Анализ эффективности применяемых методов

Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов на ,,N” месторождение проводятся с 2001 года. За фактический период разработки проводились следующие мероприятия по МУН и ГТМ:
- гидравлические разрывы пластов (ГРП);
- бурение горизонтальных скважин, в том числе горизонтальных скважин с МСГРП;
- зарезки боковых стволов (обычных и с горизонтальным окончанием); - физико-химические обработки ПЗП (ОПЗ);
- оптимизации режимов работы подземного оборудования; - ремонтно-изоляционные работы (РИР);
- выравнивание профиля приемистости на нагнетательных скважинах.
ВПП при разработке ,,N” месторождения применяется с 2006 года. Зарезки боковых стволов, как обычных (БС), так и с горизонтальным окончанием применяются с 2013 года.
Оптимизация режимов работы скважин на ,,N” месторождения применяется с 2002 года. РИР на скважинах ,,N” месторождения выполняются с 2012 года. Обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин выполняются с 2012 года.
Дополнительная добыча нефти с начала применения метода – 7,4 тыс.т. Доля метода ГТМ в дополнительной добыче – 0,1%.
Таким образом, наибольшим количеством мероприятий характеризуются ВПП и ГРП, а наибольшей дополнительной добычей, также ГРП и бурение ГС МСГРП.
В 2014-2015 годах на ,,N” месторождении проведены опытно-промышленные работы по применению новых технологий ГРП. На 8 скважинах (№№19407Г, 19409Г, 18280Г, 18181Г, 18572Г, 18233Г, 18226Г и 17661Г) применялась технология Хай-Вэй. Все работы осуществлены сервисной компанией Schlumberger. Данная технология заключается в проведении ГРП с закачкой проппанта с помощью кластеров, стабильность каналов достигается за счет использования волокна «Файбер».
Стандартный МГРП с объемом проппанта 120 т/стадия выполнена в трёх скважинах (№№ 18184Г, 18132Г и 18032Г); с объемом проппанта 90 т/стадия – в одной скважине (№18084Г).
МГРП по технологии Хай-Вэй выполнена в скважине 18280Г – объем проппанта на одну стадию 71,5 т.
Результат сравнения: скважина с ХайВей (масса проппанта 71т/ст) – удельная продуктивность выше на 15% по отношению к стандартным работам со средним тоннажем проппанта 112 т/ст, хотя для корректности необходимо сравнивать со стандартным ГРП в 130т/ст, но их нет в районе.
Единичный опыт применения технологии ХайВей показал, пока, более высокую эффективность относительно скважины с МГРП по стандартной технологии. Для закрепления выводов о безоговорочной успешности данной технологии необходимо увеличение статистики применения.
Увеличение удельной производительности, по технологии Хай-Вей, при уменьшении массы проппанта (достигнутый факт -30%) объясняется получением более равномерной упаковки (без оседания проппанта в нижнюю часть) трещины по высоте при смыкании стенок трещины после ГРП. Материалом, противодействующим оседанию, является основа технологии «ХайВей» – волокно Файбер (Fiber), которое подается при закачке проппанта. Технология FiberFrac (ГРП с волокном, но без пульсирующих закачек) - также запатентована Шлюмберже, но должна быть более дешевой и не менее эффективной.
Применение ГС МСГРП в условиях ,,N” месторождения с технологической точки зрения эффективно, что подтверждается фактическими высокими начальными дебитами и накопленными отборами нефти. Начальные дебиты нефти ГС МСГРП в среднем превышают дебиты ННС в 2,5 раза, а накопленная добыча нефти за период 2012-2015 гг. выше, чем по окружающим ННС в 1,7 раз.
Прирост дебитов за счет увеличения длины горизонтального участка и величины эффективной проходки, а значит и количества секций ГРП более значим и заметен при применении в зонах с худшими ФЕС. Здесь актуален технический вопрос по сопровождению и контролю прокладки ГС в условиях высоко расчлененного продуктивного пласта, с целью максимального приближения величины эффективной проходки к величине длины горизонтального участка.
Применение ГС МСГРП для выработки запасов ,,N” нефтяного месторождения рекомендуется продолжить.
Увеличение длины ГС с увеличением секций ГРП рекомендуется практиковать в зонах с низкой проницаемостью.
При проведении МСГРП на 11 горизонтальных скважинах апробирована технология с использованием безшаровой технологии, основанной на использовании сдвижных муфт (Mangoose)

. Эффективность МСГРП с применением безшаровых технологий выше стандартных мероприятий, рекомендуются к дальнейшей апробации для получения большей статистической информации.
Технология ГРП «Хай-Вей» показала более высокую эффективность относительно стандартной технологии.
Зарезки боковых стволов в качестве одного из методов увеличения КИН ,,N” месторождения начали широко применяться с 2013 года. Зарезки боковых стволов в условиях ,,N” месторождения эффективны, что обусловлено отсутствием на месторождении обширных водо-нефтяных зон и текущей низкой выработкой запасов.
Показатели эксплуатации БГС МСГРП преимущественно выше показателей БС обычного профиля.
Фактическими данными подтверждена зависимость дебитов БГС МСГРП от длины эффективной проходки ГС. Более высокие значения эффективной проходки (ЭП) повышают вероятность получения более высоких дебитов. Получение высокой (ЭП) зависит от контроля прокладки горизонтального участка.
Сущность процесса ГРП заключается в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскости напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок - проппант, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта.
Проведение операций ГРП на скважинах ,,N” месторождения является неотъемлемой частью системы разработки, сложившейся на лицензионном участке. На месторождении формируется рядная система разработки, с ориентацией рядов с северо-запада на юго-восток в соответствии с направлением преимущественного развития техногенных трещин (трещины ГРП и в добывающих и «авто ГРП» в нагнетательных скважинах). Образуются галереи добывающих и нагнетательных рядов.
На переходящем действующем фонде с 2001 г. проведено 865 операций ГРП (рефраки), дополнительная добыча составила 4227,4 тыс. т. нефти, средняя эффективность с начала применения метода – 4,9 тыс.т нефти на одну операцию ГРП. Средний прирост дебита нефти – 12,4 т/сут, средняя продолжительность эффекта – 5 месяца.
В отличие от «стандартной» технологии при пенном ГРП снижается количество водного раствора (геля на полимерной основе) в жидкости разрыва и жидкости – песконосителе за счет использования смеси жидкости и газа. Использование водных растворов в качестве технологических жидкостей при первичном и вторичном вскрытии пластов приводит к снижению продуктивности низкопроницаемых полимиктовых коллекторов в результате гидрофилизации породы и появления дополнительного сопротивления фильтрации нефти по поровым каналам. Полимерные гели снижают проводимость трещины ГРП за счет закупорки каналов фильтрации. При пенном ГРП большая часть гелированного водного раствора заменяется на сжатый газ, в результате чего возрастает проницаемость трещины.
Кроме того, при использовании газа (пены) происходит более интенсивная очистка трещины от технологических жидкостей, возрастает ее эффективная («рабочая») площадь.
В качестве газовой фазы на ,,N” месторождение использовался газ азот. Для проведения стимуляции были выбраны три новые и две скважины действующего фонда. Средняя масса проппанта составила 78,7 т. для пласта АС10.1-3 и 69,5 т. – для АС12.3-5. Жидкого азота закачано в среднем 45 т. на скважину.
Для пенного ГРП следует отметить:
1.Конечная концентрация проппанта меньше на 14 %; 2.В пласте размещено на 17 % проппанта меньше;
3.Масса загрузки гелевого агента на тонну проппанта меньше на 41 %;
4.Объем геля, закачанного в пласт меньше на 56 %.
Технология пенного ГРП показала бóльшую эффективность в сравнении со стандартными технологиями для условий ,,N” месторождения.
В 2015 году на ,,N” месторождение проведены опытно-промышленные работы по применению новых технологий ГРП