Влияние первичного вскрытия на производительность скважин после гидроразрыва пласта
Т. С. Рычкова
В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы углеводородов, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам [1].
Повышение проницаемости призабойной зоны скважин является одной из важнейших проблем нефтедобывающей промышленности. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности нагнетательных, нефтяных и газовых скважин, вскрывающих такие пласты [1].
Исследования практика применения ГРП показывают, что эффект от проведения гидроразрыва неодинаково проявляется в работе отдельных скважин.
Опыт проведения ГРП на Восточно-Таркосалинском месторождении показал эффективность применения данного метода. В то время как вопрос о применении ГРП на Южно-Пырейном нефтегазоконденсатном месторождении решался на основе данных полученных при проведении гидроразрыва на ближайшем Восточно-Таркосалинском месторождении и пока не принес результатов.
Оба месторождения относятся к месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами. На Южно-Пырейном месторождении ГРП проводился на нефтенасыщенном пласте БУ 20, который соответствует пласту БП 16 на Восточно-Таркосалинском месторождении. Максимальная мощность пласта БУ 20 (БП 16) составляет 11-15 м. Пласт расчленен на пропластки, эффективная мощность которых не превышает 4,5 м.
Часть разреза, к которой приурочен промышленно-нефтеносный линзообразный пласт БУ 20 на Южно-Пырейном месторождении и пласт БП 16 на Восточно-Таркосалинском месторождении, представлена аргиллитоподобными глинами с прослойками и линзами светло-серого песчаного материала. Проницаемость пласта изменяется от 0,3 мД до 1,5 мД, пористость 11-15%., коэффициент песчанистости в среднем равен 0,38-0,4.
На Восточно-Таркосалинском месторождении в период с 1997 по 2000 гг. было проведено 22 гидроразрыва пласта БП 16. Анализ результатов показал, что снижение дебита скважин до первоначального происходит через 20-30 месяцев после гидроразрыва пласта. При этом дебит нефтяных скважин после ГРП увеличивается в среднем в 4-5 раз, по сравнению с дебитом этих же скважин до ГРП (в среднем с 5 до 30 т/сут). Что в целом говорит об эффективности применения ГРП на данном месторождении.
по 1990 гг. Первичное вскрытие пласта в этих скважинах производилось на глинистом растворе 1,14- 1,26 г/ см3 при пластовом давлении близком к гидростатическому 320 - 327 атм. При бурении отмечается проникновение фильтрата бурового раствора на 4-12 D/d , т. е. до 1 м и более. Освоение скважин производилось ?буферным¦ способом, т. е. сменой глинистого раствора на пресную воду с последующим снижением уровня, что повлекло за собой неблагоприятное воздействие на призабойную зону пласта.
Дебит скважин до ГРП составлял 5-10 тонн в сутки. После проведения гидравлического разрыва пласта дебит в одном случае увеличился первоначально до 80 м3/сут. с последующим снижением до 15 м3/сут, во втором же случае не принес результата.
При проведении ГРП на Южно-Пырейном месторождении данные о первичном вскрытии пласта были учтены не в полной мере, в связи с чем не был получен ожидаемый эффект от гидравлического разрыва. Первичное вскрытие и освоение скважин методом смены глинистого раствора на пресную воду повлекло за собой ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны.
Выбор скважин для обработок должны осуществляться на основе детально изучения коллекторских свойств пласта, гидродинамики процесса разработки участка пласта или месторождения в целом, баланса между фильтрационными характеристиками пласта и трещины [1].
Список литературы
| 
