Гидроразры́в пласта́. Гидроразрыв пласта

• Название: Гидроразрыв пласта
• Анкор: Гидроразры́в пласта́.doc
• Дата: 16.01.2018
• Размер: 17.61 Mb.
• Имя файла: Гидроразры́в пласта́.doc
• Тип: Документы; #14130
• страница: 3 из 6

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.

ООО «ЛУКОЙЛ-Зап. Сибирь», ОАО «СибНИИНП»
1. Достигнутый объем обработок скважин методом гидроразрыва пласта (ГРП) на месторождениях Западной Сибири свидетельствует о его интенсивном промышленном применении. Область применения метода охватывает все типы эксплуатационных объектов на различных стадиях разработки с широким диапазоном свойств продуктивных пластов.
Наряду с очевидным эффектом имеются и примеры неуспешности применения метода. Под неуспешными операциями понимаются аварийные «стопы», отсутствие увеличения притоков пластовых флюидов, снижение добычи по нефти сразу или за краткий срок после ГРП и т.д. Неудачи обусловлены, например, следующими обстоятельствами.
Некоторые сервисные компании при выполнении ГРП придерживаются определенных типовых технологий обработки без детального учета индивидуальных особенностей объекта (скважины). Такая практика зачастую приводит, особенно в водонефтяных зонах, к различным осложнениям. Например, к быстрому росту обводненности продукции, что обусловлено прорывом глинистых разделов трещиной гидроразрыва или подтягиванием подошвенной воды по трещине большой высоты. Тем самым ухудшаются характеристики вытеснения и система выработки запасов, т.е. наблюдается негативное влияние на нефтеотдачу, потеря ресурсов. Не оправдано массовое (большая доля скважин с ГРП в общем фонде) применение ГРП на участках в условиях, когда система разработки не обеспечивает поддержания энергетики пласта. В таких случаях обработка не дает желаемого эффекта: не только не устанавливается длительное кратное увеличение дебитов скважин после ГРП, но и не достигается их начальная продуктивность.
Таким образом, недостаточно глубокая проработка проектов ГРП (подбор скважин, «дизайн» трещины и т.д.) приводит к потере эффекта от применения метода.
С целью повысить нефтеотдачу пласта в результате ГРП технологические составляющие метода (реагенты, режимы их подачи и т.д) непрерывно модифицируются. Следует подчеркнуть, что совершенствование технологий ГРП обязательно должно сопровождаться разработкой оптимальных проектов, обеспечивающих увеличение степени извлечения углеводородных ресурсов при одновременном снижении удельных затрат на их добычу. Оптимизация должна выполняться с учетом ряда ограничений, гарантирующих недопущение аварийных нарушений структуры продуктивного пласта и неснижение качества характеристик отбора запасов.
В связи с вышесказанным важную роль приобретает проблема разработки и внедрения в практику эффективных методик анализа и проектирования ГРП, который является наукоемкой технологией глубокопроникающего водействия на продуктивный пласт. В настоящей работе приводится описание такой методики, созданной в ОАО СибНИИНП, и процедуры ее применения на месторождениях Шаимского района.
2. Поиск оптимальных технологий ГРП связан со значительными трудностями, возникающими при расчетах характеристик трещин гидроразрыва, когда необходим адекватный учет большого объема информации о горно-геологических условиях и состоянии разработки. Ввиду многочисленности факторов, совместно влияющих на результат ГРП, только на основе математического моделирования процесса удается устанавливать необходимые связи между геологическими и технологическими факторами и результатом гидровоздействия на глубинные структуры продуктивных объектов. С привлечением полученной при моделировании информации становится возможной разработка процедур прогноза и оценки технологической эффективности применения ГРП, которые включают два основных блока исследований:
расчет геометрических и проводящих характеристик трещины, вычисление кратности увеличения продуктивности скважины после ГРП;
оценка дополнительной добычи нефти в результате ГРП с учетом системы разработки для конкретных геологических условий объекта.
Сложившаяся практика моделирования ГРП характеризуется следующими особенностями подходов исполнителей к решению проблемы. Сервисные фирмы, выполняющие ГРП, останавливаются (в силу взаимоотношений с недропользователем) на выполнении только первого блока работ. Научно-исследовательские и проектные организации, в основном, сразу же переходят ко второму блоку. Исходными данными для этой стадии служат фактические результаты ГРП и, чаще всего, принимается среднее (или несколько средних) значений кратности увеличения продуктивности после ГРП для рассматриваемого объекта.
Методика анализа и проектирования ГРП, разработанная в СибНИИНП, включает оба блока исследований.
Способы решения задач второго блока - оценки дополнительной добычи нефти после ГРП в системе скважин для конкретных геологических условий объекта - широко известны, поэтому, не останавливаясь на их подробном обсуждении, укажем только, что они включают две группы методов:
гидродинамическое моделирование процесса разработки продуктивного объекта в системе скважин с использованием детальной геолого-технологической модели;
прогноз дополнительной добычи нефти по характеристикам вытеснения, динамике изменения дебитов нефти и жидкости.
Здесь основное внимание уделено способам комплексного решения задач первого блока, с которыми связаны следующие этапы исследований:
Анализ всего имеющегося массива данных о характеристиках геологических условий и технологических режимов; выявление степени и характера их влияния на эффективность операции ГРП с привлечением методов математической статистики.
Математическое моделирование ГРП для одиночной скважины, которое включает детальные расчеты процесса развития трещины с определением ее геометрических параметров и построение по результатам численных экспериментов инженерных расчетных методик, использующих функциональные зависимости между основными параметрами, с настройкой на каждое месторождение.
Экспресс-методика оценки эффективности обработки, в которой существенно используется понятие эффективного радиуса скважины как комплексного параметра, интегрально учитывающего основные геологические и технологические факторы.
Корректировка настроек моделей на основе сопоставления расчетных и фактических показателей эффективности ГРП, определение надежности прогноза.
Формулировка критериев выбора скважин-кандидатов под ГРП по результатам обобщения опыта численного моделирования и полученных статистических закономерностей.
Оперативная оценка характеристик оптимальных технологий ГРП для отобранных скважин с прогнозом ожидаемой эффективности операции и с последующим уточнением оптимальных технологических режимов путем детального моделирования, а также оценка близости фактических обработок к оптимальным с целью выработки рекомендаций по новым проектам.
Моделирование ГРП в системе скважин, включающее решение площадных задач и оценку взаимовлияния скважин.
Все этапы анализа эффективности ГРП взаимоувязаны.
3. Основная идея методики прогноза и оценки технологической эффективности применения ГРП, разработанной в СибНИИНП, состоит в обязательном использовании результатов моделирования уже проведенных ГРП. Причем, моделирование распространяется не только на работу скважин с «готовыми» трещинами в системе разработки, как рекомендовано в документе, но и на процесс создания трещины. Для этого требуются адекватная модель процесса ГРП, ее гибкая программная реализация и процедуры верификации модели. Для этапа моделирования в ОАО СибНИИНП разработан программный комплекс FracSim, в котором реализована оригинальная математическая модель гидроразрыва. С помощью этого программного комплекса проведены расчеты процесса развития и закрепления трещин с воспроизведением всех данных по фактическим обработкам сотен скважин Даниловского, Северо-Даниловского, Лазаревского, Ловинского и других месторождений ТГШ «Урайнефтегаз».
Верификация модели осуществляется сопоставлением расчетных и фактических показателей работы скважины после обработки. Несмотря на значительные отклонения по отдельным скважинам, линейный тренд всей совокупности данных достаточно близок к теоретическому (относительная погрешность прогнозного углового коэффициента составляет около 10 %). Учитывая уровень точности исходных данных, эту погрешность можно считать невысокой.
Теоретические исследования и численные эксперименты позволили проанализировать степень чувствительности результата моделирования к вариации различных параметров и выделить наиболее сильно влияющие на результат геологические и технологические характеристики. На этой основе удалось разработать инженерные методики расчета параметров трещин ГРП. Необходимые для их применения связи между переменными устанавливаются как статистические зависимости при настройке на каждый объект путем предварительного детального моделирования с помощью программы FracSim представительного набора выполненных ГРП. Такие настройки выполнены для большинства месторождений Шаимского района.
При описанном подходе к проблеме удалось также сформулировать и решить задачу оптимизации технологических режимов ГРП.
Методики оперативного прогноза и оценки эффективности операций гидроразрыва пласта реализованы в компьютерной программе Prognoz_GRP. В режиме прогноза для заданных геологических условий и параметров технологии выполняются расчеты размеров трещины и прогноз кратности увеличения продуктивности скважины после ГРП (по отношению к потенциальной). Для заданных объемов обработки (общая масса проппанта и его средняя концентрация в основной пачке) оценивается близость технологии к оптимальной. В режиме поиска оптимума оцениваются основные параметры оптимальной технологии, обеспечивающие наибольшее увеличение продуктивности скважины после ГРП при заданных ограничениях на высоту и ширину трещины, темп закачки жидкости, общую массу проппанта и его допустимую среднюю концентрацию в основной пачке. Программный продукт Prognoz_GRP с адаптацией к данному промысловому объекту зарекомендовал себя как практичный инструмент для соответствующих служб недропользователя.
4. Используя результаты моделирования фактических обработок скважин, удается оценить эффективность применяемых технологий ГРП в каждой ситуации, выявить причины неуспешных обработок, выработать рекомендации, направленные на совершенствование технологий, например, подобрать технологические режимы селективного гидроразрыва.
Рассмотренная методика анализа ГРП расширена на процедуру выбора проектных решений. Резервы повышения технологической эффективности ГРП устанавливаются путем сравнения параметров фактических и оптимальных (расчетных) технологий. Так, например, удается оценить качество проектных решений сервисных компаний и сформулировать предложения по совершенствованию технологий. Применение методики иллюстрируется следующим примером.
Для каждой скважины в первой строке указаны данные для фактической технологии ГРП, во второй - прогнозные оптимальные значения. Видно, что для скважины 9198 (пласт с низкой средней проницаемостью) параметры оптимальной технологии должны обеспечивать создание более длинной трещины. Это достигается уменьшением темпа закачки Q и среднего массового содержания проппанта в смеси М. Напротив, для скважины 5302 (высокая средняя проницаемость пласта) параметры стандартной технологии оказываются «избыточными», т.к. создается слишком длинная и узкая трещина. Поэтому, можно было бы получить более высокую эффективность, уменьшив массу проппанта (примерно на 45 %) и темп закачки. Однако при этом пришлось бы увеличить среднюю концентрацию проппанта, чтобы создать и закрепить более широкую трещину.
Этап применения разработанных методик для выбора скважин под ГРП включает предварительную отбраковку и отбор скважин по установленным эмпирическим критериям и прогнозу эффективности планируемой обработки. При этом возникает необходимость выполнения массовых расчетов для оценки эффективности планируемой обработки и определения оптимальных технологий. Детальное моделирование всего фонда скважин для разных режимов обработки с привлечением пакета FracSim привело бы к огромным затратам времени. Поэтому предварительный отбор скважин-кандидатов на заданном участке выполняется по экспресс-методике с помощью программы Prognoz_GRP.
Вычисленные для скважин оптимальные технологические параметры затем уточняются путем последующего детального моделирования процесса ГРП и корректировки рекомендуемых для проекта режимов обработки. Далее моделируется работа системы скважин.
Второй блок исследований - оценка дополнительной добычи нефти в результате обработки скважины в системе разработки для конкретных геологических условий объекта реализован в рамках стандартных подходов. По динамике изменения накопленных отборов (дебитов) жидкости и нефти (характеристикам вытеснения) и по величине мгновенного эффекта обработки - кратности увеличения продуктивности (расчетной или фактической) выполняется прогноз длительности эффекта и объема дополнительной добычи. Корректировка прогноза, осуществляется с помощью гидродинамического моделирования процесса разработки продуктивного объекта в системе скважин с использованием детальной геолого-технологической модели; причем для скважин с проведенным ГРП используются рассчитанные характеристики трещин.
В настоящее время эксплуатация большинства месторождений Западной Сибири ведется на стадии падающих дебитов нефти. В этих условиях значение ГРП как метода увеличения нефтеотдачи все более возрастает. Описанная методика анализа и проектирования ГРП при этом становится одним из средств повышения успешности применения метода, позволяя обоснованно выполнять отбор объектов обработки с прогнозом ожидаемого эффекта.
5. Сопровождение работ по выполнению ГРП на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» с применением описанных методик организовано по следующей схеме.
Предварительный выбор скважин под ГРП осуществляется службами недропользователя совместно с научной организацией (СибНИИНП) и сервисной компанией (СП КАТКонефть) согласно установленному набору критериев. Затем список скважин-кандидатов подвергается подробному тестированию. Для каждой скважины с учетом особенностей геологического строения и состояния разработки СибНИИНП выполняет мини-проект, включающий моделирование ГРП с оценкой ожидаемой эффективности обработки и вырабатывает рекомендации по выбору оптимальных технологических параметров (с учетом настроек на условия объекта). Список прошедших тестирование скважин и предложения по технологиям проведения ГРП представляются недропользователю. Далее происходит согласование проектов ГРП и сервисная компания получает заказ на выполнение работ. Для выполненных ГРП сравнение расчетных и фактических показателей эффективности позволяет осуществлять постоянный анализ результатов работ и вносить необходимые коррективы в планы их дальнейшего проведения.
В результате практического использования методики на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» после анализа выполненных ГРП, настройки на условия объектов и анализа фонда рекомендовано для проведения ГРП, начиная с 2001 г. и на перспективу, 176 скважин. Опыт применения рассмотренного комплексного подхода к организации научно-обоснованного проектирования ГРП и его целевого проведения на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» оказался успешным, так как достигнута стабилизация эффекта в условиях истощения запасов и значительного сокращения фонда скажин, пригодных для обработки.

ТПП «Лангепаснефтегаз»
В настоящее время большинство высокодебитных объектов крупных нефтяных месторождений Западной Сибири имеют высокую степень выработки запасов и соответственно высокую обводнённость добываемой продукции. В то же время на высокопродуктивных объектах имеются отдельные зоны и зональные интервалы пластов приуроченных к слабодренируемым, низкопроницаемым и неоднородным коллекторам. Большинство вводимых в разработку объектов и участков залежей так же связано с расчлененными низкопродуктивными коллекторами. Одной из основных задач обеспечения эффективной разработки залежей, с учетом текущей структуры запасов является интенсификация добычи. Наиболее эффективным методом повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).
В результате проведения ГРП кратно повышается дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет вовлечения в разработку ранее недренируемых зон и пропластков.
Эффективность ГРП определяется влиянием комплекса факторов:
геологических (эффективная и общая толщина пласта, проницаемость, расчлененность, неоднородность коллекторов по площади и разрезу, упругие свойства пласта, размеры непроницаемых экранов);
технологических (объем и вязкость жидкости разрыва, скорости нагнетания, общая масса и концентрация проппанта);
состояние разработки (близость нагнетания, состояние пластового давления, состояние выработки запасов на участке проведения ГРП).
Поэтому, для успешной разработки подобных объектов необходим научно-обоснованный подход к выбору скважин под проведение ГРП, учитывающий все многообразие факторов, влияющих на эффективность обработки.
При проектировании разработки месторождений с применением ГРП необходимо решить следующие основные задачи:
предварительный выбор скважин для проведения ГРП;
обоснование рекомендуемых параметров создаваемой трещины;
прогнозирование технологической эффективности обработки;
прогнозирование эффективности ГРП для участка или объекта разработки в целом.
Успешно решать вышеперечисленные задачи возможно только на основе анализа проведенных ГРП в условиях конкретного нефтегазоносного района и объекта.
Территория деятельности ТПП «Лангепаснефтегаз» охватывает значительную площадь Нижневартоского нефтегазоносного района, которая включает 9 нефтяных месторождений.
Основной нефтесодержащей толщей является комплекс отложений в составе алымской и верхней части ванденских свит. Наиболее крупными по размерам и запасам являются залежи пластов AB3i -АВ2, которые присутствуют на семи месторождениях района.
Пласты группы АВ имеют наиболее сложное геологическое строение. Характеризуются высокой неоднородностью строения и невыдержанностью по простиранию. Фильтрационные свойства коллекторов резко изменчивы по разрезу и площади и в среднем по месторождениям значительно различаются: проницаемость изменяется от 0,02 до 0,30 мкм2, пористость изменяется в пределах 21-25 %.
Вторая группа залежей на месторождениях района связана с пластами БВз - BBg отложений ванденской и мегионской свит. Пласты характеризуются достаточно выдержанным и однородным строением, высокой - до 80 % песчанистостью. Песчаники пластов имеют высокие фильтрационно-емкостные свойства. Средние значения открытой пористости по залежам составляет 20-22 %, проницаемость изменяется в пределах 010-0,94 мкм2.
Все залежи имеют обширные по площади водонефтяные зоны или являются водоплавающими.
Третья группа залежей приурочена к пластам БВю и БВп и ачимовской толщи, залегающим среди глин мегионской свиты. Пласты неоднородны по разрезу и невыдержанные по простиранию, имеют в целом низкие емкостно-фильтрационные свойства. Открытая пористость составляет 17-19 %, проницаемость по пластам БВ изменяется от 0,015 до 0,155 мкм2, по пластам ачимовской толщи - в пределах 0,002-0,04 мкм2, нефтенасыщенность составляет 0,47-0,72.
Нижний продуктивный комплекс в разрезе представлен отложениями верхней части васюганской и тюменской свит юрского возраста. Основным объектом является регионально нефтеносный пласт ЮВ. Залежи нефти в нем присутствуют на 8 месторождениях района. По месторождениям проницаемость в среднем изменяется в пределах 0,02-0,05 мкм2. В связи с низкими фильтрационными свойствами значительный фонд действующих скважин является низкодебитным.
На месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» ГРП проводят с 1994 года. Всего проведено 539 операции. Наибольший объем ГРП проведен на пластах группы ЮВ - 59 %, на пластах группы АВ - 33 % и на пластах группы БВ - 7 %. В целом доля скважин с ГРП от фонда добывающих скважин составляет - 13,7 %.
По скважинам дебит жидкости до ГРП изменяется от 0,6 т/сут. до 31,9 т/сут. На долю скважин, имеющих дебит до 5 т/сут. приходится 55 % скважин, от 5 до 10 т/сут. - 32 %, более 10 т/сут. - всего 13 % скважин.
Основной объем ГРП проведен в скважинах с обводнённостью продукции до 50 % (81 % от всего объема ГРП), из них в 60 % скважин обводнённость на момент ГРП составляла не более 20 %. Только в 10 % скважин обводнённость была больше 70 %. После проведения ГРП количество скважин с обводнённостью продукции более 50 % увеличилось до 44 %. При этом доля скважин с обводнённостью более 70 % достигла 23 %.

Геолого-физические факторы

Нефтенасыщенная толщина по скважинам с ГРП изменяется в пределах от 1 м до 23 м. Наибольшее количество ГРП проведено на скважинах, имеющих нефтенасыщенную толщину 4-6 м – 20 % и 6-10 м – 41 %. В скважинах с малой нефтенасыщенной толщиной (до 2 м) проведено 2 % ГРП.

Для пластов группы АВ диапазон изменения нефтенасыщенной толщины - от 1 до 23 м. Основные группы скважин: 4-6 м – 28 % и 6-10 м – 41 %.
Для пластов группы БВ диапазон изменения нефтенасыщенной толщины - от 1,8 до 10,8 м. Основные группы скважин: 2-4 м - 28 % и 6-0 м - 34 %.
Для пластов группы ЮВ диапазон изменения нефтенасыщенной толщины - от 1,6 до 19,0 м. Основная группа скважин 6-10 м – 42 %.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ
По пластам группы АВ скважины с ГРП имеют проницаемость от 1,0 мД до 1552 мД. В основном преобладают скважины со средней проницаемостью: 100 - 500 мД - 28 %, >500 - 26 %.
По пластам группы БВ диапазон изменения проницаемости колеблется от 6 до 317 мД. Доля скважин с проницаемостью меньше 10 мД невелика - 14 %. В основном скважины имеют среднюю проницаемость 10 - 50 мД - 53 % и 100 - 500 мД -29 %.
По пластам группы ЮВ преобладают скважины с проницаемостью: до 10 - 43 % и 10-50 мД - 35 %.
Песчанистость

В целом по группам пластов более половины всех скважин (81 %) вскрыли продуктивные породы с песчанистостью от 0,2 до 0,8 (табл. 2). Только 8 % скважин вскрыли продуктивные породы с низкой песчанистостью (менее 0,2) и 11 % - с песчанистостью более 0,8.

РАСЧЛЕНЕННОСТЬ
Основной объем ГРП по пластам групп БВ и ЮВ проведен на скважинах с расчлененностью до 4-х – 69 % и 88 % соответственно, по пластам группы АВ -по скважинам с расчлененностью до 7 (96 %). ГРП на скважинах с расчлененностью более 8 проведено на 4 % скважин пластов АВ и 10 % БВ.

Нефтенасыщенность
По пластам группы АВ диапазон изменения нефтенасыщенности колеблется от 0,285 до 0,695. Основная группа скважин имеет нефтенасыщенность 0,3 – 0,5 (59 %).
Диапазон изменения нефтенасыщенности группы ЮВ от 0,230 до 0,999. Скважины с ГРП в основном имеют нефтенасыщенность: 0,3-0,5 (33 %), 0,5-0,6 (36 %) и больше 0,6 (30 %)

Состояние разработки

Как правило, ГРП проводился на скважинах с небольшими отборами нефти на момент проведения операции (до 30 тыс. т). Таких скважин на пластах группы АВ - 79 %, БВ - 75 % и ЮВ - 92 %. В ряде случаев ГРП проводился в скважинах до этого не эксплуатировавшихся перед разрывом (новые скважины и скважины других объектов). Таких скважин насчитывается на пластах группы АВ - 8 %, БВ - 6 % и ЮВ - 1 %.
Важным фактором, оказывающим влияние на успешность ГРП, является местоположение скважины с ГРП от зоны нагнетания.
Распреде¬ления показывают, что в основном скважины с ГРП находятся от зоны нагнетания на расстоянии более 500 м. Однако по пластам группы БВ и ЮВ 22 % и 16 % скважин расположены от зоны нагнетания менее, чем 500 м, но более 200 м. По пластам группы АВ таких скважин 5 %. Анализ применения ГРП на месторож¬дениях Лангепасского района позволяет сделать следующие выводы.
Наибольшая эффективность метода приурочена к юрским отложениям. На Урьевском месторождении ГРП позволило увеличить добычу по юрским пластам в 7 раз, на Нивагальском месторождении дополнительно добыли 29 % нефти, на Урьевском - 75%
Первые три года (1994-1996) объемы проведения ГРП были небольшие. В этот период на месторождениях имелся значительный неработающий фонд - скважины, остановленные с дебитом по нефти 2-3 т/сут. Основнаяцель ГРП была связана с запуском этих скважин в эксплуатацию и восстановлением системы разработки. Одновременно велась отработка технологии проведения ГРП и принципов подбора скважин. Объемы закачки проппанта, как правило не превышали 5-6 т при средней концентрации проппанта 0,3 т/м3 и средней скорости про давки 3,5 м3/мин.
В дальнейшем объем массы проппанта увеличивается и составляет в среднем 12-15 т на скважину, при этом концентрация проппанта увеличивается до 0,35-0,4 т/м3 и скорость продавки до 4 м3/мин.
Наряду с очевидным эффектом за последние годы наблюдается уменьшение приростов дебита по нефти. Это связано с ухудшающейся структурой фонда скважин на основных объектах разработки. Большинство разрабатываемых объектов имеют высокую обводнённость добываемой продукции. Основная часть фонда добывающих скважин перспективных для проведения ГРП уже охвачен заводнением, поэтому важнейшей задачей при проведении ГРП является определение текущей структуры запасов в области дренирования скважины с трещиной в результате проведения ГРП.

ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр»
Самотлорское месторождение

Анализируемые скважины пласта АВ11-2 располагаются в северо-западной краевой части Самотлорского месторождения.
Ниже приведен анализ основных факторов, влияющих на эффективность процесса ГРП: толщина глинистой перемычки, давление разрыва, расстояние и состояние цементного кольца между интервалом перфорации и водонасыщенным пластом, длина трещины и количество проппанта.

1. Влияние подстилающего глинистого раздела

Важным параметром при выборе скважин для проведения ГРП является толщина глинистого раздела между эксплуатационным объектом и ближайшим водонасыщенным пластом. Рекомендуется ГРП проводить в скважинах с толщиной глинистой перемычки не менее 4,5-6м. По анализируемым скважинам АВ11-2 Самотлорского месторождения толщина глинистого раздела составляет в среднем 2,1 м и меняется от 0м до 3,5м. Таким образом, краевые участки пласта АВ11-2 являются «рискованным» объектом для ГРП. Практика проведения работ в таких зонах небольшая, а детального анализа эффективности ГРП нет.
Подстилающие пласт глинистые разделы по толщине отличаются неоднородностью и с увеличением содержания алевритовой фракции происходит снижение давления прорыва.
Определено влияние давления разрыва на добывные возможности скважин. При увеличении давления разрыва увеличивается обводненность продукции скважин, что, возможно, связано с разрушением глинистой перемычки. При этом величина давления разрыва, при котором не произойдет разрушения глинистой перемычки (толщина 2 м), по предварительным данным составляет 35-45 МПа.
К версии о нарушении глинистой перемычки в процессе ГРП на месторождениях Сургутского района также пришли авторы работы. Для оценки допустимой величины давления разрыва глинистой перемычки между пластами АВ11-2 и АВ13 необходимо провести исследования.
Показано влияние толщины глинистой перемычки на обводненность продукции скважины: при толщине 1,5-2,0 м обводненность 75 %, а при толщине 3,1-3,5 м соответственно –52 % . Надежность полученного вывода оценивается коэффициентом корреляции, равным 0,98.
2. Влияние расстояния и состояния цементного кольца между объектом эксплуатации и водонасыщенным пластом

Близко от коллектора АВ11-2 располагается пласт АВ13, обводненный закачиваемой водой. Выявлено влияние расстояния между объектом эксплуатации и водонасыщенным пластом на обводненность продукции скважины в группе, где толщина глинистой перемычки менее 2 м ; при анализе скважин с толщиной глинистой перемычки более 2 м показано, что связь с обводненность слабая. При этом коэффициенты корреляции соответственно равны 0,63 и 0,02.
Известно, что при проведении ГРП возникают большие гидродинамические нагрузки на зацементированное заколонное пространство и при некачественном цементировании происходит снижение эффективности ГРП.
Скважины 2000 г. разделили на две группы: скважины с накопленной добычей более 1 тыс. тонн нефти; скважины с накопленной добычей менее 1 тыс. тонн. Геологические условия и продолжительность эксплуатации скважин рассматриваемых групп близки. Определен допустимый и расчетный перепад давления (при проведении ГРП) на заколонное пространство. Как видно (табл.6)*, в группе скважин с накопленной добычей менее 1 тыс. т нефти перепад давления на цементное кольцо в процессе создания трещины (17,5МПа) и допустимый перепад давления (16,1МПа) близки. Эта группа скважин имеет большую вероятность обводнения по заколонному пространству, чем скважины второй группы (14,3МПа) и (17,1МПа). Согласно этим данным высота качественного цементного кольца в интервале от объекта эксплуатации до водонасыщенного пласта равна 11м.

3. Влияние длины трещины и количества проппанта

При анализе данных, представленных компанией Halliburton, отмечается отсутствие связи между длиной трещины и количеством проппанта.
Определено влияние количества проппанта на средний месячный удельный дебит жидкости для скважин пласта АВ11-2 , имеющих глинистую перемычку толщиной более 2 м. Для пласта АВ11-2 8-10т проппанта достаточно и дальнейшее увеличение его количества не способствует повышению добычи жидкости. Возможно, это связано с тем, что трещина ГРП распространяется на водонасыщенную часть пласта и происходит преждевременное обводнение продукции скважины. Аналогичный вывод получен при анализе влияния длины трещины на дебит нефти и жидкости. При этом длина трещины для пласта АВ11-2 должна быть не более 34-36 м. Данный вывод после накопления промыслового материала необходимо уточнить.

4. Оценка эффективности технологии ГРП

Проведена оценка эффективности технологии SETTLE, применяемой на скважинах АВ11-2 и предназначенной для объектов с близкорасположенным водоносным пластом. В анализе рассмотрены скважины с глинистой перемычкой менее 2 м и более 2 м. Как видно (табл. 2) явного преимущества по добывным возможностям нет, за исключением полученного меньшего количества жидкости, но и меньшего количества нефти. При этом затраты при применении технологии SETTLE больше. Исследования по оценке эффективности технологии SETTLE необходимо продолжить.
Продолжительность эффекта ГРП для скважин с глинистой перемычкой менее 2,1м составляет 5-7 месяцев, для скважин с глинистой перемычкой более 2,1м –более 11 месяцев и эффект продолжается. Данный вывод предварительный и исследования необходимо продолжить.
ВЫВОДЫ
Гидравлический разрыв пласта АВ11-2 на северо-западном краевом участке Самотлорского месторождения является « рискованным», так как средняя толщина глинистой перемычки равна 2,1м и меняется от 0 до 3,5м, а сама перемычка неоднородна по вещественному составу.
2. Продолжительность эффективности ГРП на пласт АВ11-2 для скважин с глинистой перемычкой менее 2,1м не превышает 5-7 месяцев, для скважин с глинистой перемычкой более 2,1м составляет 11 месяцев и эффект продолжается.
Данный вывод предварительный и требует дальнейших исследований.
Оптимальными условиями проведения гидравлического разрыва пласта АВ11-2 являются:
толщина глинистой перемычки – не менее 2 м;
количество проппанта на скважину – не более 8-10 т;
давление разрыва – не более 35-45 Мпа.

При выборе расстояния от интервала перфорации до водонасыщенного пласта необходимо учитывать допустимое давление на цементное кольцо, равное 1,5 Мпа/м.
По мере накопления промысловых данных условия проведения ГРП уточняются.