Иногда необходимо вытеснение жидкости разрыва газом, что обеспечивает меньшее гидростатическое давление и способствует разгрузке скважины.

4.8 Анализ проводимых промысловых мероприятий по интенсификации притока

Современный этап разработки нефтяных месторождений характеризуется значительной степенью истощённости существенной части разрабатываемых месторождений, высокой в среднем обводнённостью добываемой продукции, малым объёмом геолого - разведочных работ, большим фондом бездействующих скважин, ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти, необходимостью значительных капиталовложений в реконструкцию систем разработки и добычи нефти. Следствием этого является устойчивая динамика падения сред него по стране коэффициента извлечения нефти (КИН). В настоящее время он оценивается на уровне 0,36 против 0,41-0,42 , имевших место в 90 - е года прошлого столетия [10,11]. Одним из основных недостатков существующих систем разработки является то, что закачиваемая в пласт вода вытесняет нефть преимущественно из высокопроницаемых пропластков, в результате чего они оказываются сильно обводнёнными. В последующем же, при попытке активизировать нефть в низкопроницаемых зонах, вытесняемая нефть попа дает в обводнённые участки. Следствием недоучёта особенностей геологического строения коллекторов является преждевременное обводнение скважин, значительный объём попутно добываемой воды. В этой связи возрастает роль грамотно направленных эффективных геолого - технических мероприятий (ГТМ), позволяющих оптимизировать добычу нефти, в значительной мере повысить КИН, снизить обводнённость скважин, в первую очередь, для слаборазрабатываемых и неразрабатываемых зон, характерных для поздних стадий разработки месторождений.

Необходимая для разработки ГТМ база данных включает в себя весьма широкий спектр характеристик пласта -- эффективная, начальная и текущая нефтенасыщенность толщин, проницаемость как нефтяных, так и водонасыщенных коллекторов, слияние пластов, их глинистость, базу перфорации, текущий фонд, остаточные извлекаемые запасы нефти по каждой скважине, добычу нефти и воды, закачку воды, а также карты текущих нефтенасыщенных толщин по пластам и горизонту в целом, карты проницаемости и глинистости, схему существующей системы поддержания пластового давления. В настоящее время в процессе разработки место рождений Западно - Сибирского нефтегазоносного региона находится большое количество пластов, представленных низкопроницаемыми коллекторами или коллекторами разной проницаемости. Месторождения характеризуются значительной и, к тому же, растущей обводнённостью продукции пластов, неоднородностью по проницаемости и относительно низкой нефтенасыщенностью. При их разработке происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и недонасыщенных нефтью пластов, частичное или полное отключение из процесса выработки средне - и низкопроницаемых прослоев [12]. Снижение продуктивности добывающих скважин, в частности, месторождений нефти и газа Юганского региона, наряду с другими причинами, связано с геолого - физическими особенностями про - дуктивных пластов и физико - химическими свойствами насыщающих их флюидов.

Для увеличения нефтеотдачи используется широкий ряд методов: повышение давления на линии нагнетания, своевременный перенос фронта нагнетания, очаговое заводнение, изоляция пластовых вод, переход на форсированный отбор жидкости (ФОЖ) и т. д. [13, 14]. Практика разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что для обеспечения высоких коэффициентов нефтеотдачи необходимо использование комплекса физических и физико - химических методов воздействия на газонефтеносные пласты и призабойные зоны скважин [15, 16]. Для выбора наиболее рационального варианта испытаний и внедрения методов увеличения нефтеотдачи в каждом конкретном случае необходимо подробное технико - экономическое обоснование. Одним из наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные пласты с целью повышения производительности скважин и увеличения нефтеотдачи (особенно в низкопроницаемых коллекторах) является гидравлический разрыв пласта (ГРП) [6]. В настоящее время ежегодно на месторождениях нефти Ханты - Мансийского автономного округа про - водится более тысячи операций по ГРП, при этом добыча жидкости из обработанных скважин увеличилась более чем в 3 раза. Другим действенным методом интенсификации добычи нефти является ФОЖ из добывающих (преимущественно -- обводнённых) скважин. ФОЖ увеличивает депрессию на пласт, при этом в более проницаемых пропластках давление снижается с более высокой скоростью, чем в менее проницаемых. В результате создавшегося перепада давления нефть перетекает из более нефтенасыщенного пропластка в менее нефтенасыщенный и увлекается водой к забою скважины; следовательно, при увеличении градиентов давления начинается движение нефти в малопроницаемых пропластках, в которых при меньших градиентах давления она находилась в покое. Это обстоятельство позволяет путём увеличения отбора жидкости создать условия для притока нефти из относительно малопроницаемых пропластков. Целесообразность использования метода ФОЖ для интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки залежей с водонапорным режимом при высокой обводнённости продукции скважин в настоящее время не вызывает сомнения. Однако это не исключает возможности применения данного метода и на более ранних стадиях разработки залежей. Нефтепромысловая практика показывает, что путём поэтапного увеличения отбора жидкости удаётся длительно удерживать стабильный уровень добычи нефти на отдельных скважинах и по всей залежи в целом [7].

В настоящее время широкое применение приобретают методы интенсификации добычи нефти, основанные на сочетании методов ФОЖ с физико - химическими методами увеличения нефтеотдачи, в частности, применением потокоотклоняющих технологий с использованием полимерно - гелевых составов, что позволяет существенно снизить обводненность продукции при одновременном увеличении добычи нефти.

4.9 Оценка технологической эффективности ГРП на пласты БС10

Целесообразность операций ГРП на месторождениях региона не вызывает сомнения, то вопрос об эффективности применения физико - химических методов в последние годы в определённой мере является дискуссионным. В этой связи в настоящей статье представлен опыт реализации наиболее востребованных физико - химических методов воздействия на нефтегазоносные пласты месторождений Юганского региона в период их масштабной реализации, в частности, в 1999-2003 г., что является, на наш взгляд, важным для планирования методов воздействия на пласт в настоящее время. Показаны роль ГТМ в процессах разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, результаты комплексного воздействия для повышения эффективности разработки терригенных коллекторов, а также анализ их реализации [9].

Комплексная технология интенсификации отбора жидкости и физико - химических МУН с целью повышения эффективности разработки объектов Юганского региона была использована и на ряде других месторождений -- Мамонтовском (пласты БС8, БС10, БС11), Тепловском (пласты БС6 и БС8), Усть - Балыкском (пласт БС10), Петелинском (пласт БС6), Правдинском (пласты БС6 и БС8), Северо - Салымском (пласты БС6 и БС8), Южно - Балыкском (пласт БС10), Южно - Сургутском (пла - стам БС10 - 1 и БС10 - 2).

В период с февраля 2000 года по март 2001 г на Усть - Балыкском месторождении был применен метод ГРП.

При проведении гидроразрыва пласта, для размыва был применен гель, основой для приготовления которого послужила нефть. В процессе проведения работ добавлялись различные добавки.

Объем закачиваемой жидкости варьировал от 49,9 м3 до 106,3 м³.

Результатом ГРП послужило увеличение притока нефти. Расчет показателя притока был произведен определением процента операций, в результате которых произошел прирост дебитов сырья в результате ГРП над базовым показателем по отношению к суммарному числу скважин, которые были введены в эксплуатацию.

Эффективность проведенного гидроразрыва оценивалась на основании кратности дебита. Базовым уровнем послужили значения дебита севажин до проведения ГРП.

Результат ГРП сложно спрогнозировать ввиду зависимости данного метода от множества сопутствующих факторов. Для каждого месторождения необходимо создание модели с учетом всех особенностей.

В данном случае результаты применения технологии ГРП были весьма успешны, наблюдался высокий прирост дебита. С другой стороны был выше среднего эффект жидеости.

При сопоставлении степени прироста дебита с толщиной пласта наблюдалось снижение эффекта ГРП с ростом толщины пласта.

На рисунке 4.6. представлена озвученная зависимость.

Рис. 4.7 - График зависимости показателей ГРП от толщины пласта.

Анализ влияния величины базового дебита на увеличение его в результате интенсификации, показал, чем меньше исходный дебит скважины, тем эффективнее применение ГРП. Данная зависимость хорошо наблюдается при сопоставлении показателей из таблицы 4.2.

При анализе полученной информации можно также выявить зависимость эффективности ГРП от месторасположения скважины. Так, наиболее эффективным применение технологии гидроразрыва пласта оказалось в районе первого блока, который находится в краевых зонах пласта. Не менее эффективным оказалось применение ГРП для блоков №7 и №8. Объяснением этому явлению служит более позднее вовлечение данных зон в разработку.

Таблица 4.2 - Динамика дебитов нефти после ГРП в зависимости от дебита до проведения ГРП. Блок №1.