Расчетно-техническая часть. 
Гидроразрыв пласта на Бавлинском месторождении

Анализ эффективности применения ГРП

Анализ эффективности применения ГРП для увеличения нефтеотдачи различных терригенных коллекторов Бавлинского нефтяного месторождения. Исследовано влияние фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств на прирост добычи нефти после ГРП. Показано, что эффективность этой технологии существенно зависит не только от указанных свойств, но также от реологии жидкости разрыва и режима ГРП.

Проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для интенсификации притока нефти к скважинам и снижения обводненности добываемой продукции, является одним из перспективных и быстроразвивающихся направлений технического прогресса в нефтяной промышленности. Во всех нефтегазодобывающих регионах ухудшение структуры запасов и истощение высокопродуктивных залежей приводит к возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин. При этом успешность геолого-технических мероприятий снижается, что особенно проявляется в связи с обводнением скважин.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных средств повышения дебитов скважин, поскольку не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях существенно расширяет эту зону, приобщив к выработке слабодренируемые зоны и прослои, и, следовательно, позволяет достичь более высокой конечной нефтеотдачи.

В работе были проанализированы факторы, влияющие на эффективность ГРП в зависимости от фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств пластов на примере Бавлинского нефтяного месторождения НГДУ Бавлынефть.

При этом рассматривались два различных коллектора: бобриковский горизонт и пашийский горизонт, которые имеют различные коллекторские свойства. Продуктивные пласты бобриковского горизонта, залегающие на глубине порядка 1215 м, сложены преимущественно чистыми мономинеральными кварцевыми песчаниками, содержащими глинистый материал с концентрацией до 9−10%.Причем распределение глины в пласте носит достаточно неравномерный характер, доля пластов с глинистостью менее 4% составляет 40%, а с глинистостью менее 4% от 5 до 10 — 60% [1].

В соответствии с этим очевидно ожидать, что распределение проницаемости в бобриковском горизонте так же будет носить неравномерный харак-тер, доля пластов с относительно низкой проницаемостью (90−100 мд) составляет только 25%. Распределение значений пористости также отличается достаточно большой неравномерностью, которая проявляется в том, что пласты с пористостью ниже 17% составляют только 40%, а пласты с пористостью более 18% составляют 60% и более.

Для анализа геолого-промысловых факторов, влияющих на эффективность ГРП, были исследованы промысловые данные по 20 скважинам. Технологический эффект по каждому ГРП оценивался исходя из динамики изменения текущего (помесячного) дебита нефти или воды относительно начального (базового) уровня, по которой вычислялась не только величина полученной накопленной добычи нефти или воды (ДQн, ДQв), но также ее продолжительность (Дtн, Дtв).

Все предварительные (исходные) данные были систематизированы и сведены в таблицу, в которой представлены сведения не только о промысловых данных, но также значения коллекторских (Кпор, Кн, Кгл) и фильтрационно-емкостных (Кпр) свойствах пластов вскрытых ГРП. Они были использованы для изучения наличия корреляционных связей между результатами ГРП и фильтрационно-емкостными и коллекторскими свойствами пластов бобриковского горизонта (рис. 2).

На рис. 2 представлена корреляционно-статистическая связь между величиной накопленной добычи нефти после ГРП (ДQн) и нефтенасыщенностью коллектора, из которой следует, что, начиная с Кн равного 50%, наблюдается рост величины накопленной добычи по мере роста начальной нефтенасыщенности коллектора.

Рисунок 2. Корреляционная зависимость величины технологического эффекта при ГРП от коэффициента нефтенасыщенности: а — для добычи по нефти, б — для добычи по воде Что касается величины накопленной добычи по воде после ГРП, то она с ростом величины начальной нефтенасыщенности, наоборот, имеет тенденцию к неуклонному снижению (рис. 2б). В отношении поведения продолжительности эффекта после ГРП в зависимости от величины начальной нефтенасыщенности, можно отметить, что она по нефти и по воде имеет одинаковую тенденцию к росту по мере увеличения начальной нефтенасыщенности.

Рисунок 3. Корреляционная зависимость продолжительности технологического эффекта при ГРП от коэффициента нефтенасыщенности: а — для добычи по нефти, б — для добычи по воде Исследование влияния значения коэффициента фазовой (для нефти) проницаемости на величину дополнительной добычи по нефти и воде показало, что оно носит обратно пропорциональный характер: чем больше фазовая проницаемость, тем меньше дополнительная добыча, и, наоборот.

Данное явление можно объяснить тем, что при протекании процесса ГРП жидкость разрыва фильтруется в поры пласта тем интенсивнее, чем выше его проницаемость (пористость), что приводит к кольматации порового пространства и создания вблизи трещины малопроницаемой оторочки из кольматанта, что приводит к снижению эффекта от ГРП как по нефти, так и по воде.

Особый интерес представляет полученные статистические зависимости между величиной накопленной дополнительной добычи по нефти (ДQн) и по воде (ДQв) после ГРП и значениями глинистости бобриковского горизонта.

Из них со всей очевидностью следует, что с ростом содержания глинистости в коллекторе дополнительная добыча по нефти растет, а по воде, соответственно снижается.

Учитывая характер зависимости дополнительной добычи нефти от величины коэффициента фазовой проницаемости представленной на рис. 4а можно предположить, что влияние глинистости на рост дополнительной добычи обусловлено ее существенным воздействием на проницаемость порового пространства коллектора, что подтверждается также полученной зависимостью между коэффициентами фазовой проницаемости и величиной глинистости,.