ОПЫТ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ПРИМЕНЕНИЮ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В УСЛОВИЯХ РАЗРАБОТКИ ТЕРРИГЕННОЙ ТОЛЩИ НИЖНЕГО КАРБОНА АРЛАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ГРП

На Арланском нефтяном месторождении испытывались и внедрялись почти все известные в нефтяной отрасли методы повышения нефтеотдачи (МУН) и интенсификации добычи нефти (МИДН). Известно, что методы увеличения нефтеотдачи рассматриваются как источник восполнения промышленных ресурсов нефти за счет охвата геологических (балансовых) запасов: дополнительная добыча нефти (ДДН) за счет МУН – доля их прироста. Прирост промышленных запасов только на 5% (пунктов) равносилен открытию нового месторождения.

Первоначально (1960-ые - 80 гг.) основное внимание уделялось использованию теплового воздействия, ПАВ и полимеров. Следующий этап развития МУН на Арланском месторождении связан с применением осадко- и гелеобразующих технологий с целью снижения проницаемости промытых зон слоисто-неоднородного пласта и уменьшения степени его неоднородности в направлении вытеснения. Для периода с середины 90-х годов характерен бурный рост количества разрабатываемых и активно внедряемых базовых осадкообразующих технологий и их модификаций.

С 2010 года применение технологий МУН стало сокращаться и заменяться методами интенсификации добычи нефти, преимущественно с применением кислотных обработок различных модификаций на добывающих и нагнетательных скважинах. С целью вовлечения в активную разработку низкопроницаемых, неоднородных, слабодренируемых областей с 2012 года на месторождении начинается внедрение технологии гидроразрыва пласта. За последние годы наблюдается последовательный рост проведения гидроразрывов от единичных операций до массового внедрения, что позволило расширить объем извлекаемых запасов в сложных геологических условиях Арланского месторождения.

Начиная с 2012 г. на скважинах ТТНК Николо-Березовской площади начинается внедрение проппантного гидроразрыва пласта. Терригенная толща нижнего карбона сложена переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углистых и карбонатных пород.  Для продуктивных пластов ТТНК характерна неоднородность по всем параметрам: толщине, расчлененности, песчанистости, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и т.д. Среднее значение пористости по керну в интервале от 9 до 32 % составляет 24 %, а проницаемость, изменяясь от 0,003 до 8,320 мкм2 в среднем равна 1,591 мкм2.

Таблица 1.

Геолого-физическая характеристика пластов ТТНК Николо-Березовской площади

Для месторождения характерно исключительно сложное геологическое строение основного объекта разработки – ТТНК. В разрезе толщи выделяется до 8 пластов: СI, CII, CIII, CIV, CIV0, CV, CVI, CVI0, основными из которых являются пласты СII, CIII и CVI. Кроме того, в разрезе самого мощного нижнего пласта СVI на большей части площади выделяется до четырех прослоев, разделенных глинистыми породами. Терригенная толща нижнего карбона является основным объектом по величине запасов нефти.

С момента сформирования продуктивного пласта, внутри него протекает множество физико-химических процессов, которые со временем достигают определенного положения равновесия, образуя цельную устойчивую гидродинамическую систему.

После вскрытия толщи залежи скважиной, это равновесие нарушается в связи с образованием новых процессов в призабойной зоне пласта, которая ранее им не подвергалась. Также в процессе вскрытия происходит уплотнение породы от воздействия бурового инструмента, горного давления и воздействия различных агентов, содержащихся в буровых растворах. Это ведет к неизбежному ухудшению фильтрационных характеристик призабойной зоны, увеличению фильтрационных сопротивлений.

Таким образом, объект характеризуется очень сложным геологическим строением и крайне низкими фильтрационно-емкостными свойствами пласта. Успешная и рентабельная его разработка невозможна без применения методов интенсификации и в частности технологии ГРП.

Основные критерии подбора скважин-кандидатов:

- наличие остаточных извлекаемых запасов по зонам намечаемого ГРП не менее 15 тыс.т;

- эффективная нефтенасыщенная мощность пласта проектируемой скважины под ГРП должна составлять не менее 2 м;

- текущая обводненность продукции скважины-кандидата под ГРП не должна превышать 80 %;

- необходимо наличие глинистой плотной перемычки между целевым объектом под ГРП и ближайшим водоносным или обводненным пластом не менее 5 м;

- наличие качественного крепления цементом за эксплуатационной колонной. Необходимо обязательное проведение исследований по определению состояния цементного камня за эксплуатационной колонной (АКЦ). Не допускается проведение ГРП при отсутствии цемента (плохого качества сцепления с колонной/пластом) в интервале предполагаемого развития трещины;

- ствол скважины должен быть технически исправным.

В условиях ТТНК на добывающих скважинах планируется проведение на перспективу можно рекомендовать применение проппантных ГРП.

Целью проведения гидроразрыва пласта является:

- снижение скин-фактора призабойной зоны скважины;

- повышение производительности скважин или интенсификация притока из скважин путем увеличения эффективного радиуса за счет создания высокопроводящих трещин ограниченной длины в средне- и высокопроницаемых пластах. Обеспечение гидродинамической связи скважины с системой естественных трещин пласта и расширение зоны дренирования;

- вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов, ввод в разработку низкопроницаемых залежей с потенциальной производительностью скважин в 2-3 раза ниже уровня рентабельной добычи и перевод забалансовых запасов в промышленные;

- повышение экономической эффективности разработки месторождений;

- увеличение КИН по пластам, разработка сложных расчлененных и неоднородных пластов, характеризующихся высокой степенью прерывистости, с целью обеспечения гидродинамического взаимодействия пласта и системы скважин с трещинами гидроразрыва, для увеличения темпа отбора извлекаемых запасов, повышения нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата пласта воздействием;

- снижение бездействующего фонда.