УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Наибольшие остаточные запасы нефти Приобского месторождения расположены в пласте АС₁₂(860 млн.т.).

Данный пласт считается низкопроницаемым и высокорасчлененным. Пласт представлен неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и имеет клиноформное строение.

Отложения приурочены к фондоформенной части клиноформы, что обуславливает их низкие фильтрационно-емкостные свойства.

Основной причиной низкой продуктивности скважин из-за плохой естественной проницаемости, а также некачественной перфорации скважин является пониженная проницаемость призабойной зоны.

Призабойная зона – это область пласта вокруг ствола скважины, на которую наиболее сильно влияют различные процессы, связанные со строительством и последующей эксплуатацией скважины, нарушающие исходные равновесные механические и физико-химические условия пласта.

На основе анализа эффективности применения ГРП на Приобском месторождении установлено, что основными критериями успешности операций ГРП являются: продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой; скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны, так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50 м; накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов; удаленность скважины от ГНК и ВНК должна превышать расстояние между добывающими скважинами; нефтенасыщенная толщина – не менее 3 м; толщина перекрывающих и подстилающих экранов – не менее 3 м; отношение текущего пластового давления к начальному – не менее 0,9; обводненность продукции – не более 30%; угол отклонения ствола скважины от вертикали в интервале пласта – не более 10°; глубина скважины – не более 3000 м.

Дизайн гидравлического разрыва пласта для скважины 6234

1 стадийный поинтервальный ГРП на скважине 6234 с диаметром хвостовика 178 мм, НКТ - 89 мм. Данный дизайн направлен на стимуляцию пласта АС_12/1+2. Пласт представлен чередованием песчаников, плотняков и глинистых пропластков. Общая мощность пласта – 189,7 м, из них нефтенасыщенная – 22,2 м. Предлагается гидроразрыв массой 100 тонн по технологии HiWAY-55 (аналог стандартного 182-тонного ГРП). Распределение пропанта по фракциям: 16/20 Форес - 95 т, 12/18 Форес RCP - 5 т. Максимальная концентрация пропанта 1200 кг/м³. Жидкость разрыва - YF128RGD-E - на всех стадиях работы. Скорость закачки смеси 0,02 м³/с.

По анализу скважин окружения ожидаются следующие параметры закачки на миниГРП: эффективность жидкости 32%, эффективное давление 57 атм, давление закрытия 380 атм.

Для лучшей оценки качества цементного камня около интервала разрыва рекомендуется проведение АКЦ. В случае плохого цемента рекомендуется проведение РИР до проведения ГРП. Интервал перфорации: 2000 - 2032 м.  

В случае выявления проблем с перфорацией рекомендуется прокачка песчаной пробки на калибровочном тесте.

Таблица 1

Расчетный прирост после ГРП