Причины увеличения обводненности в скважинах после проведения гидравлического разрыва в неоднородных пластах

Abstract

Актуальность. Вопросы снижения доли воды в объеме добываемой продукции в настоящее время являются весьма актуальными. Добыча углеводородов, которые залегают в сложном и неоднородном коллекторе, с применением высокопроизводительных технологий может привести к осложнениям, в том числе, связанным с ростом обводненности и невозможностью последующего ее снижения. Причина указанной проблемы - часто недостаточное понимание геологического строения залежи. Цель работы: на примере Ватьеганского нефтяного месторождения обосновать причины высоких значений обводненности добываемой продукции скважин после проведения гидравлического разрыва пласта, в том числе, учитывая влияние анизотропии пласта в условиях различного расположения добывающих и нагнетательных скважин. Методы: геолого-промысловый анализ разработки эксплуатационного объекта; анализ, сопоставление и интерпретация результатов геофизических исследований скважин; методы литолого-фациального анализа; методы статистической обработки геолого-промысловых и геолого-геофизических данных. Результаты. Определен тип геологического разреза продуктивного пласта, в котором отмечаются высокие значения доли воды в «запускных» дебитах скважин после проведения гидравлического разрыва пласта. Выделено три основных типа разреза пласта ЮВ 1 Ватьеганского нефтяного месторождения. В случае с гидродинамически связанным коллектором приоритетной является интенсификация притока из кровельной части (реперфорация), при вовлечении в работу водонасыщенных интервалов при «двухслойном» типе строения коллектора, определяющими являются водоизоляционные работы. Наименьшая вероятность обводнения продукции скважин после проведения гидравлического разрыва пласта отмечена в скважинах с выдержанным песчаным телом, расположенным в кровельной части разреза, с заглинизированной подошвенной частью.

Relevance. The issues of decreasing the share of water in the volume of output are currently extremely urgent and can be solved everywhere. Production of hydrocarbons that lie in a complex and heterogeneous reservoir, using high-performance technologies can lead to complications, including those associated with increased water cut and impossibility of its subsequent reduction. The reason for this problem is often insufficient understanding of geological structure of the deposit. The main aim of the study is to justify the causes of high water cut values of well production after hydraulic fracturing on the example of the Vatyeganskoye oil field, taking into account the effect of formation anisotropy on watercut values in conditions of different locations of producing and injection wells. Methods: geological and field analysis of the development of operational facility; analysis, comparison and interpretation of the results of geophysical methods of well research; methods of lithologic-facies analysis; methods of statistical processing of geological-field and geological-geophysical data. Results. The authors have determined the characteristic of a reservoir section at which high values of water proportion in the «starting» well flow rates are observed after hydraulic fracturing of formation. Three main types of the JV 1 section of the Vatiegan oil field are identified. In the case of hydrodynamically connected reservoir, the priority is the intensification of the inflow from the roofing part (reper-foration), with involvement of water-saturated intervals in the «two-layer» type of the reservoir structure, the repair and insulation works are determinant. The least probability of watering the production of wells after fracturing was noted in the wells with an aged sandy body located in the roof of the section and clogged with a plantar part with a small fraction of the water-saturated strata.