Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных и вместе с тем высоко затратных методов повышения производительности скважин, вскрывающих низкопроницаемые, слабодренируемые коллектора. Данный метод применяется на Крупном месторождении с 1994 года [1-5].

Гидравлический разрыв пласта проводится на скважинах объектов АС4-8, АС7-8, БС1-2, БС10/1, БС10, БС14-19, ЮС1, ЮС2.

За период 1994-2013 годов на месторождении проведено 1674 скважинооперации ГРП, из них в добывающих скважинах – 1314 скв.-опер., в нагнетательных – 360 скв.-опер. (в том числе в скважинах, находившихся в отработке на нефть - 282 скв.-опер.).

За счет проведения 1674 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 8852.61 тыс. т нефти.

За период 2010-2013 годов на месторождении проведено 1154 скважинооперации ГРП, из них в добывающих скважинах – 895 скв.-опер., в нагнетательных скважинах – 259 скв.-опер. (в том числе в нагнетательных скважинах, находившихся в отработке на нефть, – 256 скв.-опер., таблица 1).

В процессе проведения работ использовались различные технологии ГРП с широким диапазоном изменения геометрических параметров трещин. Масса закачки проппанта, характеризующая объем закрепленной трещины, в добывающих скважинах изменялась от 4.4 до 150.0 т, составляя в среднем 54.3 т, в нагнетательных скважинах – от 11.7 до 89.0 т, составляя в среднем 49.3 т.

На объектах АС4-8, АС7-8, БС1-2, БС10 с целью снижения риска преждевременного обводнения скважин при пересечении трещиной промытой зоны закачивались небольшие объемы проппанта.

Основное количество скважиноопераций ГРП проведено по стандартной технологии – 948, в боковых стволах – 105 (в том числе с циклической закачкой – 21), селективных – 71, струйных ГРП – 6, в горизонтальных скважинах – 17
(в том числе с циклической закачкой – 7, струйных ГРП – 6), многосекционных -7 (рисунок 1).

Оценка эффективности ГРП по скважинам действующего фонда производилась с использованием принятых в отрасли характеристик вытеснения. Технологическая эффективность в скважинах, вводимых после бурения, оценивалась методом экспертных оценок, при этом базовые режимы определялись по результатам испытаний разведочных скважин, а также по результатам опробования эксплуатационных скважин перед проведением ГРП.

Таблица 1 – Объемы проведения ГРП на Крупном месторождении за период 2010-2013 годов

Рисунок 1 - Распределение фонда скважин по технологии проведения ГРП

За счет проведения 1154 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 4734.76 тыс. т нефти.

Результаты проведения ГРП в добывающих, нагнетательных скважинах и скважинах, находившихся в отработке на нефть и переведенных в систему ППД.

Гидравлический разрыв пласта на объекте АС4-8 осуществляется с 1999 года. На 01.01.2014 проведено 19 скважиноопераций ГРП, из них в действующих добывающих скважинах – 15, на стадии ввода в эксплуатацию добывающих скважин – 1, в нагнетательных скважинах – 3.

За анализируемый период 2010-2013 годов в 9 добывающих скважинах проведено 12 операций ГРП, в том числе в горизонтальных скважинах – 9 скв.-опер., в боковом стволе – 1, в наклоннонаправленных скважинах – 2.

Масса закачки проппанта изменялась от 9.8 до 21.1 т, составляя в среднем 14.3 т/скв.-опер (19.1 т/скв.).

Гидроразрыв пласта в 6 горизонтальных скважинах проводился по различным технологиям: струйный ГРП – 5 скважиноопераций, стандартный – 3, с циклической закачкой – 1.

После проведения ГРП в горизонтальных скважинах средняя кратность увеличения дебита жидкости (нефти) составила 2.1 (1.6) раза. Средний дебит жидкости (нефти) увеличился с 11.9 (6.8) до 25.2 (10.9) т/сут. Обводненность добываемой продукции скважин увеличилась на 13.8% (с 42.9 до 56.7 %).

По состоянию на 01.01.2014 средний дебит скважин по нефти снизился до 5.1 т/сут, что в 2.1 раза ниже показателя, полученного непосредственно после ГРП. При этом средний дебит жидкости снизился незначительно с 25.2 до 20.3 т/сут, что связано с увеличением обводненности продукции скважин до 74.9%.

За счет проведения 9 скважиноопераций ГРП (в 6 скважинах) дополнительно добыто 4.90 тыс. т нефти, при текущей удельной эффективности
0.54 тыс. т/скв.-опер. (0.82 тыс.т/скв.) Средний прирост дебита нефти составил 1.9 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 1.52 тыс. т/скв.-опер. (2.28 тыс. т/скв.).

В боковом стволе скважины №7039 гидроразрыв с циклической закачкой проппанта проведен в июле 2012 года. Масса закачки проппанта составила 21.1 т. Кратность увеличения дебита жидкости (нефти) после проведения ГРП составила 7.4 (4.3) раза. Дебит жидкости (нефти) увеличился с 1.8 (1.6) до 13.4 (6.8) т/сут, при увеличении обводненности продукции с 11.1 до 49.3 %.

На 01.01.2014 дебит нефти составляет 4.6 т/сут, что в 1.5 раза ниже показателя, полученного непосредственно после ГРП, дебит жидкости увеличился незначительно с 13.4 до 14.8 т/сут. Обводненность добываемой продукции увеличилась на 20 % (с 49.3 до 69.3 %).

За счет проведения ГРП дополнительно добыто 2.10 тыс. т нефти, при среднем приросте дебита нефти 3.9 т/сут. Эффект от воздействия продолжается. Прогнозная дополнительная добыча нефти оценивается на уровне 6.30 тыс. т.

В наклонно-направленных скважинах № 4447 и №7061 в 2011 году проведен соответственно струйный и стандартный ГРП. Средняя масса закачки проппанта составила 15.0 т.

После проведения гидроразрыва пласта кратность увеличения дебита жидкости составила 1.5 раза. Средний дебит жидкости увеличился с 18.1 до 26.6 т/сут. Средний дебит нефти снизился с 16.5 до 14.6 т/сут, что связано со значительным увеличением обводненности с 8.8 до 45.0 %.

По состоянию на 01.01.2014 средний дебит скважин по жидкости (нефти) снизился до 22.2 (5.6) т/сут, обводненность добываемой продукции скважин увеличилась до 74.9 %.

За счет проведения 2 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 3.03 тыс. т нефти, при текущей удельной эффективности 1.52 тыс.т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 1.9 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 1.82 тыс. т/скв.-опер.

В целом за счет проведения 12 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 10.03 тыс. т нефти, при текущей удельной эффективности 1.11 тыс. т/скв. (0.84 тыс. т/скв.-опер.). Средний прирост дебита нефти составил 2.1 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 2.63 тыс.т/скв. (1.97 тыс. т/скв.-опер.).

На рисунке 2 представлена осредненная динамика дебита жидкости, нефти и обводненности по скважинам действующего фонда объекта АС4-8. Для построения динамики до и после проведения ГРП показатели эксплуатации скважин приведены к одному временному интервалу.

Успешность проведения ГРП на добывающем фонде оценивается на уровне 44.4 %.

Учитывая невысокую успешность ГРП и высокую степень заводнения объекта, данный метод воздействия на пласт может использоваться в ограниченных объемах на участках с пониженными фильтрационными свойствами.

Рисунок 2 - Осредненная динамика дебита жидкости, нефти и обводненности по скважинам действующего фонда объекта АС4-8 до и после проведения ГРП

Гидравлический разрыв пласта на объекте АС7-8 осуществляется с 2002 года. На 01.01.2014 проведено 13 скважиноопераций ГРП, из них в действующих добывающих скважинах – 9, на стадии ввода в эксплуатацию добывающих скважин, и выводе из бездействующего фонда, при переводе с других объектов – 4.

За анализируемый период 2010-2013 годов проведено 10 скважиноопераций ГРП, из них в действующих скважинах – 7, при переводе с других объектов – 2, при выводе из бездействующего фонда – 1. За счет воздействий дополнительно добыто 33.45 тыс. т нефти.

Гидроразрыв пласта по стандартной технологии проведен в 6 скважинах, струйных ГРП – в 3 скважинах и один в боковом стволе с циклической закачкой. Масса закачки проппанта изменялась от 12.7 до 35.0 т, составляя в среднем 21.8 т.

После проведения гидроразрыва пласта в действующих скважинах средняя кратность увеличения дебита жидкости (нефти) составила 9.6 (6.4) раз. Средний дебит жидкости (нефти) увеличился с 3.2 (1.5) до 30.6 (9.6) т/сут. Обводненность добываемой продукции скважин увеличилась на 14.9 % (с 53.7 до 68.6 %).

По состоянию на 01.01.2014 средний дебит скважин по жидкости (нефти) составил 26.6 (7.3) т/сут, что в 8.3 (4.9) раза больше, чем до проведения ГРП, обводненность увеличилась до 72.5 %.

За счет проведения 7 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 29.71 тыс. т нефти, при текущей удельной эффективности 4.24 тыс. т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 5.1 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 8.83 тыс. т/скв.-опер.

На рисунке 3 представлена осредненная динамика дебита жидкости, нефти и обводненности по скважинам действующего фонда объекта АС7-8.

Рисунок 3 - Осредненная динамика дебита жидкости, нефти и обводненности по скважинам действующего фонда объекта АС7-8 до и после проведения ГРП

Гидроразрыв пласта по стандартной технологии проведен в 3 скважинах. В январе 2011 года в скважине №8200 при переводе с объекта БС10, в скважине № 3452 при выводе из длительного бездействия (более 3 лет), в октябре 2013 года в скважине № 3914 при переводе с объекта АС9.

После воздействий средний дебит скважин по жидкости (нефти) составлял 27.3 (5.4) т/сут при обводненности добываемой продукции 80.3 %.

По состоянию на 01.01.2013 скважина №3452 находится в консервации. Средний дебит скважин по жидкости (нефти) снизился до 16.4 (2.7) т/сут, средняя обводненность увеличилась до 83.6 %.

За счет проведения 3 скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 3.74 тыс. т нефти, при текущей удельной эффективности 1.25 тыс. т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 1.9 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 2.25 тыс. т/скв.-опер.

Успешность проведения ГРП на объекте АС7-8 оценивается на уровне 80 %.