Вовлечение в разработку слабодренируемых, трудноизвлекаемых запасов нефти путём изменения направления трещин ГРП

Вопросы повышения нефтеотдачи пластов актуальны для всех нефтяных компаний. Известно, что выработка запасов нефти в процессе разработки месторождений происходит неравномерно по площади, КИН редко превышает отметку в 0,4 д.е., и это ярко выражено в коллекторах со сложным геологическим строением.Также на дренирование запасов значительное влияние оказывает различие региональных горизонтальных напряжений по направлениям. Движение основных объёмов закачиваемой воды, распространение естественной трещиноватости и трещин ГРП происходит вдоль направлений максимальных напряжений, увеличивая области слабодренируемых УВ. Изменение направления трещины ГРП позволяет увеличить охват воздействия на продуктивный пласт, вовлечь в разработку целики нефти, тупиковые зоны, линзы и полулинзы, повысить КИН, расширить критерии подбора скважин-кандидатов, поддерживать уровень добычи нефти.
Материалы и методы
2-стадийный гидроразрыв пласта на скважинах Повховского месторождения. Кросс-дипольный каротаж.
Итоги
Анализируя фактические результаты работы скважин и проведённых исследований после реализации 2-стадийных ГРП, можно с уверенностью утверждать, что нам удалось изменить направление создаваемых трещин, что способствует вовлечению в процесс разработки запасов нефти из слабодренируемых и тупиковых участков пласта.С внедрением данной технологии ГРП произошло изменение основных критериев выбора скважин-кандидатов для ГРП, которые можно сформулировать следующим образом:
1. Обводненность скважин до 100%.
2. Отсутствие такого неблагоприятного фактора, как расположение скважины-кандидата относительно нагнетательных скважин, сокращение расстояния до нагнетательной скважины до 150-200 м.
3. Снижение влияния на выбор скважины-кандидата высоких накопленных отборов по нефти.
4. Достаточная расчлененность пласта (более 3), неоднородность геологического строения.
Выводы
Из неработающего фонда с помощью данной технологии возвращено в разработку более 100 скважин, большинство которых находится на расстоянии 250-350 м от нагнетательных и неудачно расположены относительно направлений максимальных региональных напряжений. В вышеописанных условиях проведение стандартного ГРП увеличивает риски прорыва закачиваемой воды. В 10 случаях получен прирост дебита нефти выше 10 т/сут., при среднем значении 14,2 т/сут., что сопоставимо с результатами бурения скважин с боковым окончанием на Повховском месторождении. На сегодняшний день порядка 95% всех ГРП проводится по технологии 2-стадийного гидроразрыва пласта. Начато успешное внедрение по другим предприятиям ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».