в основном, за счет проведения ГРП (335 ГРП проведено по этой группе скважин). Доля в текущей добыче нефти по этой группе в настоящее время выросла с 27% в 1996 г. до 58% в 2001 г. Горизонт БВ₈ характеризуется высокой зональной и послойной неоднородностью. Это приводит к неравномерному отбору нефти по скважинам и участкам. Так 17% скважин добывающего фонда дали 68% добычи нефти горизонта. При формировании адресной геолого-математической модели пласта выделено восемь интервалов, различающихся степенью зональной неоднородности, проницаемостью, расчлененностью. Запасы нефти, сосредоточенные в этих зональных интервалах, имеют различные темпы и степень выработки, обводненности добываемой продукции. Лучшими по фильтрационно-емкостным свойствам являются второй и пятый зональный интервалы. Второй зональный интервал имеет самые высокие значения проницаемости. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения: по второму интервалу — 0,409, пятому — 0,251 при достигнутой обводненности 61% и 26% соответственно. Выработка запасов седьмого зонального интервала осложнена зональной неоднородностью по проницаемости. При достигнутой обводненности продукции 46% текущий коэффициент нефтеизвлечения — 0, 202. Запасы нефти всех остальных зональных интервалов находятся в сильно прерывистых, низкопродуктивных коллекторах. Текущие коэффициенты нефтеизвлечения изменяются от 0,151 (восьмой зональный интервал) до 0, 190 (третий зональный интервал). Обводненность продукции 24 — 37%.