Ключевые слова: кислотный гидроразрыв пласта, эффективность, проницаемость, дополнительная добыча, пористость.

В настоящее время большинство разрабатываемых нефтяных месторождений России находится на поздней стадии разработки, а их остаточные запасы классифицируются как трудноизвлекаемые, и их доля постоянно растет. В условиях ухудшения структуры запасов основной задачей становится разработка и внедрение новых высокоэффективных технологических методов повышения извлечения нефти из низкопродуктивных пластов и трудноизвлекаемых запасов. Особую актуальность в таких условиях приобретает интенсификация добычи из сложнопостроенных карбонатных коллекторов с высокой зональной и послойной неоднородностью. Одним из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин, эксплуатирующих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП).

Сущность технологии КГРП заключается в нагнетании в прискважинную зону пласта кислотной жидкости под высоким давлением с целью разрыва горной породы и образования новых или расширения и углубления естественных трещин [1]. Результатом КГРП является повышение дебита добывающих или приемистости нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в прискважинной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, конечная нефтеотдача при этом повышается за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков. Также, применение КГРП позволяет вновь вернуть в эксплуатацию простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Технология КГРП имеет множество технологических вариантов, которые обусловлены особенностями конкретного объекта обработки. [2]

Проведем расчет свойств пласта на основании кривых восстановления (КВД) до и после КГРП, проведем расчет на примере скважины **70. Для определения параметров пласта воспользуемся методикой Щелкачева-Кундина с учетом послепритока. [3]

Перед проведением расчета необходимо построить график зависимости давления от времени (Рисунок 1) и рассчитать параметры пласта до проведенного КГРП.

Рис. 1. Кривая восстановления давления скважины **70 до КГРП

Далее построим зависимость дополнительного притока от времени

Рис. 2. График дополнительного притока по скважине

Построим график кривой восстановления давления в координатах X-Y (рисунок 3).

Рис. 3. Кривая восстановления давления в координатах X-Y до КГРП

Построим график кривой восстановления давления в координатах X-Y после проведения КГРП.

Рис. 4. Кривая восстановления давления в координатах X-Y после КГРП

Все исследуемые параметры после КГРП выросли. Гидропроводность выросла на 12,29 единиц, и составила 26,5 (Д см)/сП. Следовательно, после проведения работ, дебит жидкости также вырос, это говорит об эффективности КГРП.

По результатам анализа динамики технологических показателей эксплуатации скважин, после КГРП можно сделать вывод о том, что после проведения мероприятия во всех рассматриваемых скважинах прирост дебитов нефти и жидкости, так наибольший среднемесячный прирост дебита нефти был получен в скважине **07, прирост составил 6,1 т/сут.

Литература:

1. Бакин, Д. А. Анализ эффективности малообъемного ГРП в условиях неглубокого залегающего пласта [Текст] / Д. А. Бакин, А. А. Хайруллин // Научный форум. Сибирь. — 2016. — № 4. — С. 9–10.
2. Маркелова, О. В. ГРП — Эффективный метод повышения нефтеотдачи (На примере Приобского месторождения) [Текст] / О. В. Маркелова // Академический журнал Западной Сибири — № 4–2013. — С. 20–21.
3. Гумаров, Н. Ф. Анализ эффективности применения ГРП на нефтяных площадях и залежах НГДУ «Альметьевнефть» [Текст] / Н. Ф. Гумаров, В. А. Таипова, И. В. Владимиров, В. П. Батрашкин, Т. Ф. Манапов, А. П. Титов // Нефтепромысловое дело. — 2007. — № 5. — С. 10–13.