На сегодня «легкой» нефти практически нет. Большая часть месторождений, которые сейчас разрабатываются, находится на завершающей стадии. Но нефтяники ЛУКОЙЛ-Коми постоянно находятся в поиске новых методов интенсификации добычи, и поиски бывают успешными.
Как рассказал «СВ» ведущий геолог отдела разработки нефтяных и газовых месторождений ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» Андрей Чуриков, на объекте D3dzr Западно-Тэбукского месторождения отмечаются участки локального скопления существенных объемов невырабатываемых остаточных запасов, разработка этих секторов осложнена потенциальными рисками обводнения скважин в связи с близостью зоны водонефтяного контакта и возможными прорывами агента системы поддержания пластового давления из-за распространения фронта нагнетания. Для вовлечения в разработку и дренирования запасов существовала острая необходимость в подборе оптимальной и эффективной технологии интенсификации добычи нефти.
Совместно с отделом сопровождения и развития технологии ГРП филиала «ПермНИПИнефть» нефтяники ухтинского ТПП провели моделирование гидравлического разрыва пласта (ГРП) в современном программном комплексе. В результате к реализации предложены «агрессивные» малотоннажные ГРП для создания высокопроводимой короткой трещины в призабойной зоне пласта.
Технология ГРП заключается в нагнетании под высоким давлением (выше предела прочности породы) жидкости разрыва и создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для увеличения притока флюида к забою скважины. Технологическими особенностями нового способа проведения ГРП являются: низкая доля буфера, пониженный расход полимера, высокая максимальная концентрация пропанта – 1 000 кг/куб. м и более, масса пропанта 10 т.
Например, при стандартной процедуре ГРП, перед тем как закачать в скважину 10 тонн пропанта, требуется предварительная подача 30–40 куб. м жидкости. При применении новой технологии к закачке пропанта можно приступать уже после минимальной закачки буферной жидкости (10–15 куб. м).
Оптимизированная технология за первый квартал была реализована на трех скважинах Западно-Тэбукского месторождения. Это позволило увеличить дебиты нефти более чем в 8 раз и получить приросты до 30 т/сут., что приравнивается к эффективности от бурения новых скважин. При этом, по словам нашего собеседника, при выполнении стандартного ГРП был высокий риск вместо НСЖ получить воду.
Для дальнейшего тиражирования на объекте D3dzr Западно-Тэбукского месторождения предложено 11 скважин, соответствующих критериям подбора. Имеется потенциал по дальнейшей оптимизации технологии ГРП за счет увеличения доли крупных фракций пропанта.
Светлана БЫКОВСКАЯ
