Гидроразры́в пласта́. Гидроразрыв пласта
 Скачать 17.61 Mb.
|
АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ ГРПОБЗОРНАЯ 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. |