Студопедия Главная Случайная страница Обратная связь

Разделы: Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ ГРП




ОБЗОРНАЯ СТАТЬЯ

В США, где месторождения находятся в поздней стадии разработки, за последние 30 лет (1975-2005 гг) добыча нефти за счет применения МУН (методов увеличения нефтеотдачи пластов) утроилась и составляет 25-30% от всей суммарной добычи. В России на долю МУН приходится лишь около 9% от общей годовой нефтедобычи (2006 г), причем больше половины от этой доли приходится на один метод - гидроразрыв пластов. Все остальные методы увеличения нефтеотдачи (без ГРП) дают прибавку лишь в 4%! от годовой добычи. Поэтому анализ технологии гидроразрыва более оправдан, чем обсуждение остальных методов повышения нефтеотдачи.

Месторождения ХМАО.

ГРП является основным методом интенсификации и повышения нефтеотдачи пласта и обеспечивает до 60% от доп. добычи нефти за счет методов ПНП. На долю гидродинамических, физико-химических методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоков приходится около 40%. Бурение ГС и зарезка боковых стволов обеспечивают до 3%.
Рассмотрены результаты применения ГРП по основным нефтедобывающим предприятиям округа: ЛУКОЙЛ-Зап. Сибирь, Юганскнефтегаз, Сургутнефтегаз, ТНК, Мегионнефтегаз.
Объемы и объекты применения ГРП на месторождениях ХМАО характеризуются следующим:
ежегодно выполняется около 1000 ГРП, с начала применения метода выполнено более 9 тысяч ГРП;
доля скважин с ГРП в общем фонде отдельных месторождений и эксплуатационных объектов варьирует от 1,5 до 92 % и распределена следующим образом:
<5 – 12,5 % месторождений и объектов,
5-20 – 43,2 % месторождений и объектов,
20-50 – 27,3 % месторождений и объектов,
50-80 – 6,8 % месторождений и объектов,
>80 – 10,2 % месторождений и объектов;
область применения ГРП распространяется практически на все типы продуктивных пластов. На объект А приходится 25 % ГРП, на объект Б – 51 %, на объект Ю – 24 %;
для проведения ГРП выбирались скважины, показатели работы которых образуют широкий диапазон по дебиту нефти, основной объем ГРП приходится на следующие группы скважин:
менее 2 т/сут – 33,1 % скважин,
в диапазоне дебита жидкости от 2 до 5 т/сут – 25,8 % скважин,
от 5 до 10 т/сут – 23,4 % скважин,
более 10 т/сут – 17,7 % скважин;
Также в очень широком диапазоне находятся технологические параметры обработок, о чем можно судить, например, по величине массы закачанного проппанта (среднее значение – 7,7 т). Основной объем ГРП приходится на следующие группы скважин:
с массой проппанта в диапазоне 7 – 10 т – 33,0% скважин;
с массой проппанта в диапазоне 5 – 7 т – 27,1%;
большеобъемных ГРП (более 15т.) – 7,2%.

В результате применения ГРП по большинству скважин достигнута высокая технологическая эффективность. Степень увеличения дебита жидкости после проведения ГРП по отношению к текущему значению до обработки в среднем составляет 3,7 раза, в т.ч. в 27 % скважин кратность составляет до двух раз, в 22,9 % - от 2 до 4 раз, в 29,8 % - от 4 до 10 раз, в 20 % скважин – более 10 раз. Средняя дополнительная добыча нефти на скважину составила – 8,9 тыс. т. По величине дополнительной добычи нефти выделены три группы скважин:

с добычей менее 3 тыс. т (низкоэффективные) – 35,8 %;
с добычей от 3 до 6 тыс. т (среднеэффективные) – 16,7 %;
с добычей более 6 тыс. т (высокоэффективные) – 47,5 %.
В результате выполненного анализа эффективности ГРП установлены следующие общие закономерности:
Коэффициент продуктивности после ГРП по всем скважинам выше текущей продуктивности скважины до ГРП и по большинству скважин выше максимальной продуктивности скважины до ГРП. В результате компенсируется снижение продуктивности, произошедшее в процессе эксплуатации.
Степень увеличения продуктивности больше при малых значениях продуктивности до ГРП. С увеличением массы проппанта степень изменения продуктивности после ГРП увеличивается. Увеличение продуктивности после ГРП на водной основе при сопоставимых условиях несколько ниже, чем на нефтяной основе.
Определяющими факторами, влияющими на величину коэффициента действующей толщины являются геологические: общая толщина пласта, песчанистость, расчлененность. Чем выше расчлененность и общая толщина пласта, тем ниже коэффициент действующей толщины. Для повышения степени вовлечения продуктивных пластов с большой толщиной (более 30м) целесообразно проводить поинтервальный ГРП.
Снижение дебита жидкости после ГРП происходит в том числе из-за несоответствия между отборами и закачкой и характерно для залежей с низкой компенсацией отбора и неэффективной системой ППД.
Гидроразрыв пласта оказывает сильное стимулирующее действие на режим работы окружающих скважин, доля окружающих скважин в величине получаемой дополнительной добычи нефти превышает 30 %. Стимулирующее действие возрастает с ростом расчлененности пласта, в застойных или ослабленных дренированием зонах.
В сильно неоднородных по связности и низкопроницаемых коллекторах приближение ГРП к нагнетанию дает положительный результат. В однородных продуктивных коллекторах приближение к нагнетанию и увеличение глубины обработки может приводить к отрицательному результату, связанному с резким ростом обводненности.
Величина дополнительной добычи нефти определяется текущими запасами нефти, приходящимися на скважину, и кратностью увеличения дебита нефти после ГРП, т.е. в сопоставимых геолого-технологических условиях определяется технологией проведения ГРП.
Из всего объема проведенных ГРП в 36 % операций получена низкая технологическая эффективность, дополнительная добыча нефти на одну операцию - менее 3 тыс. т. Основные причины низкой эффективности:
несоответствие скважин критериям подбора под технологию (малая толщина пласта, низкая нефтенасыщенность, расположение вблизи фронта нагнетания, пониженное пластовое давление, низкая активность системы ППД);
неоптимальное проектирование технологии и работа скважинного оборудования.
В результате статистического анализа с использованием метода канонических корреляций для объектов А и Ю установлены зависимости кратности увеличения продуктивности и прироста извлекаемых запасов нефти от четырех промысловых параметров (отношение дебита скважин с ГРП до операции к дебиту остальных скважин участка, доля текущих извлекаемых запасов до ГРП, удельный темп закачки воды, накопленная компенсация) и четырех технологических параметров (средняя концентрация проппанта, давление разрыва, удельный темп закачки жидкости разрыва, удельное количество проппанта в пласте).
Построенные зависимости позволяют оперативно оценить эффективность применения ГРП на рассматриваемых объектах, провести разделение участков, где проведен ГРП на группы с низкой, средней и высокой эффективностью, а также оперативно прогнозировать эффективность планируемых ГРП.

Выводы и предложения:
Установлены обобщенные критерии выбора скважин для проведения ГРП, которые могут быть объединены в три группы: оценка горно-геологических условий, требования к характеристикам скважины и ее технологическому состоянию, оценка состояния разработки.
С применением аппарата канонического корреляционного анализа для объектов Ю и А округа установлены статистические зависимости кратности увеличения продуктивности и прироста извлекаемых запасов нефти от промысловых и технологических параметров. Построенные зависимости позволяют провести разделение участков, где проведен ГРП, на группы с низкой, средней и высокой эффективностью, а также оперативно прогнозировать эффективность планируемых ГРП в зависимости от конкретных геолого-технологических условий.
Предлагается внести изменения в действующий регламент по проектированию разработки месторождений с применением ГРП, включающие вычисление геометрических и проводящих характеристик трещины, прогноз кратности увеличения продуктивности скважины после ГРП.
В связи со значительным набором параметров (геологические, технологические, состояние разработки), влияющих на эффективность ГРП анализ, проектирование и оценка технологической эффективности применения метода должны включать следующие этапы:
предварительная отбраковка и отбор скважин по установленным эмпирическим геолого-технологическим критериям;
предварительная оценка технологической эффективности метода с использованием экспресс методик прогноза ГРП;
детальное моделирование процесса ГРП в скважине и корректировка рекомендуемых по экспресс-методике режимов обработки;
моделирование процесса разработки участка в системе скважин.
Необходимо продолжить работы по совершенствованию технологии, в том числе в следующих направлениях: большеобъемные, многоэтапные, селективные, комплексные (с ОПЗ), экраноустанавливающие ГРП.

Обобщенные критерии выбора скважин для проведения ГРП

Влияющие параметры объединены в 3 группы:
-оценка горно-геологических условий;
-требования к характеристикам скважин и их тех. состоянию;
оценка состояния разработки.
Основными из которых являются:
Геология – эффективная нефтенасыщенная толщина >3,5м
миним. толщина глинист. раздела >6м
плотность тек. запасов нефти >30 тыс. т
Скважина - техн. исправность (отсутствие слома или смятия колонны, герметичность ствола, хорошее качество цементного кольца в интервале перфорации и на 20 м вверх и вниз от него);
угол отклонения скв. от вертикали при входе в пласт <10о
Состояние разработки – дебит по жидкости рассматриваемой скв. значительно ниже потенциального и по сравнению с соседними скв.;
расстояние до линии нагнетания и ВНК >500м
тек. обводненность <50%
выработка запасов по элементу разработки <60%
тек. пластовое давление >0,85 нач.

ОАО «Сибнефть»
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных средств повышения производительности скважин, поскольку приводит не только к интенсификации выработки запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях позволяет существенно расширить эту зону, приобщив к выработке слабо дренируемые зоны и пропластки, и, следовательно, достичь более высокой конечной нефтеотдачи. В связи с этим можно классифицировать операции ГРП по целям и области применения следующим образом:
интенсификация скважин, в первую очередь с загрязненной призабойной зоной, путем увеличения эффективного радиуса за счет создания высокопроводящих трещин ограниченной длины в средне- и высокопроницаемых пластах, а также в низкопроницаемых достаточно однородных коллекторах;
обеспечение гидродинамической связи скважины с системой естественных трещин пласта и расширение зоны дренирования;
ввод в разработку низкопроницаемых залежей с потенциальной производительностью скважин в 2-3 раза ниже уровня рентабельной добычи и перевод забалансовых запасов в промышленные;
разработка сложных расчлененных и неоднородных пластов, характеризующихся высокой степенью прерывистости, путем комплексной оптимизации системы разработки с целью обеспечения гидродинамического взаимодействия пласта и системы скважин с трещинами гидроразрыва для увеличения темпа отбора извлекаемых запасов, повышения нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата пласта воздействием.
Новые технологии ГРП. Существенное расширение области применения гидравлического разрыва и рост количества операций в течение последнего десятилетия связано с интенсивным развитием технологий проведения обработок. К новым эффективным методам в этой области следует отнести технологию осаждения пропанта на конце трещины или концевое экранирование трещины (TSO), которая позволяет целенаправленно увеличить ширину трещины, остановив ее рост в длину, и тем самым добиться существенно более высокой проводимости. Для снижения риска прорыва трещины в водо- или газоносные горизонты, а также для интенсификации выработки запасов низкопроницаемых слоев применяется технология селективного гидроразрыва. Постоянно создаются новые материалы для проведения ГРП. Для предотвращения выноса проппанта из трещины создана технология PropNET, предусматривающая закачку в пласт одновременно с проппантом специального гибкого стекловолокна, которое, вплетаясь между частицами проппанта, обеспечивает максимальную устойчивость проппантной пачки. Для снижения степени остаточного загрязнения трещины разработаны низкополимерные жидкости разрыва LowGuar и система добавок к деструктору CleanFLOW. Применяется незагрязняющая пласт жидкость ГРП ClearFrac, которая вообще не требует деструктора. Совершенствуется информационная база проведения ГРП. Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, а также промысловый эксперимент, состоящий в проведении микро- и минигидроразрывов перед основным ГРП. Таким образом определяется распределение напряжений в пласте, исследуются механические свойства пород, определяется эффективное давление разрыва и давление смыкания трещины, выбирается модель развития трещины, рассчитываются геометрические размеры трещины. Имеются специальные приборы для определения высоты и азимута трещины. Затем с использованием специальных программ с учетом цели ГРП осуществляется «дизайн» трещины. Использование новой технологии позволяет подобрать жидкость разрыва и проппант, максимально соответствующие конкретным условиям, и проконтролировать в реальном времени раскрытие и распространение трещины, транспортировку проппанта во взвешенном состоянии вдоль всей трещины, успешное завершение операции. В последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированию ГРП как элемента системы разработки. Такой подход основан на учете многих факторов, таких как проводимость и энергетический потенциал пласта, система расстановки добывающих и нагнетательных скважин, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и проппанта, технологические и экономические ограничения.
Расширение области применения ГРП. В связи с появлением новых технологий сейчас практически нет ограничений по проницаемости на применение ГРП, тогда как в соответствии с традиционными представлениями гидроразрыв применялся только на низкопроницаемых пластах. В средне- и высокопроницаемых пластах эффективны короткие и широкие высокопроводящие трещины, в низкопроницаемых пластах эффективны трещины большой длины и меньшей проводимости. Увеличение производительности скважин после проведения ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещины и размерами трещины, причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает неограниченно с ростом длины трещины, существует предельное значение длины, превышение которого практически не приводит к росту дебита жидкости. Учитывая увеличение зон влияния скважин в результате создания трещин гидроразрыва, при проектировании разработки с применением ГРП можно планировать более редкую сетку скважин.
Основные ограничения на применение ГРП относятся к проведению операций в водонефтяных и газонефтяных зонах, которые могут вызвать ускоренное конусообразование и резкий прорыв воды и газа в скважины, а также в истощенных пластах с низкими остаточными запасами и в нефтенасыщенных линзах очень малого объема, т.к. это не обеспечит окупаемости ГРП.
Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам создаваемых трещин.
Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективное средство снижения сопротивления призабойной зоны и увеличения эффективного радиуса скважины. При этом бывает достаточным создание трещин длиной 10-20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. В этом случае дебит скважин увеличивается обычно в 2-3 раза.
Гидроразрыв средне- и высокопроницаемых пластов является одним из наиболее интенсивно развивающихся в настоящее время методов стимулирования скважин. В высокопроницаемых пластах основным фактором увеличения производительности скважины вследствие ГРП является ширина трещины, в отличие от низкопроницаемых пластов, где таким фактором является ее длина. Для создания коротких широких трещин используется технология TSO, которая позволяет снизить объем жидкости разрыва до 1-5 м3, одновременно увеличив массу проппанта до 20 т. и более. Осаждение проппанта на конце трещины препятствует ее росту в длину. Дальнейшая закачка несущей проппант жидкости приводит к увеличению ширины трещины, которая доходит до 2,5 см, тогда как при обычном ГРП ширина трещины составляет 2-4 мм. В результате эффективная проводимость трещины (произведение проницаемости и ширины) составляет 500 - 3000 мкм2?мм. Эта же технология используется для предупреждения прорастания трещины к водонефтяному контакту. Технология TSO успешно применяется на месторождениях Северного моря, США, Канады, Бразилии, Венесуэлы, Мексиканского залива, Индонезии, Вьетнама, Саудовской Аравии, России. Создание коротких широких трещин в скважинах, вскрывающих средне- и высокопроницаемые пласты, дает хорошие результаты при значительном ухудшении коллекторских свойств в призабойной зоне как средство увеличения эффективного радиуса скважины; в многопластовых песчаных коллекторах, где вертикальная трещина обеспечивает непрерывную связь тонких песчаных пропластков с зоной перфорации; в коллекторах с миграцией мельчайших частиц, где за счет снижения скорости течения вблизи ствола скважины предотвращается вынос песка; в газовых пластах для снижения негативных эффектов, связанных с турбулизацией потока вблизи скважины.
Технология импульсного гидроразрыва позволяет создавать в скважине несколько радиально расходящихся от ствола трещин, что может эффективно использоваться для преодоления скин-эффекта, особенно в средне- и высокопроницаемых пластах.
Проведение глубокопроникающего гидроразрыва с образованием протяженных трещин, приводит не только к увеличению проницаемости призабойной зоны, но и увеличению охвата пласта воздействием, вовлечением в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения в целом. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Оптимальная длина закрепленной трещины, превышение которой практически не приводит к росту дебита жидкости, при проницаемости пласта 0,01 –0,05 мкм2 обычно составляет 40-60 м, а объем закачки - от десятков до сотен кубических метров жидкости и десятки тонн проппанта. При проницаемости пласта порядка 0,001 мкм2 оптимальная длина трещины составляет 100-200 м, а объем закачки - сотни кубических метров жидкости и 100-200 т проппанта.
Для вовлечения в промышленную разработку газовых коллекторов со сверхнизкой проницаемостью (менее 10-4 мкм2) в США, Канаде и ряде стран Западной Европы успешно применяют технологию массированного ГРП. При этом создают трещины протяженностью около 1000 м с закачкой от сотен до тысяч кубических метров жидкости и от сотен до тысяч тонн проппанта. В большинстве случаев операции оказались успешными и привели к увеличению дебита в 3 - 10 раз. Получила распространение технология последовательной закачки в трещину проппантов, различающихся как по фракционному составу, так и по другим свойствам.
ГРП и горизонтальные скважины. По характеру расширения зоны дренирования скважины глубокопроникающий и массированный гидроразрыв можно сравнить только с горизонтальными и пологонаправленными скважинами. Основные отличительные особенности каждой из этих технологий определяют их возможности по интенсификации добычи и увеличению нефтеизвлечения. Если направление трещины ГРП предопределено распределением тектонических напряжений в пласте, то направление горизонтального ствола можно выбирать сообразно с распределением запасов. Высокопроводящая трещина ГРП представляет собой поверхность, пересекающую пласт, к которой направлен поток флюида, тогда как горизонтальная скважина является линейным стоком, и, следовательно, в ее окрестности возникают гораздо более высокие фильтрационные сопротивления. Ситуация еще более усугубляется в анизотропных пластах, в которых проницаемость по вертикали существенно ниже проницаемости в горизонтальном направлении. В этом случае, в отличие от ГРП, эффект от бурения горизонтального ствола значительно уменьшается. Для сравнения приводятся некоторые оценки. Рассматривается однородный пласт постоянной толщины 15 м с эллиптическим контуром питания, эквивалентный радиус которого составляет 600 м. Предполагается, что в центре пласта находится горизонтальная скважина длины L либо вертикальная скважина, пересеченная вертикальной трещиной ГРП с полудлиной l и проводимостью kfw (произведение проницаемости трещины на ее ширину). Сравниваются горизонтальные скважины и трещины ГРП одинаковой длины L=2l=200, 400 м, а также горизонтальная скважина длины L=500 м в изотропном и анизотропном пласте при соотношении проницаемостей в горизонтальном и вертикальном направлениях kh / kv=1, 10 и kh=1, 10 мД. В табл. 2 показаны безразмерные дебиты скважин с ГРП QГРП / Qв и горизонтальных скважин Qгор / Qв, где Qв – дебит вертикальной скважины в соответствующих условиях при нулевом скин-эффекте. Расчеты демонстрируют увеличение относительной эффективности ГРП в анизотропных и низкопроницаемых пластах.
Существенные преимущества по сравнению с ГРП горизонтальные скважины имеют в водо- и газонефтяных зонах, где они эффективно используются для снижения конусообразования. Посредством горизонтального ствола сложной траектории можно организовать выработку отдельных нефтяных линз малого объема, самостоятельная разработка каждой из которых экономически неэффективна. В остальном области применения этих технологий значительно пересекаются, поэтому окончательный выбор в пользу одной из них должен делаться на основе технико-экономического анализа с учетом стоимости операции. Обычно операция ГРП в 5-10 раз дешевле вертикальной скважины, тогда как бурение горизонтального ствола в 1,5-3 раза дороже.
Развиваются технологии проведения ГРП в горизонтальных скважинах. В этом случае удается добиться существенного увеличения зоны дренирования скважины, однако, учитывая высокую стоимость, такие работы проводятся в основном на морских месторождениях. Ориентация трещины по отношению к оси скважины определяется направлением горизонтального ствола по отношению к азимуту минимального главного напряжения в пласте. Если горизонтальный ствол параллелен направлению минимального главного напряжения, то при гидроразрыве образуются поперечные трещины. Разработаны технологии создания нескольких трещин в одной горизонтальной скважине. В этом случае количество трещин определяется с учетом технологических и экономических ограничений и обычно составляет 3-4. Гидроразрывы в нефтяных и газовых горизонтальных скважинах проводились на месторождениях Северного моря. Крупнейший проект осуществлен на газовом месторождении Золинген (Германия), характеризующемся сверхнизкой проницаемостью (10-6-10-4 мкм2), средней пористостью 0,1-0,12 и средней толщиной пласта около 100 м. В горизонтальном стволе длиной 600 м создано четыре поперечные трещины, полудлина каждой из которых составляет около 100 м. Пиковый дебит скважины составил 700 тыс. м3/сут, затем дебит стабилизировался на уровне 500 тыс. м3/сут. Если горизонтальный участок скважины параллелен направлению максимального горизонтального напряжения, трещина гидроразрыва будет продольной по отношению к оси скважины. Продольная трещина не может дать значительного увеличения производительности горизонтальной скважины, но горизонтальная скважина, пересеченная продольной трещиной, может рассматриваться как трещина очень высокой проводимости. Учитывая, что рост проводимости является определяющим фактором увеличения производительности скважин вследствие ГРП в средне- и высокопроницаемых пластах, при разработке таких пластов возможно использование гидроразрыва в горизонтальных скважинах с образованием продольных трещин. Опытные работы по определению эффективности продольных трещин, проведенные на месторождении Купарук Ривер (Аляска) на четырех горизонтальных скважинах, показали, что продуктивность в среднем увеличилась на 71 %, а затраты на 37 %. Во всех случаях выбор между проектированием вертикальных скважин с ГРП, горизонтальных скважин или горизонтальных скважин с ГРП осуществляется на основе оценки экономической эффективности той или иной технологии.
Значимость технологии ГРП для месторождений Америки и Западной Европы доказывается тем, что добыча трети запасов углеводородов здесь возможна и экономически оправдана только с проведением гидроразрыва пласта. В настоящее время ГРП подвергаются более 40 % нефтяных и более 70% газовых скважин.

Опыт применения ГРП в Западной Сибири на примере месторождений
ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

В отечественной нефтедобыче современные технологии ГРП начали применять с начала 1990-х годов. Для целого ряда объектов Западной Сибири ГРП стал неотъемлемой частью разработки и проводится в 50-80 % фонда добывающих скважин. Благодаря ГРП по многим объектам удалось добиться рентабельного уровня дебитов скважин по нефти. возможности этой технологии для интенсификации скважин и увеличения нефтеотдачи анализируются на примере месторождений оао «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Здесь опытно-промышленные работы по проведению грп были начаты в 1993 г. объем проведения операций постоянно повышался и к 2001 г. достиг 352, абсолютная добыча нефти из обработанных скважин составила 1,6 млн. т при общей годовой добыче 21 млн. т. На месторождениях ОАО "Сибнефть -Ноябрьскнефтегаз" нашёл метод ГРП. За весь период применения этого методы с 1993 по 1999 год с учётом переходящего эффекта было дополнительно добыто 7354,8 тыс.т нефти . В 1999 г. было проведено 172 операции со средней удельной эффективностью 23,7 т/сут. По ряду скважин максимальный эффект достигал 28-64 т/сут. сего за рассматриваемый период проведено 1515 ГРП, средний дебит скважин по нефти после гидроразрыва вырос с 16 т/сут в 1993 г. до 38 т/сут в 2001 г. На начальном этапе широко применялась традиционная технология производства ГРП, что выражалось большим объемом жидкости разрыва и умеренным количеством проппанта (примерно 10 т). Гидроразрыв проводился как правило в малодебитных скважинах с низкой обводненностью, расположенных на участках с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.
В 1999 г. при проектировании грп начато использование технологии tso, что позволило распространить применение грп на средне- и высокопроницаемые пласты. В частности, в 2000-2001 гг. многочисленные работы грп в объеме 20-50 т проппанта были произведены на сугмутском месторождении, характеризующемся средней и высокой проницаемостью коллектора; в результате дебит отдельных скважин превысил 300 т/сут. проблема выноса проппанта была успешно разрешена путем внедрения технологии propnet, которая сегодня используется в 100 % обработок методом грп. применение новых технологий позволяет добиться более стабильного и длительного эффекта грп по увеличению производительности скважин.
Основные показатели технологической эффективности грп на месторождениях оао «Сибнефть-ноябрьскнефтегаз» в 1999-2001 гг. в последние годы все большее количество новых скважин подвергается гидравлическому разрыву пласта. при этом параметры трещин оптимизируются с учетом принятой системы разработки. Это позволяет максимизировать эффективность обработок. средний дебит нефти по новым скважинам после грп составил в 2001 г. 62 т/сут.
Наиболее значительные результаты от применения ГРП получены на ачимовском пласте Ярайнерского месторождения. По структуре это клиноформенное куполовидное образование, содержащее газовую шапку и нефтяную оторочку, подстилаемую водой. Ачимовский пласт является нижне-меловым, представлен переслаиванием песчанников, алевролитов, аргилитов и глинистых пропластков; характеризуется высокой степенью неоднородности, выражающейся линзовидным строением пластов и гидродинамической изолированностью отдельных пропластков. Основные геолого-физические характеристики объекта Ач-1 следующие:
средняя мощность, м 24-28
средняя нефтенасыщенная мощность, м 16-18
пористость 0,13-0,17
начальная нефтенасыщеность 0,5-0,6
эффективная проницаемость по нефти, 10-15 м2 0,3-2
начальное пластовое давление, мпа 27
давление насыщения, мпа 26
плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 810
вязкость нефти, мпа•с 0,24
объемный коэффициент 2
газовый фактор, м3/т 285-300
Пластовая нефть характеризуется низкой вязкостью и высоким газовым фактором, давление насыщения близко к первоначальному пластовому. Со временем, при снижении пластового давления ниже давления насыщения, в призабойной зоне образуется двухфазный поток, что приводит к уменьшению фазовой проницаемости по нефти и резкому снижению продуктивности. Так, значительный спад уровня добычи по скважине №303 произошел в течение 5 мес: дебит снизился с 38 до 15,6 т/сут, вместе с тем депрессия на пласт увеличилась до 200 атм. Эксплуатация при давлении ниже давления насыщения приводила к значительному высвобождению газа.
Указанные особенности геологического строения и фазового состава пластового флюида не позволяют эффективно эксплуатировать залежь традиционными методами. Поэтому было решено провести ГРП на всех скважинах, пробуренных на ачимовский горизонт. После успешного ГРП на скважине № 303 были подвергнуты обработке новые скважины №№ 5228, 5230 и 5222, эксплуатировавшиеся до этого не более месяца. Для заданной проницаемости пласта подбиралась оптимальная полудлина и проводимость трещины. Оптимальная полудлина составляет примерно 150 м, однако с учетом экономических и технологических факторов она была ограничена 100 м. Проектирование ГРП с применением технологии концевого экранирования трещины позволило дополнительно увеличить проводимость трещины и обеспечить высокий дебит нефти при многофазной фильтрации. Во всех скважинах были произведены ГРП с закачкой более 100 т проппанта, созданы трещины с полудлиной не менее 100 м и средним раскрытием 0,8-1 см. Было достигнуто равномерное распределение проппанта по всей длине трещины. Проводимость трещин высокая и составляет более 1000 мД•м, причем она максимальна в призабойной зоне, что существенно повышает пропускную способность трещины (Данные предоставлены Schlumberger).
Правильность выбранной технологии проектирования грп была подтверждена результатами работы скважин. после обработки грп все скважины работают в режиме естественного фонтанирования с установленными штуцерами 8-10 мм. Отмечаются и отрицательные моменты в работе скважин ачимовского пласта после проведения грп, которые связаны в основном с водо- и газопроявлениями. Так, при проектировании грп на скважине № 5222 принимался во внимание тот факт, что подошвенная заглинизированая часть залежи является нефтеводонасыщенной, следовательно, обводненность скважинной продукции ожидалась на уровне 40-50 %. Фактическая эксплуатация скважины в первые месяцы работы после грп подтвердила этот прогноз: доля воды в продукции скважины составила 35-40 % при дебите нефти 35-40 т/сут.
Основными факторами роста коэффициента продуктивности скважин после грп являются увеличение эффективного радиуса скважины, вовлечение в разработку всей нефтенасыщенной толщи пласта за счет глубокого проникновения в пласт и приобщения к эксплуатации максимального числа продуктивных пропластков и удаленных гидродинамически изолированных участков залежи, которые не вырабатываются без грп.
Выводы.
1. Гидравлический разрыв пласта является сегодня одним из наиболее эффективных методов интенсификации скважин, вскрывающих не только низкопроницаемые пласты, но и коллекторы средней и высокой проницаемости. Наибольший эффект от проведения ГРП может быть достигнут при внедрении комплексного подхода к проектированию гидроразрыва как элемента системы разработки с учетом разнообразных факторов, таких как проводимость пласта, система расстановки скважин, энергетический потенциал пласта, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и проппанта, технологические и экономические ограничения.
2. Всесторонний анализ большеобъемных глубокопроникающих ГРП на коллекторах ачимовской свиты Ярайнерского месторождения показал, что эта технология является на сегодняшний день самым эффективным методом не только интенсификации притока, но и ключевым элементом разработки месторождения. Гигантские запасы углеводородов, сосредоточенные в низкопроницаемых коллекторах месторождений Западной Сибири, разработка которых традиционными методами считалась нерентабельной, могут быть введены в активную эксплуатацию с применением технологии большеобъемных глубокопроникающих ГРП.

ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Кроме того, в производственной практике ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» получил распространение локальный (мини) гидроразрыв, как средство воздействия на ПЗП для снятия фильтрационных сопротивлений (скин-дефекта). При этом достаточно создание трещин длиной до 10 - 15 м и закачка нескольких тонн проппанта, дебит скважин увеличивается в 5 - 7 раз.
В последнее время интенсивно внедряется технология большеобъемного ГРП, приводящая не только к снятию скин-дефекта ПЗП, но и вовлечению в разработку дополнительных запасов в удаленной зоне пласта и повышению нефтеотдачи путем закачки от десятков до сотни тонн песка. При проницаемости пласта 0,01 - 0,05 мкм2 в этом случае длина трещин достигает 30 - 50 м.
Наряду с этим применяется селективный гидроразрыв, позволяющий интенсифицировать добычу нефти из скважин, расположенных в водонефтяной зоне или на водоплавающих залежах.
Для стимулирования разработки сверхнизкопроницаемых природных резервуаров (менее 1 - 3 мД) прогнозируется применение технологии массированного ГРП с длиной трещин 150 - 200 м с закачкой более сотни тонн проппанта.
В середине 90-х годов основные месторождения были разбурены уплотняющей сеткой, плотность которой составила 14 - 16 га/скв. В сложившейся ситуации интенсификацию разработки низкопродуктивных запасов можно было осуществить лишь повышением дебита в пробуренном фонде скважин путем стимулирования притока.
Общий объем производства ГРП к началу 2001 г. составил 1371 операций, а накопленная добыча нефти достигла около 14 млн. т. После ГРП средний дебит нефти увеличивается в среднем в 7,7 раза, жидкости – в 10 раз при достаточно высокой успешности работ. В результате ГРП в 70 % случаев обводненность возросла с 2 до 25 %.
Наибольшая эффективность ГРП достигнута при применении как элемента разработки с учетом размещения скважин и оценкой взаимовлияния нагнетательных и добывающих скважин. При таком подходе эффект от проведения ГРП рассматривается по элементу (участку, блоку) разработки (Муравленковское, Вынгапуровское месторождения).
Реальный прогноз и анализ эффективности ГРП возможен на основе трехмерной цифровой геолого-гидродинамической модели. На основе модели оценивается целесообразность ГРП, его влияние на нефтеотдачу, изменение темпа выработки запасов, выявляется необходимость повторного ГРП (Сугмутское, Средне-Итурское месторождения).
Перед проведением ГРП необходимо предусмотреть комплекс исследований для прогноза направления, проводимости трещины, а также систематический мониторинг за реализацией ГРП для повышения эффективности мероприятия.
В ходе почти 10-летней истории применения ГРП совершенствуется технология их производства. С 2000 года на месторождениях внедряется технология концевого экранирования для скважин с нарушением коллекторских свойств в ПЗП, суть которой заключается в создании коротких и широких трещин, проникающих за пределы зоны загрязнения, и закреплении их проппантом. В конце трещин создается уплотненная упаковка, а сама трещина имеет увеличенное раскрытие с повышенной проводимостью. С целью предотвращения выноса проппанта из прискважинной зоны трещины в проппантную упаковку добавляется стекловолокно Propnet, удерживающее внутреннюю структуру и зерна на месте.
С внедрением новой технологии возросла эффективность обработки, сокращены затраты на химреагенты для приготовления меньших объемов жидкости разрыва. Среднее значение скин-фактора после ГРП достигло - 4,7, что является весомой величиной.
Доля дополнительной добычи нефти за счет ГРП в 2000 - 2001 гг. достигла существенного значения – 7,2 % от всей добычи по предприятию. В прогнозном периоде значение физических методов будет возрастать.

ОАО «Сургутнефтегаз»

В ОАО «Сургутнефтегаз» освоение гидроразрыва пласта началось в 1993 году и к январю 2002 года было проведено свыше 1300 скважино-операций на всех объектах разработки. В настоящее время ГРП выполняются на базе двух комплектов современного оборудования производства США, позволяющего производить до 450 разрывов в год на месторождениях с различными горно-геологическими условиями при широком диапазоне изменения технологических режимов приготовления реагентов и их подачи в пласт.
Основными принципами применения гидроразрыва пласта в ОАО «Сургутнефтегаз» являются:
организация эффективной системы подбора объектов для проведения ГРП, контроля и критического анализа результатов выполнения работ;
совершенствование методик проектирования, разработка новых технологий ГРП и расширение области его эффективного применения;
освоение и эффективное использование современных технических средств, материалов и технологий ГРП.
Выбор объектов для проведения ГРП осуществляется на основе геолого-технологических критериев, выработанных на базе критического анализа технологии создания и закрепления трещин и эффективности всех выполненных ГРП. Это позволяет по формальным признакам осуществлять автоматизированный выбор скважин-кандидатов для формирования плана работ на ближайшую и долгосрочную перспективу.
Достоинство такого подхода состоит в возможности выявления наиболее перспективных направлений развития технологии ГРП на основе прогноза фонда скважин, характеристики которых, по отдельным параметрам, выходят за рамки данных критериев. Например, формальное уменьшение допустимой толщины экранов при соблюдении всех других критериев позволяет выявить фонд скважин, где возможно проведение ГРП только с изоляцией прорыва экрана (изоляционных ГРП), а выявление в пласте глинистых прослоев толщиной более 3 м - определить потребность в создании технологий селективных и многоэтапных ГРП.
На основе этих принципов в ОАО «Сургутнефтегаз» разработана программа применения ГРП на период до 2015 года, которая, в частности, предусматривает увеличение объемов выполняемых операций с 250 в 2001 году до 350 в 2015. Долгосрочное планирование ГРП позволяет оптимизировать затраты на организацию работ, оборудование и материалы что, в конечном счете, повышает его экономическую эффективность.
Одним из важнейших элементов повышения эффективности ГРП является совершенствование технологии его проектирования. С этой целью активно используются новейшие зарубежные программы моделирования процесса развития трещин и проектирования технологии в пластах сложного строения, а так- же создаются и постоянно совершенствуются собственные методики расчетов. Для их адаптации к условиям конкретных месторождений Западной Сибири практически на всех скважинах до и после ГРП проводится комплекс геофизических исследований по определению профилей притока, а в последнее время и исследования акустических свойств отложений в интервале залегания пласта. Одновременно выполняются лабораторные исследования по определению упругомеханических и фильтрационно-емкостных свойств образцов кернового материала в условиях залегания пласта, результаты которых используются при составлении текущих проектов ГРП. Это позволило существенно повысить качество проектирования ГРП, в результате чего резко сократилось количество гидроразрывов с низкой эффективностью (дополнительная добыча нефти на 1 ГРП менее 3 тыс. т.), а величина средней дополнительной добычи нефти на 1 ГРП в 2001г. достигла 10,76 тыс. тонн.
Существенную роль в повышении эффективности играет развитие технологии ГРП, адаптация передового отечественного и зарубежного опыта для месторождений Западной Сибири. Исследованиями различных авторов показано, что эффективность ГРП определяется рядом геолого-технологических и технико-экономичестих факторов. Для снижения негативного влияния большинства из них в ОАО «Сургутнефтегаз» применяется широкий спектр основных и вспомогательных технологий ГРП. Так для снижения высокого гидродинамического сопротивления, создаваемого перфорационными отверстиями при движении технологической жидкости из скважины в трещину в процессе разрыва, широко используется абразивная обработка каналов движения геля и стенок трещины. Это позволило избежать осложнений в процессе закрепления при увеличении концентрации проппанта на завершающей стадии до 1200 кг/м3 и достичь более высокой проводимости трещины.
Увеличение концентрации проппанта в жидкости разрыва привело как к росту эффективности ГРП, так и сделало экономически целесообразным проведение повторных гидроразрывов. Объектами для повторных ГРП являются скважины, нуждающиеся в частичной или полной коррекции геометрии и проводимости трещины, скважины с низкоэффективными гидроразрывами (величина дополнительной добычи нефти менее 3 тыс. т), а также скважины, утратившие со временем свою изначально высокую продуктивность.
Месторождения Западной Сибири характеризуются высокой расчлененностью, поэтому, как показывает опыт, создание единой трещины в пластах большой мощности зачастую невозможно ввиду их высокой послойной неоднородности как по упругомеханическим, так и по фильтрационно-емкостным свойствам. В таких случаях применяют многоэтапный (поинтервальный) ГРП с различными схемами разобщения продуктивных интервалов. Аналогичные схемы проведения работ применяются для создания трещины в выделенном интервале пласта (селективный ГРП). Однако практическое применение данных технологий ограничено техническим состоянием ствола скважины и особенностями геологического строения пласта.
Традиционно, газонефтеводяные зоны с разделяющими экранами толщиной менее 4 м не являются объектами для ГРП т.к. в процессе развития трещины нарушается целостность глинистых перемычек, и возникают нежелательные межпластовые перетоки. Для проведения ГРП на таких объектах в ОАО «Сургутнефтегаз» отработана технология экраноустанавливающего (изоляционного) ГРП, основанного на закачке в составе технологической жидкости оторочки композиции, заполняющей периферийные зоны создаваемой трещины и обладающей изоляционными свойствами для газа или воды. Испытания более чем на 45 скважинах показали, что при проведении ГРП в пластах с близким расположением подошвенных водоносных пропластков в качестве изоляционных материалов можно использовать цементный раствор.
Показатели эффективности новых технологий не уступают базовым, существенно расширяя область применения ГРП как способа интенсификации притока и повышения нефтеотдачи.
Промысловый опыт показывает, что дебит скважин после ГРП уменьшается во времени. Поэтому актуальна проблема отработки технологий воздействия на модифицированную трещиной призабойную зону и пласт в целом. Анализ результатов применения различных обработок призабойной зоны (ОПЗ) показывает, что их эффективность в скважинах с ГРП резко возрастает.
Это обусловлено увеличением, в результате создания трещины, площади поверхности призабойной зоны пласта (ПЗП), с одной стороны, и очисткой трещины и притрещинной зоны пласта, с другой. Об этом свидетельствует существенное отличие степени восстановления достигнутых в результате ГРП дебитов добывающих и приемистостей нагнетательных скважин при воздействиях на ПЗП: в первом случае продукты реакции от реализации ОПЗ вымываются из трещины и дебит резко растет, во втором - не извлекаются и приемистость возрастает слабо. Причем, эффективность действия различных реагентов определяется степенью засорения трещины и притрещинной зоны. Так, при сильном снижении дебита скважин после ГРП наиболее эффективны ОПЗ растворителями, а при малом – кислотными композициями. Это показывает, что механизм снижения проводимости трещин состоит в аккумуляции в поровом пространстве на остатках разложения геля (до 12 % начального его объема микрочастиц песка, глины, обломков зерен проппанта, а также стойких водонефтяных эмульсий. Разрушение гелей на водной основе в наибольшей степени достигается в кислой среде, поэтому основу технологий восстановления проводимости трещин и предупреждения ее снижения во времени должны составлять кислотные обработки.
Для предупреждения снижения проводимости трещин продуктами разложения геля после ГРП разработана технология создания трещин с закачкой промежуточной кислотной оторочки. Результаты промысловых испытаний показывают, что дебит скважин после ГРП по данной технологии увеличивается во времени, в то время как дебит соседних скважин с ГРП без кислотной обработки - уменьшается. Восстановление проводимости трещин ГРП, выполненных ранее по обычной технологии, проводилось по технологии, основанной на обработке трещин композицией кислотного состава и ПАВ. Пробные испытания показали, что степень восстановления достигнутого после ГРП начального дебита превышает 80 %, т.е. по технологической эффективности данная технология сопоставима с повторными ГРП, а по стоимости на порядок ниже.
Теоретические исследования и промысловая практика показывают, что эффективность ГРП как средства воздействия на участок или залежь в целом существенно возрастает при его системном применении. Так, проведение системного ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах пластов БС10, БС11 Западно - Сургутского месторождения привело к росту во времени суточной добычи по нефти без существенного увеличения обводненности продукции.
В настоящее время большинство месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» вступает в завершающую стадию разработки, когда возрастает значимость применения и повышения эффективности МУН. Опыт разработки месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» показал, что максимальное увеличение нефтеотдачи обеспечивается комплексным воздействием различных методов на участок пласта, поэтому в настоящее время перспективным направлением развития технологии гидроразрыва пласта в ОАО «Сургутнефтегаз» являются комплексное применение ГРП и МУН, а также системное применение ГРП. Основой комплексного применения ГРП и МУН является моделирование различных вариантов воздействия на пласт через нагнетательные и добывающие скважины и выявление наиболее эффективного их них. При этом МУН могут проводиться как в самой скважине ГРП, так и в окружающих скважинах участка, а эффективность воздействия зависит от стратегии выбора скважин, которая должна сочетать в себе увеличение отбора жидкости с обеспечением адекватной компенсации нагнетанием.
Высокой потенциальной эффективности использования ГРП совместно с МУН способствуют его технологические особенности: применение высоковязких жидкостей с неньютоновскими свойствами на водной и нефтяной основах, возможность оперативной подачи жидкости на удаленные от скважины расстояния с минимальной опасностью изменения их свойств из-за взаимодействия с пластовыми системами (например кислот), возможность направленной закачки больших объемов жидкости или смесей жидкостей и твердых компонент. Так, закачка жидкостей с неньютоновскими свойствами является одним из наиболее эффективных путей выравнивания профилей вытеснения и повышения нефтеотдачи пластов. Закачки оторочек кислоты большого объема позволяют охватить пласт воздействием на большую глубину и сформировать последовательно валы нефти и водонефтяной эмульсии, способствующих снижению остаточной нефтенасыщенности и выравниванию профиля вытеснения. Полное совмещение этих воздействий на пласт реализуется при проведении ГРП в нагнетательной скважине, когда используемый для создания трещины технологический гель дополнительно является потоковыравнивающим составом, а следующая за ним закачка в не закрепленную трещину большого объема кислоты приводит к ее поступлению преимущественно в низкопроницаемые и наиболее нуждающиеся в обработке прослои. Заключающие операцию закрепление трещины проппантом и закачка воды способствуют, в последующем, эффективному глубокому прониканию, перемещению оторочки в глубь пласта. Проведенные опытные работы показали, что дополнительная добыча при реализации этой технологии существенно выше, чем при обычном воздействии, т.е. наблюдается синергетический эффект.
В настоящее время ГРП является одним из наиболее эффективных инструментов воздействия на нефтяные пласты месторождений ОАО «Сургутнефтегаз», который непрерывно совершенствуется и адаптируется к сложным горно-геологическим условиям.
В перспективе ожидается существенное увеличение эффективности ГРП за счет его использования как элемента системного комплексного воздействия на укрупненные участки залежи.
Критерии первичного выбора скважин для ГРП, использующиеся в ОАО «Сургутнефтегаз»
Параметр Диапазон
Для добывающих скважин
Нефтенасыщенная мощность пласта не менее 3м
Потенциальный дебит(макс. дебит за всю историю эксплуатации) не менее 10т/сут
Начальная нефтенасыщенность кн>0,4+0,15(1-?пс)
Мощность перекрывающих и подстилающих экранов не менее3м
Отношение тек. пласт. давл. к начальному не менее 0,9
Состояние цем. камня в инт. перфорации _+ 20м хорошее
Скв. не должна иметь заколонных перетоков
Накопл. добыча нефти по скв. Qн
должна отвечать соотношению 151,1 Ннкнкп < 0,3?пс
Где: Qн – накопл. добыча по нефти, тыс. т
кн – начальн. нефтенасыщенность, доли ед.
кп – пористость, доли ед.
Нн – нефтенасыщенная мощность,м
Обводненность продукции не более 50%
Зенитный угол ствола скв. в инт-ле пласта не более 10о
Обводненность окружающих доб. скв. не более70%
Для нагнетательных скважин
Нефтенасыщенная мощность окр. доб. скв. более 5м
Нач. нефтенасыщенность коллекторов в окр. доб. скв. кн > 0,45 + 0,15(1-?пс)
Накопл. компенсация закачки воды не более 0,9
Мощность перекрывающих и подстилающих экранов более3м
Состояние цем. камня в инт. пласта +-20м хорошее
Скв. не должна иметь межколонных перетоков
Сумм. накопл. добыча нефти по окруж. доб. скв. ?QН
должна отвечать соотношению 151.1 п Нн кн кп < 0,4?пс
где: п – кол-во окр. доб. скв.
?пс – ср. знач. диффузионно-адсорбц-го потенциала по окр. доб. скв.
средн. амплитуда ?сп пласта в нагнет. скв. более 0,7
удельн. приемистость скв. менее 20?сп/м перфор. толщины.







Дата добавления: 2015-08-12; просмотров: 3465. Нарушение авторских прав


Рекомендуемые страницы:


Studopedia.info - Студопедия - 2014-2019 год . (0.003 сек.) русская версия | украинская версия