Влияние первичного вскрытия на производительность скважин после гидроразрыва пласта Т.С. Рычкова
    В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы углеводородов, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам [1].
    Повышение проницаемости призабойной зоны скважин является одной из важнейших проблем нефтедобывающей промышленности. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности нагнетательных, нефтяных и газовых скважин, вскрывающих такие пласты [1].
    Исследования практика применения ГРП показывают, что эффект от проведения гидроразрыва неодинаково проявляется в работе отдельных скважин.
    В данной работе будет рассмотрено применение ГРП на скважинах двух месторождений Западной Сибири, Восточно-Таркосалинском и Южно-Пырейном.
    Опыт проведения ГРП на Восточно-Таркосалинском месторождении показал эффективность применения данного метода. В то время как вопрос о применении ГРП на Южно-Пырейном нефтегазоконденсатном месторождении решался на основе данных полученных при проведении гидроразрыва на ближайшем Восточно-Таркосалинском месторождении и пока не принес результатов.
    Оба месторождения относятся к месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами. На Южно-Пырейном месторождении ГРП проводился на нефтенасыщенном пласте БУ 20, который соответствует пласту БП 16 на Восточно-Таркосалинском месторождении. Максимальная мощность пласта БУ 20 (БП 16) составляет 11-15 м. Пласт расчленен на пропластки, эффективная мощность которых не превышает 4,5 м.
    Часть разреза, к которой приурочен промышленно-нефтеносный линзообразный пласт БУ 20 на Южно-Пырейном месторождении и пласт БП 16 на Восточно-Таркосалинском месторождении, представлена аргиллитоподобными глинами с прослойками и линзами светло-серого песчаного материала. Проницаемость пласта изменяется от 0,3 мД до 1,5 мД, пористость 11-15%., коэффициент песчанистости в среднем равен 0,38-0,4.
    Гидравлический разрыв пласта впервые был применен на Восточно-Таркосалинском месторождении в 1997 г., на Южно-пырейном в 1999 г.
    На Восточно-Таркосалинском месторождении в период с 1997 по 2000 гг. было проведено 22 гидроразрыва пласта БП 16. Анализ результатов показал, что снижение дебита скважин до первоначального происходит через 20-30 месяцев после гидроразрыва пласта. При этом дебит нефтяных скважин после ГРП увеличивается в среднем в 4-5 раз, по сравнению с дебитом этих же скважин до ГРП (в среднем с 5 до 30 т/сут). Что в целом говорит об эффективности применения ГРП на данном месторождении.
    На основании эффекта гидроразрыва пласта на Восточно-Таркосалинском месторождении было принято решение о проведении ГРП на разведочных скважинах Южно-Пырейного месторождения, пробуренных в период с 1980 по 1990 гг. Первичное вскрытие пласта в этих скважинах производилось на глинистом растворе 1,14- 1,26 г/ см3 при пластовом давлении близком к гидростатическому 320 - 327 атм. При бурении отмечается проникновение фильтрата бурового раствора на 4-12 D/d , т.е. до 1 м и более. Освоение скважин производилось ?буферным¦ способом, т.е. сменой глинистого раствора на пресную воду с последующим снижением уровня, что повлекло за собой неблагоприятное воздействие на призабойную зону пласта .
    Дебит скважин до ГРП составлял 5-10 тонн в сутки. ............