6.2. Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых на фаменском пласте Гагаринского месторождения

На фаменском пласте Гагаринского месторождения проводились следующие геолого-технические мероприятия (ГТМ):

• кислотный гидроразрыв пласта (КГРП);

• соляно-кислотные обработки (СКО);

• ремонтно-изоляционные работы (РИР);

• перестрел.

В табл. 6.2, а также на рис. 6.2а и 6.2б приводится количество каждого вида проведенных ГТМ и их эффективность. Как видно из таблицы, наиболее эффективное и чаще всего проводимое на данном объекте мероприятие -это КГРП со средней эффективностью порядка 170 %. Следующее по эффективности мероприятие – кислотные обработки со средней эффективностью 55 %, при этом количество обработок в 6 раз меньше, чем КГРП. Остальные ГТМ имеют значительно меньшую эффективность, чем КГРП и КО. Отсюда в качестве ГТМ, способствующего эффективной разработке объекта, предлагается технология КГРП, хорошо зарекомендовавшая себя на Гагаринском месторождении.

Таблица 6.2.

Эффективность ГТМ на объекте Фм Гагаринского месторождения

ГТМ	КГРП	КО	РИР	Дострел
Средняя эффективность, %	173	55	6,6	16,5
Количество	12	2	1	4

а)

б)

Рис. 6.2. Количество и эффективность проведенных ГТМ

6.3. Анализ ранее проведенных кислотных гидроразрывов пласта

На фаменской залежи Гагаринского месторождения было проведено 12 кислотных гидроразрывов пласта. Среди всех мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта (ПНП), проводимых на залежи, КГРП является самым эффективным со средней эффективностью 173 %. Скважины, на которых был проведен КГРП, и их дебиты представлены в табл. 6.3. Также ниже представлены графики зависимости дебита скважины по нефти после проведения КГРП (рис. 6.3 а-е). Рисунки представлены по 6 скважинам из 12, так как данных о дебите скважин №№ 423, 414, 405, 9070, 418, 406 после ГТМ хватает на построение 2-4 точек, вследствие чего они являются малоинформативными.

Таблица 6.3.

Дебиты нефти до и после проведенных КГРП

№ скв.	Q0, т/сут	Qгрп, т/сут	Qгрп /Q0
224	6,9	21,3	3,09
400	4,6	16,2	3,52
405	1,3	40,5	31,15
406	3	20,7	6,9
412	1,5	13	8,67
414	1,2	12,6	10,5
418	1,8	22,8	12,67
420	2,3	13,3	5,78
423	10,4	22,4	2,15
424	6,5	19,7	3,03
425	2,5	15,9	6,36
9070	3,1	19,8	6,39

Анализ табличных данных показывает, что в среднем после проведения КГРП дебит по нефти при выходе скважины на режим увеличился в 8 раз. Такое резкое увеличение дебита после проведения КГРП объясняется наличием естественных трещин, в результате чего кислота активнее проникает в пласт и взаимодействует с породой.

а б

в г

д е

Рис. 6.3. Динамика дебита нефти после проведения КГРП без проппанта

Как видно из рис. 6.3а-6.3е, продолжительность положительного эффекта после проведения КГРП относительно небольшая. Для увеличения продолжительности эффекта от КГРП возможно использование , например, закрепляющих трещину материалов (проппантов). Оценив продолжительность эффекта по каждой скважине можно найти среднюю продолжительность положительного эффекта от проведения КГРП на фаменском объекте Гагаринском месторождении. В табл. 6.4 приводятся данные по продолжительности положительного эффекта от КГРП в каждой скважине.

Таблица 6.4.

Продолжительность положительного эффекта от применения КГРП

№ скв.	Продолжительность эффекта, год
224	1,01
400	0,82
412	0,37
420	0,95
424	0,39
425	0,71
Средняя продолжительность	0,71

Таким образом, можно сделать вывод, что на Гагаринском месторождении средняя продолжительность эффекта от КГРП составляет 0,71 года. Такой непродолжительный эффект объясняется тем, что после КГРП высокий дебит нефти в скважине обусловлен, к примеру, притоком нефти из микротрещин пласта. После истощения микротрещин нефть поступает из поровой части коллектора, которая имеет достаточно низкую емкость и нефтенасыщенность. Продолжительность эффекта в скв.№ 412 и 424 очень короткая- 0,37 и 0,39 года соответственно, хотя в среднем по объекту сохраняется до одного года. Указанные скважины не были использованы для прогноза накопленной добычи, так как такое быстрое падение дебита, скорее всего, связано с особенностями эксплуатации скважин.

С целью повышения продолжительности положительного эффекта КГРП в работе предлагается дополнительно использовать для закрепления трещин гидроразрыва закачку проппанта. Данная технология была опробована в 2011 году на двух скважинах Озёрного месторождения фаменского объекта (№№ 441 и 465). На рис. 6.4 приведены промысловые данные по дебиту нефти, а также средний реальный уровень дебита нефти после КГРП без проппанта.

а

б

Рис. 6.4. Динамика дебита нефти скважин после КГРП с проппантом. Пунктирная линия – КГРП без проппанта

Учитывая темп падения дебита нефти можно рассчитать время положительного эффекта от ГТМ. Для скв. № 441 время положительного эффекта 1079 суток, а для скв. № 465 - 858 суток, в то время как средняя продолжительность эффекта от КГРП без применения проппанта на Озерном и Гагаринском месторождениях около 250 суток. Видно, что использование закрепляющего агента существенно снижает отрицательную динамику дебита и повышает продолжительность положительного эффекта почти в 4 раза.