1) Различное пластовое давление и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, что может привести к неравномерной выработке запасов объектов разработки

2) Различные физико-химические свойства флюидов, насыщающих рассматриваемые коллекторы

3) Как следствие, более сложный контроль над разработкой месторождения

4) Наличие водоносных пластов Ю₁₁ и Ю₁₂, свидетельствующих о возможности прорыва воды и преждевременном обводнении продукции скважины

Таким образом, предлагается раздельная разработка объектов Ю₁^3-4 и Ю_14-15, что не отрицает возможности использования отработавшего фонда нижележащего объекта Ю_14-15 для разработки вышележащего объекта Ю₁^3-4.

Таким образом, в результате анализа всей имеющейся информации, объекты Ю₁^3-4 и Ю_14-15 были предложены как раздельные объекты эксплуатации.

По геолого-физическим характеристикам Майское месторождение относится к небольшим низкопроницаемым юрским залежам нефти, расположенным в юго-западной части Томской области. Выделяется два продуктивных горизонта. Пласт Ю₁^3-4 характеризуется вертикальной неоднородностью, нижняя часть объекта отличается более низкой проницаемостью по сравнению с верхней частью. Песчаная толща пласта Ю_14-15 имеет градационное строение, по разрезу отмечаются косая, линзовидная слоистость, характеризуется площадной выдержанностью.

Пласты Ю₁^3-4 и Ю_14-15 насыщены лёгкой, маловязкой, малосмолистой, высокопарафинистой, малосернистой нефтью, состав которой не меняется в пределах залежей. По своим физико-химическим параметрам нефти пластов не являются аналогичными. Исходная геолого-физическая информация является основой для выбора и обоснования требуемых технологий и реагентов для повышения эффективности выработки запасов Майского нефтяного месторождения, а также улучшения условий притока флюидов к скважине (уменьшению скин-фактора), увеличения приемистости нагнетательных скважин, ограничения притока подошвенных и закачиваемых вод в добывающие скважины. Ниже будут рассмотрены различные методы интенсификации притока и возможность их применения при разработке рассматриваемого объекта. [9].

В качестве основной технологии воздействия на пласт в период эксплуатации Майского месторождения планируется внедрение системы заводнения. Основным рабочим агентом будет подтоварная и сеноманская вода. Данная технология широко используется на месторождениях Западной Сибири. При этом благоприятным фактором для внедрения системы заводнения является малые значения коэффициента подвижности (М_{Ю1 3-4} = 0,3, М_{Ю 14-15} = 0,5). Во-первых, закачка воды в пласт обеспечит достаточно высокий коэффициент вытеснения нефти, во-вторых, это позволит компенсировать отбор пластового флюида и стабилизировать падение среднепластового давления. [2].

Объект Ю₁^3-4

В рамках проекта к рассмотрению предложено 5 расчётных вариантов, отличающихся друг от друга расположением проектных скважин, плотностью сетки скважин и другими особенностями.

При обосновании расчётных вариантов разработки были приняты определённые условия для эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Оценочная величина давления насыщения в пределах нефтяной залежи Ю₁^3-4 Майского месторождения составляет 6,2 МПа, что намного меньше начального пластового давления, составляющего 25,51 МПа. В гидродинамической модели при моделировании разработки на добывающих скважинах в период эксплуатации установлено забойное давление 10 МПа (рабочая депрессия на забое добывающих скважин составляет 15,51 МПа). После ввода системы ППД в период ПЭ забойное давление опускается до 7 МПа (рабочая депрессия на забое добывающих скважин составляет 18,51 МПа.) Нагнетательные скважины работают в режиме поддержания пластового давления и 100% компенсации отборов жидкости в пластовых условиях (110% - в первые 12 лет разработки). Максимальное забойное давление на нагнетательных скважинах не превышает 40 МПа. Выбытие добывающих скважин из эксплуатации происходит при достижении обводнённости продукции 98%. Принятый в расчётах коэффициент эксплуатации скважин - 0,9.

Бурение новых эксплуатационных скважин позволит уточнить геологическое строение залежи, степень прерывистости пласта, приемистость нагнетательных скважин, продуктивность добывающих скважин, а также, фильтрационно-емкостные и физико-гидродинамические характеристики объекта Ю₁^3-4, состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа. Разбуривание эксплуатационных скважин в период пробной эксплуатации будет, проводится в пределах утверждённых запасов категории С₁. При этом предполагается бурение разведочных скважин в пределах утверждённых запасов категории С_2,Учитывая стадию изученности залежи, предпочтительнее применение площадных систем разработки как наиболее интенсивных и адаптируемых к изменчивому геологическому строению. При этом в связи низкими значениями средней проницаемости по объекту Ю₁^3-4, предлагалось оценить эффективность применения горизонтальных скважин в одном из вариантов площадной системы размещения скважин, а также опробовать технологию ГРП с позиций её применения на полное развитие. При этом ГРП предлагалось проводить не менее чем в 100 м от ЧНЗ во избежание преждевременного обводнения продукции.

В работе предусмотрено разбуривание скважин с расстоянием 400 x 400 м, 500 x 500 м, 600 x 600 м, 700 x 700 м и 900 x 900 м, что позволяет рассмотреть потенциальные возможности разработки залежи при различных плотностях сетки (4,6 га/скв., 7,3 га/скв., 10 га/скв., 13,7 га/скв. и 14,4 га/скв.). При этом рассмотрены варианты с применением ГРП и бурением горизонтальных скважин для определения потенциальных возможностей разработки месторождения с использованием данных технологий (на полное развитие).

Годом начала реализации программы пробной эксплуатации Майского месторождения является 2007 г. Продолжительность периода пробной эксплуатации составляет 3 года, после чего месторождение разбуривается на полное развитие.

На период пробной эксплуатации использовался вариант бурение четырех разведочных скважин 395Р, 396Р, 397Р и 103. При этом скважины 395Р, 396Р и 103 заложены для определения потенциальных возможностей разработки месторождения горизонтальными скважинами на полное развитие. Длина горизонтального ствола 250 - 500 м. Практическое строительство горизонтальных скважин позволит реально оценить потенциальные добывные возможности и экономические затраты для принятия решений в последующих проектных документах.

Кроме того, учитывая имеющиеся скважины, было предложено произвести бурение проектных скважин 202, 204, 205, 206, которые совместно со скважиной 101 сформируют элемент пятиточечной системы с горизонтальной добывающей скважиной в центре. Бурение скважины 102 позволило оценить работу и приемистость нагнетательных скважин 205 и 206 при разработки залежи горизонтальными скважинами. Организация системы ППД планируется в 2008 г. переводом скважин 204 и 206 под нагнетание, скважины 202 и 205 переводятся под нагнетание в 2009 г. Расстояние между скважинами 900 м.

На полное развитие предлагается пробурить 1 горизонтальную добывающую и 8 нагнетательных скважин.

Все характеристики расчетных вариантов предложенных фирме Альянснефтегаз для разработки пласта Ю₁^3-4 предложены в таблице 3.1.

А так же представлена карта текущего состояния скважин на рисунке 3.1 и карта плана разработки пласта на рисунке 3.2.

Для наиболее выгодного технико-экономической разработки были представлены пять вариантов объекта Ю₁^3-4 и выбран наиболее экономичный пятый вариант разработки. Который принесет наибольший доход фирме и государству при минимальном капиталовложении и эксплуатационных затратах. Эти данные представлены в таблице 3.2 [5].

Таблица 3.1 - Основные характеристики расчётных вариантов разработки объекта Ю₁^3-4

Характеристики	Расчётные варианты
	1	2	3	4	5
Расстояние между скважинами, м	400x400	500x500	600x600	700x700	900x900
Плотность сетки скважин, га/скв.	4,6	7,3	10	13,7	14,4
Режим работы	Водонапорный
Система разработки	5-точечная
Фонд проектных скважин, шт.:
добывающих	47	28	23	16	6
нагнетательных	51	32	21	15	13
Фонд резервных скважин, шт.	-
Ввод системы ППД	2008 г.
Режим работы скважин:
Pзаб добывающих, МПа	7
Pзаб нагнетательных, МПа	40
Особые условия	ГРП добы-вающих скважин	ГРП добы-вающих скважин	ГРП добы-вающих скважин	ГРП добы-вающих скважин	Горизон-тальный ствол 500 м в скв. № 395Р, 396Р, 101, 102, 103
Коэффициент эксплуатации скважин, д. ед.	0,90

Рисунок 3.1 - Карта текущего состояния разработки пласта Ю₁^3-4

Рисунок 3.2 - Карта плана разработки пласта Ю₁^3-4

Таблица 3.2 - Технико-экономические показатели вариантов объекта Ю₁^3-4

	Варианты
Показатели	1	2	3	4	5
Расчётный срок разработки, лет	72	72	72	72	72
Рентабельный срок разработки, лет	4	11	17	25	30
Накопленная добыча нефти, тыс. тонн	2374.82	2371.43	2309.65	2208.30	2321.62
КИН, %	0.458	0.458	0.446	0.426	0.448
Капитальные вложения, млн. руб.	5286.4	3453.3	2704.6	2062.2	1601.1
Эксплуатационные затраты, млн. руб.	20234.1	16010.3	14200.7	11980.4	10066.7
Дисконтированный поток наличности (15%), млн. руб.	-861.7	114.4	246.5	423.7	1401.3
Индекс доходности, PI (15%)	0.64	1.06	1.15	1.31	2.17
Доход государства (15%), млн. руб.	4181.7	4630.4	4156.1	3800.9	5239.5

Объект Ю_14-15

В рамках проекта к рассмотрению предложено 5 расчётных вариантов, отличающихся друг от друга расположением проектных скважин, плотностью сетки скважин и другими особенностями.

Условия для эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин представлены ниже. Оценочная величина давления насыщения в пределах нефтяной залежи Ю_14-15 Майского месторождения составляет 17,5 МПа, что меньше начального пластового давления, составляющего 31,1 МПа. В гидродинамической модели при моделировании разработки на добывающих скважинах в период пробной эксплуатации установлено забойное давление 17 МПа (рабочая депрессия на забое добывающих скважин составляет 13,6 МПа). После ввода системы ППД в период ПЭ забойное давление опускается до 12 МПа (рабочая депрессия на забое добывающих скважин составляет 19,1 МПа.) Нагнетательные скважины работают в режиме поддержания пластового давления и 110% компенсации отборов жидкости в пластовых условиях. Максимальное забойное давление на нагнетательных скважинах не превышает 45 МПа. Выбытие добывающих скважин из эксплуатации происходит при достижении обводнённости продукции 98%. Принятый в расчётах коэффициент эксплуатации скважин - 0,9.

Бурение новых эксплуатационных скважин позволит уточнить геологическое строение залежи, степень прерывистости пласта, приемистость нагнетательных скважин, продуктивность добывающих скважин, а также, фильтрационно-емкостные и физико-гидродинамические характеристики объекта Ю_14-15, состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа. При бурении новых скважин предлагается учесть расположение имеющихся скважин 392Р, 393Р. Разбуривание эксплуатационных скважин в период пробной эксплуатации проводиться в пределах утверждённых запасов категории С₁. При этом предполагается бурение разведочных скважин в пределах утверждённых запасов категории С₂, для перевода запасов этой категории в промышленную.

На данной стадии изученности залежи, применяется площадная система разработки как наиболее адаптируемая к изменчивому геологическому строению. При этом в связи низкими значениями средней проницаемости по объекту Ю_14-15, предлагается оценить эффективность применения ГРП с учетом различной плотности сетки скважин. Учитывая статистику преобладающего направления трещин ГРП по месторождениям Томской области, был выбран такой поворот сетки скважин, который бы предотвращал быстрый прорыв воды в добывающих скважин в связи с проведением на них операций ГРП. Необходимо отметить, что наиболее точное направление трещин ГРП необходимо будет обосновать в рамках следующего проектного документа.

Предусмотрено разбуривание скважин с расстоянием 400 x 400 м, 500 x 500 м, 600 x 600 м и 700 x 700 м, что позволяет рассмотреть потенциальные возможности разработки залежи при различных плотностях сетки (8 га/скв., 12,4 га/скв., 17,9 га/скв., 21,3 га/скв., 24,1 га/скв.). Все варианты предусматривают применение ГРП для определения потенциальных возможностей разработки месторождения с использованием данной технологии на полное развитие.

Годом начала реализации программы пробной эксплуатации Майского месторождения является 2007 г. Продолжительность периода пробной эксплуатации составляет 3 года, после чего месторождение разбуривается на полное развитие. Во всех вариантах предусмотрено бурение в период ПЭ нескольких разведочных скважин.

На период пробной эксплуатации предполагается разбуривание двух элементов обращенной пятиточечной системы. Учитывая имеющиеся скважины 392Р и 393Р, предлагается произвести бурение проектных скважин 588, 572, 564, 573, 587, 593, 676 с переводом скважин 392Р и 676 под нагнетание в 2008 г. На всех добывающих скважинах проводится ГРП (7 ед.) для определения потенциальных возможностей разработки месторождения с применением ГРП на полное развитие. Расстояние между скважинами 400 м.

В 2008 г. в юго-восточной части залежи предлагается бурение двух разведочных скважин (5145 в 2008 г. и 5134 и 2009 г.) для перевода запасов категории С₂ в промышленную категорию. При дальнейшей разработке месторождения по пятиточечной схеме (с 2010 г.) предлагается пробурить 182 добывающих и 191 нагнетательная скважина. Число проводимых ГРП - 66 ед.

Все характеристики расчетных вариантов предложенных фирме Альянснефтегаз для разработки пласта Ю_14-15 предложены в таблице 3.3.

А так же карта плана разработки пласта на рисунке 3.3.

Для наиболее выгодного технико-экономической разработки были представлены пять вариантов объекта Ю_14-15 и выбран наиболее экономичный третий вариант разработки. Который принесет наибольший доход фирме и государству при минимальном капиталовложении и эксплуатационных затратах. Эти данные представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.3 - Основные характеристики расчётных вариантов разработки объекта Ю14-15

Характеристики	Расчётные варианты
	1	2	3	4	5
Расстояние между скважинами, м	400x400	500x500	600x600	600x600	700x700
Плотность сетки скважин	8	12,4	17,9	21,3	24,1
Режим работы	Водонапорный
Система разработки	5-точечная
Фонд проектных скважин, шт.:
добывающих	190	119	84	84	62
нагнетательных	192	119	83	83	62
Фонд резервных скважин, шт.	-
Ввод системы ППД	2008 г.
Режим работы скважин:
Pзаб добывающих, МПа	12
Pзаб нагнетательных, МПа	45
Особые условия	ГРП добы-вающих скважин	ГРП добы-вающих скважин	ГРП добы-вающих скважин		ГРП добы-вающих скважин
Коэффициент эксплуатации скважин, д. ед.	0,90

Рисунок 3.3 - Карта плана разработки пласта Ю_14-15.

Таблица 3.4 - Технико-экономические показатели вариантов объект Ю_14-15

	Варианты
Показатели	1	2	3	4	5
Расчётный срок разработки, лет	86	100	100	100	100
Рентабельный срок разработки, лет	5	17	30	27	32
Накопленная добыча нефти, тыс. тонн	9871.13	10100.58	13591.24	10146.87	10177.26
КИН, %	0.306	0.314	0.422	0.315	0.316
Капитальные вложения, млн. руб.	24762.7	16341.5	16174.2	11947.6	9606.1
Эксплуатационные затраты, млн. руб.	73656.8	66240.0	77918.6	65794.0	56175.7
Дисконтированный поток наличности (15%), млн. руб.	-3524.5	-1466.8	-1040.2	-1453.4	73.3
Индекс доходности, PI (15%)	0.6	0.8	0.9	0.7	1.0
Доход государства (15%), млн. руб.	11055.1	12529.8	17437.3	9082.7	11568.8

Для обоснования режимов работы добывающих скважин для эксплуатационных объектов Ю₁^3-4 и Ю_14-15 был проведен системный (узловой) анализ, который позволяет предсказать поведение системы добычи, включающей в себя пласт, скважину и поверхностные трубопроводы. Данный метод широко используется в нефтяной практике во всем мире. Основная область его применения - оптимизация работы системы добычи.

С помощью системного анализа были проведены расчеты по характеристике работы скважины для фонтанного режима и условий механизированной добычи (ЭЦН):

- при начальных пластовых условиях;

- при падении пластового давления;

- до и после ГРП.

Для оценки продуктивности скважин были использованы средние значения эффективной проницаемости по нефти и эффективной нефтенасыщенной толщины по залежам месторождения. Все расчеты проведены для нулевой обводненности и отсутствия скин-эффекта.

Не рекомендуется эксплуатировать скважины фонтанным способом, так как в этом случае депрессия на пласт будет ограничена относительно высокими забойными давлениями для эксплуатационного объекта Ю₁^3-4, что приведет к низким уровням добычи нефти и ухудшит экономические показатели разработки. Так, скважины, пробуренные на Ю₁^3-4, на начальной стадии будут фонтанировать с дебитами жидкости, не превышающими 35 м³/сут. при начальном пластовом давлении и устьевом давлении Р_у = 1 МПа. Забойное давление при этом будет составлять около 17 МПа (график 3.7.). При расчетах движения газожидкостной смеси по насосно-компрессорным трубам использовалась модифицированная корреляция Хагедорна и Брауна. Предельное пластовое давление, при котором скважина перестанет фонтанировать при нулевой обводненности, по расчетам составляет 19 МПа.

Эксплуатационный объект Ю_14-15 характеризуется значительным газовым фактором, что обеспечивает значительные дебиты скважин при эксплуатации их фонтанным способом. Необходимо отметить, дебит фонтанных скважин будет значительно снижаться под воздействием таких факторов, как падение пластового давления и увеличение обводненности продукции. Требование к забойному давлению скважин, эксплуатирующих нижний объект - 17 МПа в период пробной эксплуатации до ввода системы ППД и 12 МПа после ввода системы ППД (график 3.8.).

Расчеты по механизированной добыче нефти производились на проектное значение забойного давления Р_заб = 7 МПа и нулевую обводненность для пласта Ю₁^3-4. При начальном пластовом давлении и скин-факторе, равном нулю, скважины, пробуренные на пласт Ю₁^3-4, с ЭЦН будут давать в среднем 72 м³/сут нефти (график 3.7.). Скважины пласта Ю_14-15 с Р_заб = 12 МПа будут работать с дебитом 63 м³/сут (график 3.8.). При падении пластового давления до 18 МПа дебиты скважин по обоим объектам разработки снизятся приблизительно в два раза для пласта Ю₁^3-4, и в три раза для пласта Ю_14-15.

Рекомендуемым вариантом разработки верхнего эксплуатационного объекта предусматривается бурение горизонтальных добывающих скважин. По расчетам потенциала подобных скважин на фонтанном способе эксплуатации ожидается получить дебит нефти в среднем 250 м³/сут. При механизированном способе эксплуатации, при снижении забойного давления до 7 МПа средний дебит будет составлять около 500 м³/сут. (график 3.9.).

Исходя из вышесказанного, настоящим проектом на месторождении предлагаются следующие мероприятия:

при вводе скважин в эксплуатацию на пласт Ю₁^3-4 оборудовать их установками ЭЦН, что позволит достигнуть проектные годовые уровни добычи нефти путем снижения забойного давления до 7 МПа

при вводе скважин в эксплуатацию на пласт Ю_14-15 оборудовать их установками ЭЦН при увеличении обводненности или падении пластового давления для поддержания проектных дебитов

при вводе добывающих скважин в работу, расположенных в ЧНЗ эксплуатационного объекта Ю_14-15, проводить ГРП.

Оценка прироста дебита добывающих скважин после ГРП производилась для псевдоустановившегося режима фильтрации, скин-фактор после ГРП оценивался по методике М. Economides и др., главной целью которой является достижение максимального безразмерного технологически достижимого коэффициента продуктивности для фиксированного объема закачки проппанта, результаты расчетов представлены в таблице 3.5 [6].

Таблица 3.5 - Результаты расчета параметров трещины после ГРП и потенциального дебита для средних параметров пласта

Масса проппанта, т	Число проппанта, Np	Безразмерный коэффициент продуктивности, JD	Скин-фактор, S	Полудлина трещины, м	Ширина трещины, м	Потенциальный по жидкости, м3/сут
1	2	3	4	5	6	7
5	0,185	0,53	-4,8	56	0,001	99,5
10	0,37	0,644	-5,2	77	0,002	114
20	0,741	0,81	-5,5	102	0,0027	133
30	1,111	0,929	-5,7	117	0,0035	145
40	1,481	1,02	-5,8	126	0,0044	153
50	1,852	1,092	-5,9	132	0,0062	160
60	2,222	1,153	-5,9	136	0,0061	164
70	2,593	1, 204	-5,9	140	0,007	168

По результатам расчетов оптимальный объем закачки проппанта в процессе ГРП был определен на уровне 70 т. Приведенный расчет проводился для средних значений взятых для Ю_14-15. Соответственно, в среднем по результатам проведения ГРП ожидается потенциальный дебит добывающей скважины порядка 170 м³/сут. Однако перед проведением ГРП требуется для каждой добывающей скважины разрабатывать свой оптимальный дизайн трещины, который бы обеспечивал наибольший экономический эффект.

Необходимо отметить, что в таблице 3.5 величина скин-фактора соответствует начальному значению сразу после проведения операции. Учитывая эффект затухания ГРП и переход от псевдо-установившегося режима фильтрации к установившемуся, при моделировании скин-фактор был принят равным - 4, что, в свою очередь, соответствует средней достижимой величине скин-фактора для месторождений Томской области (юрские отложения).

График 3.7 - Режим работы скважин при фонтанном и механизированном способе эксплуатации скважин, пласт Ю₁^3-4

Размещено на http://www.allbest.ru/

График 3.8 - Режим работы скважин при фонтанном и механизированном способе эксплуатации скважин, пласт Ю_14-15

Размещено на http://www.allbest.ru/

График 3.9 - Режим работы горизонтальной скважины при фонтанном и механизированном способе эксплуатации скважин, пласт Ю₁^3-4

На этапе пробной эксплуатации (2007 - 2009 гг.) на Майском месторождении планируется пробурить 21 скважину (13 эксплуатационных, 7 разведочных, 1 поглощающую и 1 резервную), общее количество проектных добывающих скважин в период полного развития составляет 55 добывающих и 69 нагнетательных скважин. Динамика показателей эксплуатации добывающих скважин на период 2007 - 2015 гг. представлена в таблицах 3.6 и 3.7.

Необходимо иметь в виду, что текущие коэффициенты продуктивности скважин в процессе эксплуатации могут снижаться, поэтому для поддержания расчетных показателей разработки необходимо проведение комплекса мероприятий по их сохранению. [7].

Таблица 3.6 - Показатели эксплуатации скважин Майского месторождения, объект Ю₁^3-4

Способ эксплуатации	Показатели	Годы
		2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
ЭЦН	Ввод добывающих скважин	4	6	0	8	0	0	0	0	0
	Средний экспл. фонд доб. скважин	6	12	12	21	21	21	21	21	21
	Дебит по жидкости, м3/сут
	максимальный	188	274	285	291	232	185	172	168	171
	минимальный	10	7	7	7	7	7	7	7	7
	Средняя обводненность, %	1,1	1,6	2,0	8,6	26,7	37,4	43,6	49,5	55,4

Таблица 3.7 - Показатели эксплуатации скважин Майского месторождения, объект Ю_14-15

Способ эксплуатации	Показатели	Годы
		2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
ЭЦН	Ввод добывающих скважин	3	6	0	8	8	9	8	8	9
	Средний экспл. фонд доб. скважин	4	10	10	27	45	63	81	99	117
	Дебит по жидкости, м3/сут
	максимальный	169	157	151	146	132	142	148	145	145
	минимальный	12	12	12	12	12	12	12	12	12
	Средняя обводненность, %	1,9	2,9	4,5	8,5	9,5	10,9	13,7	19,1	26,6

4. Анализ методов интенсификации на Майском нефтяном месторождении

4.1 Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

4.1.1 Сущность ГРП

Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих пласты с низкими коллекторскими свойствами, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Характеризуемый как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается вдоль плоскости, расположенной перпендикулярно направлению минимальных напряжений, благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости. Это приводит к расширению области пласта, дренируемой скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. [4].

Проведение ГРП преследует две главные цели:

повышение продуктивности пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины

создание высокопроницаемого канала притока в поврежденной призабойной зоне.

В итоге, кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также, увеличивается конечная нефтеотдача за счет выработки слабо дренируемых зон и пропластков.

Наиболее высокая эффективность этого метода может быть достигнута при проектировании ГРП как элемента системы разработки с учетом системы размещения скважин и оценкой их взаимовлияния при различных сочетаниях обработки добывающих и нагнетательных скважин. Эффект от проведения ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва, но и влияние взаимного расположения скважин, распределения неоднородности пласта и др. Таким образом, систематический авторский надзор за внедрением ГРП, что позволяет принимать оперативные меры для повышения его эффективности. [8].

В проектировании данных операций нужно учитывать геологические условия каждой скважины, на которой планируется ГРП. Соответственно по каждой скважине оптимизироваться параметры трещины с физической и экономической точки зрения. [4].

4.1.2 Технология проведения ГРП

1. Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета проекта гидроразрыва пласта.

2. Составляется программа проведения гидроразрыва по результатам расчета на ЭВМ.

3. На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.

4. Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.

5. Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.

6. Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.

7. Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 700 атм. в течение 10 мин.

8. При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.

9. После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается чистая чистой загеленной жидкости разрыва (подушка до 450 м³).

10. За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы проппанта от 100 до 1200 кг/м³ до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 450 атм. Для закрепления трещин закачивается 200-300 тонн. проппанта.

11. Непосредственно за смесью проппанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.

12. Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3-7 м³/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.

13. Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.

14. В процессе гидроразрыва ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества проппанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по гидроразрыву с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП. [2].

На Майском месторождении рекомендовалось проводить ГРП на скважинах, расположенных в ЧНЗ пласта Ю_14-15 на расстоянии не менее 100 м от ВНЗ для предотвращения преждевременного обводнения скважинной продукции. Дополнительным фактором в пользу использования ГРП при эксплуатации залежи Ю_14-15 является увеличение дебита нефти в 23 раза (1,1 м³/сут. и 23,3 м³/сут.). После проведенного на скважине 392Р гидроразрыва пласта и освоения его с помощью свабирования и ЭЦН, так же был проведен ГРП на скважинах 542, 539, 202, 205, 393Р, 397. По скважинам 542, 202 и 393Р были проведены исследования. Они показали эффективность ГРП. [7].

Приток по этим скважина вырос в 25-30 раз. Скважины 539, 205, 397 на данный момент ведется освоение и исследование эффективности ГРП. Ниже предоставлены расчеты и сводка по ГРП проведенном на скважине № 202 при закачке 301 тонны проппанта. Все данные приведены в таблицах, а так же графики при проведении ГРП. [6].

Таблица 4.1 - План входной обработки (поверхности.)

№ стад.	Расход смеси (м3/мин)	Объем жидкости по стадиям (м3)	Время стадии (мин)	Тип стадии	Тип флюида	Тип проп	Конц. проп. От (кг/куб. м)	Конц. проп. До (кг/куб. м)
1	4,5	14,6	3,2444	До набивк	K30H	0000	0	0
2	0	0	25	Закрытие	K30H	0000	0	0
3	4,5	8	1,7778	До набивк	K30H	0000	0	0
4	4,5	6	1,4081	До набивк	K30H	ВР1	50	300
5	4,5	16,8	3,7333	До набивк	K30H	0000	0	0
6	4,5	14,6	3,2444	промывка	KLIN	0000	0	0
7	0	0	25	Зкрытие	KLIN	0000	0	0
8	4,5	450	100	До набивк	K30H	0000	0	0
9	4,5	65	15,37	Проппант	K30H	ВР1	200	200
10	4,5	68	16,564	Проппант	K30H	ВР1	200	400
11	4,5	69	17,791	Проппант	K30H	ВР1	400	600
12	4,5	73	19,862	Проппант	K30H	ВР1	600	800
13	4,5	75	21,505	Проппант	K30H	ВР2	800	1000
14	4,5	75	22,581	Проппант	K30H	ВР2	1000	1200
15	4,5	25	7,7061	Проппант	K30H	RCР2	1200	1200
16	4,5	0,8	0,2466	Проппант	K30H	ВР2	1200	1200
17	4,5	14,5	3,2222	промывка	KLIN	0000	0	0

Тип флюида: K30H - 3.6=30# сшитый гель, WG46DSH, 200HT. Тип флюида: KLIN - линейный гель, WG46DSH. Тип проппанта: 0000 - no proppant. Тип проппанта: BP1 - 16/30 BorProp. Тип проппанта: BP2 - 12/18 BorProp. Тип проппанта: RCP2 - 12/18 ForeRCP

Таблица 4.2 - Закачивание по плану обработки (поверхности.)

№ стадии	Средний расход смеси м3/мин	Объем жидкости м3	Объем смеси м3	Общий объем смеси м3	Общее время (мин)	Концен трация от Кг/м3	Концен- трация до Кг/м3	Масса пропанта по стадиям кг
1	4,5	14,6	14,6	14,6	3,2444	0	0	0
2	0	0	0	14,6	28,244	0	0	0
3	4,5	8	8	22,6	30,022	0	0	0
4	4,5	6	6,3365	28,937	31,43	50	300	1050
5	4,5	16,8	16,8	45,737	35,164	0	0	0
6	4,5	14,6	14,6	60,337	38,408	0	0	0
7	0	0	0	60,337	63,408	0	0	0
8	4,5	450	450	510,34	163,41	0	0	0
9	4,5	65	69,167	579,5	178,78	200	200	13000
10	4,5	68	74,539	654,04	195,34	200	400	20400
11	4,5	69	80,058	734,1	213,13	400	600	34500
12	4,5	73	89,379	823,48	233	600	800	51100
13	4,5	75	96,775	920,25	254,5	800	1000	67500
14	4,5	75	101,61	1021,9	277,08	1000	1200	82500
15	4,5	25	34,678	1056,5	284,79	1200	1200	30000
16	4,5	0,8	1,1097	1057,7	285,03	1200	1200	960
17	4,5	14,5	14,5	1072,2	288,26	0	0	0

Общий объем смеси	1072,2	(куб. м)
Общий объем жидкости	975,3	(куб. м)
Общая масса проппанта	3,0101e+05	(кг)

Таблица 4.3 - Закачивание по плану обработки (забой)

№ стадии	Средний расход смеси м3/мин	Объем жидкости м3	Объем смеси м3	Общий объем смеси м3	Общее время (мин)	Концен трация от Кг/м3	Концен- трация до Кг/м3	Масса пропанта по стадиям кг
скважина	4,5	14,561	14,561	14,561	3,2357	0	0	0
1	0,51692	14,6	14,6	29,161	31,48	0	0	0
2	0	0	0	29,161	31,48	0	0	0
3	4,5	8	8	37,161	33,258	0	0	0
4	4,5	6	6,3365	43,497	34,666	50	300	1050
5	4,5	16,8	16,8	60,297	38,399	0	0	0
6	0,51692	14,6	14,6	74,897	66,644	0	0	0
7	0	0	0	74,897	66,644	0	0	0
8	4,5	450	450	524,9	166,64	0	0	0
9	4,5	65	69,167	594,06	182,01	200	200	13000
10	4,5	68	74,539	668,6	198,58	200	400	20400
11	4,5	69	80,058	748,66	216,37	400	600	34500
12	4,5	73	89,379	838,04	236,23	600	800	51100
13	4,5	75	96,775	934,81	257,74	800	1000	67500
14	4,5	75	101,61	1036,4	280,32	1000	1200	82500
15	4,5	25	34,678	1071,1	288,02	1200	1200	30000
16	4,5	0,75617	1,0489	1072,2	288,26	1200	1200	907,4

Общий объем смеси	1072,2	(куб. м)
Общий объем жидкости	975,32	(куб. м)
Общая масса проппанта	3,0096e+05	(кг)

Таблица 4.4 - Решение гидравлики скважины

Требуемая гидровлическая мощность	3626,9	кВатт
Поверхностное давление, мин.	174,39	Атм.
Поверхностное давление, макс.	476,89	Атм.
Забойное давление, мин.	477,55	Атм.
Забойное давление, макс.	512,47	Атм.
Давление силы тяжести, мин.	303,16	Атм.
Давление силы тяжести, макс.	468,34	Атм.
Потеря давления на трение, мин.	85,179	Атм.
Потеря давления на трение, макс.	413,37	Атм.

Таблица 4.5 - Решения продвижения трещины (Расчетные значения в конце обработки)

пласт	Ю1 (2)
Объем закаченной смеси	1072,2	м3
Объем закаченной жидкости	975,32	м3
Объем потерь жидкости	717,37	м3
Эффективность рабочей жидкости	0,3309
Чистое давление разрыва	31,359	Атм.
Длина (одно крыло)	177,46	м
Верхняя высота трещины	23,526	м
Нижняя высота трещины	43,5	м
Общая высота трещины	67,026	м
Максимальная ширина трещины в зоне перфорации	31,276	мм
Средняя гидравлическая ширина трещины	16,962	мм

Таблица 4.6 - Сводка расчета проппанта

Пласт	Ю1 (2)
Созданн. длина трещины (конец закачки)	177,46	(м)
Общая закрепл. длина трещины	176,77	(м)
Средн. закрепл. высота трещины	55,558	(м)
Средн. закрепл. длина в продукт. зоне	40,64	(м)
Средн. закрепл. ширина в скважине	12,713	(мм)
Средн. закрепл. ширина в продукт. зоне	9,1239	(мм)
Макс. ширина в конце закачки у перфор. отв.	31,276	(мм)
Средн. конц. проп. /Площадь разрыва	15, 207	(кг/м2)
Средн. конц. проп. /Площ. в продукт. зоне	18,227	(кг/м2)
Средн. проводим. трещины в продукт. зоне	2288,7	(мд·м)
Средн. безр. провод. трещины в продукт. зоне	16,184
Отношение разорв. трещин	0,45691
Расчетное время закрытия	92,77	(мин)

Таблица 4.7 - Свойства пород

Литология пласта	Кровля (верт.), м	Кровля (измер.), м	мощность, м	градиент разрыва, МПа/100м	модуль Юнга, Мпа	Коэффи- циент Пуассона
Аргиллит	-	-	-	1,76	8000	0,25
уголь	2947,43	3082,7	5,5	1,76	3000	0,30
Аргиллит	2952,93	3088,2	2,3	1,76	8000	0,25
Аргиллит	2955,23	3090,5	1,8	1,74	8000	0,25
Ю12	2957,03	3092,3	0,9	1,62	7000	0,15
Аргиллит	2957,93	3093,2	0,5	1,73	8000	0,25
Ю12 заглин	2958,43	3093,7	2,3	1,65	7500	0,25
уголь	2960,73	3096	1	1,76	3000	0,30
Аргиллит	2961,73	3097	3	1,74	8000	0,25
уголь	2964,73	3100	1,8	1,76	3000	0,30
Аргиллит	2966,53	3101,8	3,4	1,76	8000	0,25
Ю13 заглин	2969,93	3105,2	1	1,67	7500	0,25
Аргиллит	2970,93	3106,2	0,4	1,74	8000	0,25
Ю13 заглин	2971,33	3106,6	0,7	1,67	7500	0,25
Аргиллит	2972,03	3107,3	0,6	1,74	8000	0,25
Ю13 заглин	2972,63	3107,9	0,5	1,67	7500	0,25
Аргиллит	2973,13	3108,4	0,1	1,74	8000	0,25
Ю13 заглин	2973,23	3108,5	1,5	1,67	7500	0,25
Пес-к. карборат	2974,73	3110	1	1,67	7400	0,25
уголь	2975,73	3111	2	1,76	3000	0,30
Аргиллит	2977,73	3113	3,3	1,76	8000	0,25
Ю14-15	2981,03	3116,3	3,9	1,62	7000	0,15
Аргиллит	2984,93	3120,2	0,6	1,68	8000	0,25
Ю14-15	2985,53	3120,8	4,5	1,62	7000	0,15
Аргиллит	2990,03	3125,3	0,7	1,68	8000	0,25
Ю14-15	2990,73	3126	1	1,62	7000	0,15
Аргиллит	2991,73	3127	1,4	1,72	8000	0,25
Ю14-15	2993,13	3128,4	1,2	1,62	7000	0,15
Аргиллит	2994,33	3129,6	1,3	1,7	8000	0,25
Ю14-15	2995,63	3130,9	7,2	1,62	7000	0,15
Пес-к. карборат	3002,83	3138,1	0,9	1,65	7400	0,25
Аргиллит	3003,73	3139	2	1,74	8000	0,25
Аргиллит	3005,73	3141	3	1,73	8000	0,25
Ю16	3008,73	3144	5,8	1,62	7000	0,15
Аргиллит	3014,53	3149,8	0,7	1,72	8000	0,25
Ю16	3015,23	3150,5	0,5	1,62	7000	0,15
Аргиллит	3015,73	3151	0,7	1,72	8000	0,25
Ю16	3016,43	3151,7	4,6	1,62	7000	0,15
Аргиллит	3021,02	3156,3	0,6	1,7	8000	0,25
Ю16	3021,62	3156,9	3,4	1,62	7000	0,15
Аргиллит	3025,00	3160,3	39,7	1,76	8000	0,25

Рисунок 4.1 - Трещина разрыва пласта

График 4.1 - Чистое давление функция времени

График 4.2 - Эффективность функция времени

График 4.3 - Давление обработки на забое и поверхности

Таблица 4.8 - Данные пласта

Пласт	Ю (14-15) +Ю16
Проводимость трещины kfwf	2288,7	(мд*м)
Безразмерная проводимость, БПТ (расченое)	16,184
Закрепленная длинна трещины	176,77	(м)
Высота продуктивной зоны	35	(м)
Начальное пластовое давление	300	(атм.)
Общая пластовая сжимаемость	0,0003	(1/атм.)
Эквивалентная пластовая проницаемость	0,8	(мд)
Эквивалентная пластовая пористость	13	(%)
Эквивалентная вязкость пластового флюида	1	(сп)

Таблица 4.9 - Данные эксплуатации

Забойное давление (атм.)	Время (сутки)	Шаг времени (сутки)
80	35	35
80	90	35
80	135	35
80	180	35

Таблица 4.10. - Данные скважины

Радиус ствола	10,8	(см)
Объемный фактор пласта	1,255	(пл. м3/ст. м3)
Скин-фактор в призабойной зоне	-6,32

Таблица 4.11. - Расчет продуктивности

Время (сутки)	Дебит (м3/сутки)	Накопленная добыча (тыс. м3)	Среднее давление (атм.)	Забойное давление (атм.)	Коэффициент увеличения дебита Q/Qбаза (J/Jo (t))
35	281,05	16,952	300	80	7,3793
37	275,27	17,508	300	80	7,2562
55	238	22,113	300	80	6,451
90	200,07	29,744	300	80	5,6078
91	199,31	29,944	300	80	5,5906
100	192,98	31,709	300	80	5,447
135	174,47	38,129	300	80	5,0229
136	174,05	38,303	300	80	5,0132
145	170,48	39,853	300	80	4,9309
180	159,45	45,623	300	80	4,6766

График 4.4 - Временная функция

4.1.3 Оборудование используемое при ГРП

Организация гидроразрыва состоит в приготовлении соответствующих реагентов в качестве жидкости гидроразрыва и последующей закачки ее в продуктивную зону с низким расходом и под высоким давлением с тем, чтобы расклинить породу, образовать в результате трещину как результат гидравлического воздействия. Прежде всего, чистая жидкость закачивается в скважину для инициирования трещин и ее продвижение в пласте. После этого суспензия продолжает развивать трещину.

Подготовка жидкости ГРП производится на кусту скважин, непосредственно перед закачкой ее в пласт. Система подготовки жидкости ГРП включает: песковоз, емкости с гелеобразной жидкостью, смесительный агрегат (блендер). При приготовлении гелеобразной жидкости для ГРП главное подготовить воду. Если в воде будут бактерии, то гель начнет распадаться и жидкость для ГРП испортится, что повлечет срыв ГРП. [3].

Обвязка системы имеет 1,5-кратный запас прочности. Перед началом ГРП, оборудование и обвязка опрессовываются на рабочее давление. Управление непосредственно ГРП осуществляется через компьютерный центр. [1].

Для производства ГРП используется следующая техника:

1. УРАЛ-ЦА 320,УРАЛ-4320 пожарная машина,

2. MERCEDES песковоз,

3. MERCEDES хим. фургон,

4. MERCEDES блендер,

5. MERCEDES насосная установка,

6. MERCEDES цемент агрегат,

7. MERCEDES трубовоз,

8. MERCEDES лаборатория,

9. УАЗ-3962 санитарный фургон,

10. К-700 вакуумная установка.

Рисунок 4.2 - Принципиальная схема расстановки оборудования при ГРП и оборудования забоя скважины

4.1.4 Зависимость эффективности ГРП от коллекторских свойств пласта

Основной целью производства ГРП является интенсификация выработки запасов нефти, сосредоточенных в прерывистых коллекторах, в зонах трудно извлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти. За период с 2005 по 2008 годы гидроразрыв пласта произведен на шести добывающих скважинах. Для проведения работ по ГРП использовался фонд скважин, характеризуемый как малодебитный слабопроницаемого пласта Ю_14-15. Средний приток нефти по данной категории скважин составлял 3,5 т/сут.

В результате проведения гидроразрыва пласта по данной группе добывающих скважин произошло существенное улучшение технологических показателей. Данные мы видим в таблице 4.13. Так как ГРП производились сразу после бурения, мы можем сравнивать только разность притоков до ГРП и после дебит скважины. Исследование проводились на разведывательных скважинах, и приток колебался от 1,1 т/сут до 5 т/сут. Средний приток составляет 3,5 т/сут. Сравнивая полученные притоки до ГРП и дебит после ГРП, таблица 4.13. и сравнивая коллекторские свойства каждой скважины, таблица 4.12. мы видим, что скважин 393Р и 539 имеют лучшие коллекторские свойства и по этим скважинам лучший дебит. В связи с тем, что при ГРП было закачено много жидкости, а так же после работы КРС на данный момент анализ воды показывает, что это раствор глушения и раствор ГРП. Но и на первоначальном этапе видно, что качество ГРП обводненность и дебит по скважинам, где проводилась интенсификация с помощью ГРП, зависит от коллекторских свойств пласта. [5].

Таблица 4.12 - Коллекторские свойства скважин, на которых проводилось ГРП.

№ скважины	Пласт	Литология	Нэф. м.	Кпр мД.	Кп. %	Кгл. %	Rпл. Омм
202	Ю14	Песчаник с прослоями глины и песчаника карбонизиро- ванного	2,3	2,6	16,15	16,65	9,5
202	Ю15		1,87	133,88	21,55	12,57	11,58
392Р	Ю14	Песчаник с прослоями глины и песчаника карбонизиро- ванного	5,8	1,63	12,7	14,6	9,1
392Р	Ю15		14,5	1,44	12,67	16	11,2
393Р	Ю14	Песчаник с прослоями глины и песчаника карбонизиро- ванного	4,1	1,79	14,8	13,2	9,98
393Р	Ю15		21,7	0,89	14,1	15,3	9,91
539	Ю14	Песчаник с прослоями глины и песчаника карбонизиро- ванного	3,4	1,97	15,13	13,6	9,73
539	Ю15		22,8	0,61	13,8	15,68	10,16
542	Ю14	Глинистый песчаник	6,2	1,61	12,65	14,75	8,93
542	Ю15		16	1,46	12,6	15,95	11,1

4.1.5 Анализ эффективности ГРП

ГРП является технологией, позволяющей увеличить область дренирования пласта. Без ГРП осуществляется радиальный приток жидкости, направленный к одной точке элемента - забою скважины. После ГРП создающаяся зона трещиноватости, является активной дренажной системой, позволяющей увеличить удельную поверхность породы, участвующей в фильтрации. [2].

После разрыва пласта и закрепления трещины пропантом образуется двойная среда трещины (высокопроводящие каналы) и поровые блоки (исходная матрица породы). Фильтрация флюидов происходит аналогично и в микрообъеме пласта (в керне).

В первую очередь вытеснение нефти происходит из наиболее крупных пор, характеризующихся лучшими коллекторскими свойствами, и одновременно с этим начинается фильтрация нефти из более мелких пор в более крупные.

В случае с гидроразрывом первоначальное движение флюидов осуществляется по трещинам (высокопроводящим каналам) и одновременно с этим происходит фильтрация нефти из поровых блоков (матрицы породы) в трещины. [4].

Анализ имеющегося кернового материала свидетельствует о том, что среди юрских залежей, объект Ю_14-15 наиболее сильно подвергался активным вторичным изменениям - уплотнению и процессам вторичного минералообразования.

Основной целью производства ГРП является интенсификация выработки запасов нефти, сосредоточенных в прерывистых коллекторах, в зонах трудно извлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти.

За период с 2005 по 03.2008 годы гидроразрыв пласта произведен на 6 добывающих скважинах.

Для проведения работ по ГРП использовался фонд скважин, пробуренных в пласт Ю_14-15 характеризуемый как малодебитный. Средний коэффициент продуктивности скважин для пласта Ю_14-15 составил около 3,75 м³/сут/МПа при нулевом скин-факторе, средней проницаемости 2,7 мД и средней мощности 19,7 м. [5].

В результате проведения гидроразрыва пласта произошло существенное улучшение технологических показателей. Исследование показали, что до проведения ГРП приток на 392Р составлял Q=1,1 м³/сут при пластовом давлении 28,4 МПа. После проведения ГРП приток составил 31,8 м³/сут по жидкости, по нефти составило 23,3 м³/сут и по воде 8,5 м³/сут при давлении 28,4 МПа. [6].

Согласно данным, степень реализации потенциала, созданного после проведения ГРП, достаточно высок. Таким образом, проведенный анализ показал, что эффект от ГРП, в условиях объекта Ю_14-15 Майского месторождения, достаточно стабилен, прирост дебита жидкости составляет в среднем 35 м³/сут., и продолжительность его не ограничивается анализируемым периодом. [7].

Непродолжительный период эксплуатации после ГРП пока не позволяет сделать однозначных выводов. Однако, эксплуатация скважин со значительно высоким притоком по нефти, чем до интенсификации, позволяет извлечь больший объем углеводородов за срок жизни скважин, тем самым, способствуя увеличению конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Положительное влияние от проведения ГРП на дальнейшую эксплуатацию скважин в значительной мере зависит от степени сформированности системы воздействия на объект. В свою очередь, темпы и динамика обводнения зависят от направления геологического строения и структуре запасов, но и геометрии распространения трещин.

В связи с этим дальнейшее решение проблемы эффективной эксплуатации добывающих скважин и участков проведения ГРП работ по ГРП связано с исследовательскими работами по определению направления трещин и адаптации системы заводнения по отношению к ориентации зоны трещиноватости.

В результате проведения ГРП имеем значительное увеличение дебитов скважин, (относительно базового варианта, без ГРП). Необходимо отметить также, что область применения ГРП не ограничивается низкопродуктивными зонами, проведение ГРП также возможно в песчаных телах, не имеющих гидродинамической связи с зоной закачки.

В целом отмечается высокая продолжительность эффекта, обусловленная стабилизацией, как обводненности, так и дебитов жидкости. Для оценки прироста дебита жидкости и продолжительности эффекта после производства работ по интенсификации была построена динамика показателей эксплуатации скважин, в которых проводились работы, приведенная к одной дате начала проведения ГРП для избежание влияния временных факторов. Результаты показывают, что на объекте Ю_14-15 эффект от ГРП, достаточно стабилен и сохранение его не ограничивается анализируемым периодом. [7].

На Южном поднятии после проведения работ величина дебита нефти составляла порядка 23,3 м³/сут на скважину при обводненности 30%, прирост при этом составлял 22 м³/сут. К концу первого года отмечалась стабилизация дебита нефти на уровне 17 - 18 м³/сут при обводненности 40-50%, которая сохраняется на протяжении всего рассматриваемого периода.

В куполе северо-западного поднятия (393Р, 539) аналогичная картина - в начале послеоперационного периода произошло увеличение дебита жидкости до 35-100 м³/сут (прирост составил 25 - 45 м³/сут) при обводненности 10-55%.

Рассматривая эффективность метода по поднятиям, можно отметить, что на Южном поднятии (скважины 392Р, 542,), характеризующемся крайне сложным геологическим строением, низкими коллекторскими свойствами, увеличение дебита нефти произошло с базового - 1,1 м³/сут до потенциального - 23,3 м³/сут (в 23 раза). На северо-западном поднятии (393Р), имеющем лучшее геологическое строение, дебит жидкости возрос с базового - 5 м³/сут до потенциального - 35-100 м³/сут (в 7-10 раз). В связи с тем, что ГРП проводят сразу после бурения берется базовый приток полученный при исследовании разведовательных скважи который коллеблится от 1,1 до 5 м³/сутки. [7].

Чем ниже проницаемость, тем медленнее происходит процесс фильтрации, тем выше коэффициент падения дебита жидкости скважин в процессе эксплуатации.

Оценивая эффективность ГРП, следует отметить его положительное влияние на полноту вовлечения запасов нефти в разработку. Одним из основных параметров, определяющих объем извлекаемых запасов, является коэффициент охвата, учитывающий степень дренирования пластовой нефти (таб.4.13).

Создание систем трещин в слабопроницаемых коллекторах, безусловно, увеличивает степень вскрытия и приведенный радиус скважин, создает дополнительно высокопроницаемые каналы, по которым осуществляется фильтрация. Это позволяет более эффективно эксплуатировать скважины в сложных геологических условиях, что в свою очередь приводит к увеличению текущего коэффициента нефтеизвлечения. [7].

Таблица 4.13. - Средний дебит скважин после ГРП

№ скважины	Приток м3/сут	Дебит после ГРП м3/сут	Обводненность %	Примечание
392Р	1,1	38	39	УЭЦН
393Р	5	53	25	УЭЦН
397	1,5	70	98	УЭЦН
202	2,7	160	85	УЭЦН
205	2,4	-	100	Свабирование
542	2,5	80	65	УЭЦН
539	3,9	90	58	УЭЦН

Таким образом, мы видим, что массовое внедрение ГРП на объекте Ю_14-15 Майского месторождения позволило увеличить приток скважин, вывести их на рентабельный уровень эксплуатации, в конечном итоге, обеспечить благоприятную динамику выработки запасов нефти.

4.2 Бурение горизонтальных скважин

Основной целью бурения горизонтальных добывающих скважин является увеличение контакта с пластом и коэффициента продуктивности скважин. Важным фактором, влияющим на показатели эксплуатации горизонтальных скважин, является схема заканчивания их горизонтального забоя. В зависимости от геологических условий пласта горизонтальная скважина может быть закончена открытым стволом с установкой лайнера-хвостовика, лайнера с пакером или обсаженным стволом с последующей перфорацией колонны. Учитывая строение пласта Ю₁^3-4 и максимальное снижение скин-эффекта на Майском нефтяном месторождении при строении горизонтальной скважины, заканчивают скважину с установкой перфорированного хвостовика.

Влияние толщины пласта на продуктивность горизонтальной скважины достаточно значительно. Для данной длины горизонтальной скважины отношение L/h представляющее собой элементарное приращение площади контакта скважины, для пласта меньшей толщины намного больше, чем для пласта большей толщины.

Тип пласта определяет допустимые глубинные отклонения при бурении горизонтальных скважин. Основными особенностями разработки месторождения горизонтальными скважинами являются:

1. Кратное увеличение площади дренирования для горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными;

2. Приращение площади контакта скважины L/h для пласта меньшей толщины намного больше, чем для пласта большей толщины;

3. Снижение проницаемости пласта в вертикальном направлении значительно уменьшает продуктивность горизонтальной скважины;