ккл. Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта

• Название: Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта
• Дата: 24.11.2020
• Размер: 1.14 Mb.
• Имя файла: MPNP.docx
• Тип: Исследование; #153332
• страница: 21 из 27

5. МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ

5.1. Гидравлический разрыв пласта

5.1.1.Общие сведения о гидравлическом разрыве пласта

В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

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 воздействия на призабойную зону скважин. 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 в 2...3 раза.

В последние годы интенсивно развиваются технологии создания высокопроводящих трещин относительно небольшой протяженности в средне- и высокопроницаемых пластах, что позволяет снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины.

Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения в целом. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Оптимальная длина закрепленной трещины при проницаемости пласта 0,01...0,05 мкм² обычно составляет 40...60 м, а объем закачки - от десятков до сотен кубических метров жидкости и от единиц до десятков тонн проппанта.

Наряду с этим применяется селективный гидроразрыв, позволяющий вовлечь в разработку и повысить продуктивность низкопроницаемых слоев.

Для вовлечения в промышленную разработку газовых коллекторов со сверхнизкой проницаемостью (менее 10 ^-4 мкм ²) в США, Канаде и ряде стран Западной Европы успешно применяют технологию массированного ГРП. При этом создают трещины протяженностью 1000 м и более с закачкой от сотен до тысяч кубических метров жидкости и от сотен до тысяч тонн проппанта.

5.1.2. Опыт применения гидроразрыва пласта за рубежом

Впервые в нефтяной практике гидравлический разрыв был произведен в 1947 г. в США. Технология и теоретические представления о процессе ГРП были описаны в работе Ж. Кларка в 1948 г., после чего эта технология быстро приобрела широкое распространение. К концу 1955 г. в США было проведено более 100000 ГРП. По мере совершенствования теоретических знаний о процессе и улучшения технических характеристик оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций трещинообразования достигла 90 %. К 1968 г. в мире было произведено более миллиона операций. В США максимум операций по стимулированию скважин методом ГРП был отмечен в 1955 г. - примерно 4500 ГРП/мес, к 1972 г. число операций уменьшилось до 1000 ГРП/мес, и к 1990 г. уже стабилизировалось на уровне 1500 операций/мес.

Технология применения ГРП в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Первые достаточно простые модели, определяющие связь между давлением жидкости разрыва, пластической деформацией породы и результирующими длиной и раскрытием трещины , отвечали потребностям практики до тех пор, пока операции ГРП не требовали вложения больших средств. Внедрение глубокопроникающего и массированного ГРП, требующего большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух- и трехмерных моделей трещинообразования, позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки. В настоящее время в промысловой практике распространение получили псевдотрехмерные модели, представляющие собой совокупность двух известных двумерных моделей, описывающих рост трещины и течение жидкости в ней в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва - передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины. Основными характеристиками системы "жидкость разрыва - проппант" являются :

• реологические свойства "чистой" жидкости и жидкости, содержащей проппант;

• инфильтрационные свойства жидкости, определяющие ее утечки в пласт в ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины;

• способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам трещины во взвешенном состоянии без его преждевременного осаждения;

• возможность легкого и быстрого выноса жидкости разрыва для обеспечения минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта;

• совместимость жидкости разрыва с различными добавками, предусмотренными технологией, возможными примесями и пластовыми жидкостями;

• физические свойства проппанта.

Технологические жидкости гидроразрыва должны обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом; иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости; обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую стабильность, т.е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистыми и безопасными в применении; иметь относительно низкую стоимость.

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50-х годов начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых - гуаровая смола и гидроксипропилгуар. В настоящее время в США более 70 % всех ГРП производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5 % случаев, пены со сжатым газом применяют в 25 % всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения.

Неудачи при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых газовых пластах часто обусловлены медленным выносом жидкости разрыва и блокированием ею трещины. В результате начальный дебит газа после ГРП может оказаться на 80 % ниже установившегося по прошествии времени, так как увеличение дебита скважины происходит крайне медленно по мере очистки трещины - в течение недель и месяцев. В таких пластах особенно актуально использование смеси углеводородной жидкости разрыва и сжиженной углекислоты либо сжиженного СО; с добавкой азота. Двуокись углерода вводится в пласт в сжиженном состоянии, а выносится в виде газа. Это позволяет ускорить вынос жидкости разрыва из пласта и предотвратить такие негативные эффекты, наиболее выраженные в низкопроницаемых газовых коллекторах, как блокирование трещины жидкостью разрыва, ухудшение фазовой проницаемости для газа вблизи трещины, изменение капиллярного давления и смачиваемости породы и т.п. Низкая вязкость таких жидкостей разрыва компенсируется при проведении операций ГРП более высоким темпом нагнетания.

Современные материалы, используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии - проппанты - можно разделить на два вида - кварцевые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. К физическим характеристикам проппантов, которые влияют на проводимость трещины, относятся такие параметры, как прочность, размер гранул и гранулометрический состав, качество (наличие примесей, растворимость в кислотах), форма гранул (сферичность и округлость) и плотность.

Первым и наиболее широко используемым материалом для закрепления трещин являются пески, плотность которых составляет приблизительно 2,65 г/см ² . Пески обычно используются при гидроразрыве пластов, в которых напряжение сжатия не превышает 40 МПа. Среднепрочными являются керамические проппанты плотностью 2,7...3,3 г/см ³ используемые при напряжении сжатия до 69 МПа. Сверхпрочные проппанты, такие как спеченный боксит и окись циркония, используются при напряжении сжатия до 100 МПа, плотность этих материалов составляет 3,2...3,8 г/см ³. Использование сверхпрочных проппантов ограничивается их высокой стоимостью.

Кроме того, в США применяется так называемый суперпесок - кварцевый песок, зерна которого покрыты специальными смолами, повышающими прочность и препятствующими выносу частиц раскрошившегося проппанта из трещины. Плотность суперпеска составляет 2,55 г/см ³. Производятся и используются также синтетические смолопокрытые проппанты.

Прочность является основным критерием при подборе проппантов для конкретных пластовых условий с целью обеспечения длительной проводимости трещины на глубине залегания пласта. В глубоких скважинах минимальное напряжение -горизонтальное, поэтому образуются преимущественно вертикальные трещины. С глубиной минимальное горизонтальное напряжение возрастает приблизительно на 19 МПа/км. Поэтому по глубине проппанты имеют следующие области применения: кварцевые пески - до 2500 м; проппанты средней прочности - до 3500 м; проппанты высокой прочности - свыше 3500 м.

Исследования последних лет, проведенные в США, показали, что применение проппантов средней прочности экономически эффективно и на глубинах менее 2500 м, так как повышенные затраты за счет их более высокой по сравнению с кварцевым песком стоимости перекрываются выигрышем в дополнительной добыче нефти за счет создания в трещине гидроразрыва упаковки проппанта более высокой проводимости.

Наиболее часто применяют проппанты с размерами гранул 0,425...0,85 мм (20/40 меш), реже 0,85... 1,7 мм (12/20 меш), 0,85...1,18 мм (16/20 меш), 0,212...0,425 мм (40/70 меш). Выбор нужного размера зерен проппанта определяется целым комплексом факторов. Чем крупнее гранулы, тем большей проницаемостью обладает упаковка проппанта в трещине. Однако использование проппанта крупной фракции сопряжено с дополнительными проблемами при его переносе вдоль трещины. Прочность проппанта снижается с увеличением размеров гранул. Кроме того, в слабосцементированных коллекторах предпочтительным оказывается использование проппанта более мелкой фракции, так как за счет выноса из пласта мелкодисперсных частиц упаковка крупнозернистого проппанта постепенно засоряется и ее проницаемость снижается.

От округлости и сферичности гранул проппанта зависит плотность его упаковки в трещине, ее фильтрационное сопротивление, а также степень разрушения гранул под действием горного давления. Плотность проппанта определяет перенос и расположение проппанта вдоль трещины. Проппанты высокой плотности труднее поддерживать во взвешенном состоянии в жидкости разрыва при их транспортировании вдоль трещины. Заполнение трещины проппантом высокой плотности может быть достигнуто двумя путями - использованием высоковязких жидкостей, которые транспортируют проппант по длине трещины с минимальным его осаждением, либо применением маловязких жидкостей при повышенном темпе их закачки. В последние годы зарубежные фирмы стали выпускать облегченные проппанты, характеризующиеся пониженной плотностью.

В связи с большим разнообразием жидкостей разрыва и проппантов, имеющихся на американском рынке, Американским нефтяным институтом (API) разработаны стандартные методики для определения свойств этих материалов (API RP39; Prud'homme, 1984, 1985, 1986 - для жидкостей разрыва, и API RP60 - для проппантов).

В настоящее время в США накоплен огромный опыт по проведению ГРП, при этом все возрастающее внимание уделяется подготовке каждой операции. Важнейшим элементом такой подготовки является сбор и анализ первичной информации. Данные, необходимые для подготовки ГРП, можно подразделить на три группы :

• геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, петрография пород);

• характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное горизонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и плотность жидкости разрыва, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т.п.);

• свойства жидкости разрыва и проппанта. Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, а также результаты промыслового эксперимента, заключающегося в проведении микро- и мини-гидроразрывов.

В последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированию ГРП, который основан на учете многих факторов, таких как проводимость пласта, система расстановки скважин, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и проппанта, технологические и экономические ограничения. В целом процедура оптимизации гидроразрыва должна включать в себя следующие элементы:

• расчет количества жидкости разрыва и проппанта, необходимых для создания трещины требуемых размеров и проводимости;

• технику для определения оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик проппанта и технологических ограничений;

• комплексный алгоритм, позволяющий оптимизировать геометрические параметры и проводимость трещины с учетом продуктивности пласта и системы расстановки скважин, обеспечивающий баланс между фильтрационными характеристиками пласта и трещины, и основанный на критерии максимизации прибыли от обработки скважины.

Создание оптимальной технологии ГРП подразумевает соблюдение следующих критериев:

• обеспечение оптимизации выработки запасов месторождения;

• максимизация глубины проникновения проппанта в трещину:

• оптимизация параметров нагнетания жидкости разрыва и проппанта;

• минимизация стоимости обработки;

• максимизация прибыли за счет получения дополнительной нефти и газа. В соответствии с этими критериями можно выделить следующие этапы оптимизации проведения ГРП на объекте:

1. Выбор скважин для обработки с учетом существующей или проектируемой системы разработки, обеспечивающий максимизацию добычи нефти и газа при минимизации затрат.

2. Определение оптимальной геометрии трещины - длины и проводимости с учетом проницаемости пласта, системы расстановки скважин, удаленности скважины от газо- или водонефтяного контакта.

3. Выбор модели распространения трещины на основе анализа механических свойств породы, распределения напряжений в пласте и предварительных экспериментов.

4. Подбор проппанта с соответствующими прочностными свойствами, расчет объема и концентрации проппанта, необходимых для получения трещины с заданными свойствами.

5. Подбор жидкости разрыва с подходящими реологическими свойствами с учетом характеристик пласта, проппанта и геометрии трещины.

6. Расчет необходимого количества жидкости разрыва и определение оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик жидкости и проппанта, а также технологических ограничений.

7. Расчет экономической эффективности проведения ГРП.

Совместными усилиями Американского газового исследовательского института (GRI) и крупнейших нефтяных и газовых компаний США (Mobil Oil Co., Amoco Production Co., Schiumberger и др.) разработан новый технологический комплекс, включающий в себя мобильное оборудование GRI для тестирования и контроля качества операции ГРП, агрегат GRI для исследования реологии, трехмерную компьютерную программу для "дизайна" трещины FRACPRO, приборы для определения профиля напряжений в пласте и микросейсмическую технику для определения высоты и азимута трещины.

Использование новой технологии позволяет подобрать жидкость разрыва и проппант, максимально соответствующие конкретным условиям, и проконтролировать распространение и раскрытие трещины, транспортировку проппанта во взвешенном состоянии вдоль всей трещины, успешное завершение операции. Знание профиля напряжений в пласте позволяет не только определить давление гидроразрыва, но и предсказать геометрию трещины. При высоком различии напряжений в коллекторе и в непроницаемых барьерах трещина распространяется на большую длину и меньшую высоту, чем в пласте с незначительной разницей этих напряжений. Учет всей информации в трехмерной модели позволяет быстро и достоверно прогнозировать геометрию и фильтрационные характеристики трещины. Апробация новой технологии ГРП на шести газовых месторождениях США (в шт.Техас, Вайоминг и Колорадо) показала ее высокую эффективность для низкопроницаемых коллекторов.

В некоторых случаях гидравлический разрыв происходит при значительно более низких давлениях, чем начальные напряжения в пласте. Охлаждение пласта в результате закачки в нагнетательные скважины холодной воды, существенно отличающейся по температуре от пластовой, приводит к снижению упругих напряжений и гидравлическому разрыву в нагнетательных скважинах при забойных давлениях, используемых при заводнении. Исследования, проведенные на месторождении Прадхо-Бей (США), показали, что полудлина трещин, появившихся таким образом, колеблется в пределах 6...60 м. В настоящее время общепризнано, что в нагнетательных скважинах при большом контрасте температур пласта и закачиваемой воды происходит гидравлический разрыв.

При проведении ГРП в наклонных скважинах, направление которых отклоняется от плоскости разрыва, возникают проблемы, связанные с образованием нескольких трещин от различных интервалов перфорации и с искривлением трещины вблизи скважины. Для создания единой плоской трещины в таких скважинах используется специальная технология, основанная на ограничении числа перфорационных отверстий, определении их размеров, количества и ориентации по отношению к направлениям главных напряжений в пласте.

В последние годы разрабатываются технологии применения ГРП в горизонтальных скважинах. 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 число трещин определяется с учетом технологических и экономических ограничений и обычно составляет 3.-.4.

Первый промысловый эксперимент по созданию нескольких трещин в наклонной скважине был проведен компанией Mobil в 60-х годах. Гидроразрывы в нефтяных горизонтальных скважинах проводились на месторождениях в датской части Северного моря . На газовом месторождении в Северном море (Нидерланды) в пласте с проницаемостью 1-10 ^-3 мкм ² в горизонтальной скважине созданы две поперечные трещины.

Крупнейший проект осуществлен на газовом месторождении Золинген в Северном море (Германия), характеризующемся сверхнизкой проницаемостью (10^-6. ..10 ^-4 мкм²), средней пористостью 10...12 % и средней толщиной пласта около 100 м. В горизонтальном стволе с длиной 600 м создано четыре поперечные трещины, полудлина каждой из которых составляет около 100 м. Пиковый дебит скважины был 700 тыс. м ³/сут, в настоящее время скважина работает со средним дебитом 500 тыс.м ³/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 дебита горизонтальной скважины, но сама горизонтальная скважина с продольной трещиной может рассматриваться как трещина очень высокой проводимости. Учитывая, что рост проводимости является определяющим фактором увеличения дебита скважин с трещинами в средне- и высокопрони-цаемых 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) в 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.

Технология импульсного гидроразрыва позволяет создавать в скважине несколько радиально расходящихся от ствола трещин, что может эффективно использоваться для преодоления скин-эффекта в призабойной зоне, особенно в средне- и высокопроницаемых пластах .

Гидроразрыв средне- и высокопроницаемых пластов является одним из наиболее интенсивно развивающихся в настоящее время методов стимулирования скважин. В высоко-проницаемых пластах основным фактором увеличения дебита скважины вследствие ГРП является ширина трещины, в отличие от низкопроницаемых пластов, где таким фактором является ее длина. Для создания коротких широких трещин используется

технология осаждения проппанта на конце трещины (TSO-tip screen out) , которая состоит в продавливании проппанта в первую очередь к концу трещины путем постепенного увеличения его концентрации в рабочей жидкости в ходе обработки. Осаждение проппанта на конце трещины препятствует ее росту в длину. Дальнейшая закачка жидкости, несущей проппант, приводит к увеличению ширины трещины, которая доходит до 2,5 см, тогда как при обычном ГРП ширина трещины составляет 2...3 мм. В результате эффективная проводимость трещины (произведение проницаемости и ширины) составляет 300...3000 мкм ²м. Для предотвращения выноса проппанта в ходе последующей эксплуатации скважины технология TSO обычно сочетается либо с использованием смолопокрытого проппанта, который схватывается и оказывает сопротивление вязкому трению во время добычи, либо с гравийной набивкой, когда проппант удерживается в трещине при помощи фильтра (Frac-and-Pack). Эта же технология используется для предупреждения прорастания трещины к во-до-нефтяному контакту. Технология TSO успешно применяется на месторождении Прадхо-Бей (США), в Мексиканском заливе, Индонезии, Северном море.

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. К настоящему времени в США проведено более 1 млн успешных ГРП, обработано более 40 % фонда скважин, в результате чего 30 % запасов нефти и газа переведено из забалансовых в промышленные. В Северной Америке прирост добычи нефти в результате применения ГРП составил около 1,5 млрд. м ³.

В конце 70-х годов с созданием новых прочных синтетических проппантов начался подъем в области применения ГРП на газовых и нефтяных месторождениях Западной Европы, приуроченных к плотным песчаникам и известнякам, расположенным на больших глубинах. К первой половине 80-х годов приурочен второй пиковый период в проведении операций ГРП в мире, когда число обработок в месяц достигало 4800 и было направлено в основном на плотные газовые коллекторы. В Европе основные регионы, где проводился и проводится массированный ГРП, сосредоточены на месторождениях Германии, Нидерландов и Великобритании в Северном море, и на побережье Германии, Нидерландов и Югославии. Локальные гидроразрывы проводятся также на норвежских месторождениях Северного моря, во Франции, Италии, Австрии и в странах Восточной Европы.

Наиболее крупные работы по проведению массированных ГРП были предприняты в Германии в газоносных пластах, расположенных на глубине 3000...6000 м при температуре 120...180 °С. В основном здесь использовались средне- и высокопрочные искусственные проппанты. В период 1976-1985 гг. в Германии было проведено несколько десятков массированных ГРП. Расход проппанта при этом составлял в большинстве случаев порядка 100 т/скв., в трети случаев - 200 т/скв., а при проведении наиболее крупных операций доходил до 400...650 т/скв. Длина трещин варьировалась от 100 до 550 м, высота от 10 до 115 м. В большинстве случаев операции оказались успешными и привели к увеличению дебита в 3...10 раз. Неудачи при проведении отдельных ГРП были связаны в основном с высоким содержанием воды в пласте.

Крепление трещин гидроразрыва в нефтесодержащих пластах, в отличие от газосодержащих, осуществлялось в основном с использованием песка, поскольку глубина залегания этих пластов составляет всего 700...2500 м, лишь в некоторых случаях использовались среднепрочные проппанты. На нефтяных месторождениях Германии и Нидерландов расход проппанта составлял 20...70 т/скв., а в Венском бассейне Австрии оптимальный расход проппанта составлял всего 6...12 т/скв. Успешно обрабатывались как старые, так и новые добывающие скважины с хорошей изоляцией соседних интервалов.

Газовые месторождения Великобритании в Северном море обеспечивают около 90 % потребности страны в газе и сохранят доминирующую роль в газоснабжении до конца века. Расход проппанта при ГРП в газоносных песчаниках, расположенных на глубинах 2700.-.3000 м, составлял 100... 250 т/скв. [II]. Причем если сначала трещины закрепляли либо песком, либо средне- или высокопрочным синтетическим проппантом, то с начала 80-х годов получила распространение технология последовательной закачки в трещину проппантов, различающихся как по фракционному составу, так и по другим свойствам. Согласно этой технологии в трещину сначала закачивалось 100...200 т песка с размером зерен 20/40 меш, затем 25...75 т среднепрочного проппанта с размером зерен 20/40 или 16/20. В некоторых случаях успешно использовался трехфракционный метод с последовательной закачкой проппантов 20/40, 16/20 и 12/20 либо 40/60, 20/40 и 12/20.

Наиболее распространенный вариант двухфракционного гидроразрыва состоял в закачке основного объема песка или среднепрочного проппанта типа 20/40 с последующей закачкой средне- или высокопрочного проппанта типа 16/20 или 12/20 в количестве 10...40 % общего объема. Имеются различные модификации этой технологии, в частности, хорошие результаты дает первоначальная закачка в трещину тонкозернистого песка типа 40/70 или даже 100 меш, затем основного количества песка или проппанта типа 20/40, и завершение трещины прочным крупнозернистым проппантом 16/20 или 12/20. Преимущества такой технологии состоят в следующем:

• крепление трещины высокопрочным проппантом в окрестности скважины, где напряжение сжатия наиболее высокое;

• снижение стоимости операции, так как керамические проппанты в 2...4 раза дороже песка;

• создание наибольшей проводимости трещины в окрестности забоя, где скорость фильтрации флюида максимальная;

• предотвращение выноса проппанта в скважину, обеспечиваемое специальным подбором разницы в размерах зерен основного и заканчивающего трещину проппантов, при котором зерна меньшего размера задерживаются на границе между проппантами;

• блокирование тонкозернистым песком естественных микротрещин, ответвляющихся от основной, а также конца трещины в пласте, что снижает потери жидкости разрыва и улучшает проводимость трещины.

Проппанты, закачиваемые в разные области трещины, могут различаться не только по фракционному составу, но и по плотности. В Югославии нашла применение технология массированного ГРП, когда в трещину закачивается сначала легкий среднепрочный проппант, а затем тяжелый более качественный высокопрочный проппант.

Легкий проппант дольше поддерживается во взвешенном состоянии в транспортирующей его жидкости, поэтому может быть доставлен на более далекое расстояние вдоль крыльев трещины. Закачка на завершающей стадии ГРП более тяжелого высококачественного проппанта позволяет с одной стороны обеспечить сопротивление сжатию в области наиболее высоких напряжений около забоя, и с другой снизить риск неудачи операции на завершающей стадии, так как легкий проп-пант уже доставлен в трещину. Массированные ГРП, проведенные в Югославии,. являются одними из крупнейших в Европе, так как на первой стадии в трещину закачивалось 100...200 т легкого проппанта, а на второй - примерно 200...450 т более тяжелого. Таким образом, общее количество проппанта составляло 300...650 т.

В результате нефтяного кризиса 1986 г. объем проведения работ по ГРП значительно снизился, но после стабилизации цен на нефть в 1987 - 1990 гг. все большее число месторождений намечается для проведения гидроразрыва пласта, при этом повышенное внимание стали уделять оптимизации технологии ГРП, эффективному подбору параметров трещины и проппанта. Наиболее высокая активность по проведений и планированию ГРП в Западной Европе отмечается в Северном море на газовых месторождениях в британском секторе и в неф-тесодержащих меловых отложениях в норвежском секторе.

Значимость технологии ГРП для месторождений Западной Европы доказывается тем, что добыча трети запасов газа здесь возможна и экономически оправдана только с проведением гидроразрыва пласта. Для сравнения - в США 30...35 % запасов углеводородов могут быть извлечены только с применением ГРП.

Специфика разработки морских месторождений определяет более высокую стоимость операций по стимулированию скважин, поэтому для обеспечения более высокой надежности в 1989-1990 гг. было принято решение о полном отказе от использования песка в качестве расклинивающего материала на британских месторождениях в Северном море. Особенно длительно и широко использовался песок в качестве расклинивающего материала в Югославии, Турции, странах Восточной Европы и СССР, где имелось собственное оборудование для проведения ГРП, но отсутствовали достаточные мощности для производства дорогостоящих синтетических проппантов. Так, в Югославии и Турции среднепрочный проппант использовался только для заканчивания трещины, а основной объем заполнялся песком. Однако в последние годы в связи с созданием совместных предприятий, расширением продажи проппантов западными компаниями-производителями непосредственным потребителям, развитием собственного производства ситуация меняется. В Китае проводятся ГРП с закачкой бокситного проппанта собственного производства в объеме до 120 т. Показано, что даже низкая концентрация боксита обеспечивает лучшую проводимость трещины, чем более высокая концентрация песка. Имеются широкие перспективы для применения технологии ГРП на месторождениях Северной Африки, Индии, Пакистана, Бразилии, Аргентины, Венесуэлы, Перу. На месторождениях Среднего Востока и Венесуэлы, приуроченных к карбонатным коллекторам, основной технологией должен стать кислотный ГРП. Следует отметить, что в большинстве стран третьего мира в качестве расклинивающего материала используется натуральный песок, использование синтетических проппантов предусматривается только в Алжире и в Бразилии.

В отечественной нефтедобыче ГРП начали применять с 1952 г. Общее число ГРП в СССР в пиковый период 1958-1962 гг. превышало 1500 операций в год, а в 1959 г. достигло 3000 операций, которые имели высокие технико-экономические показатели. К этому же времени относятся теоретические и промыслово-экспериментальные исследования по изучению механизма гидроразрыва и его влияния на дебит скважин. В последующий период число проводимых ГРП снизилось и стабилизировалось на уровне примерно 100 операций в год. Основные центры по проведению ГРП были сосредоточены на месторождениях Краснодарского края, Волго-Уральского региона, Татарии (Ромашкинское и Туймазинское месторождения), Башкирии, Куйбышевской области, Чечене-Ингушетии, Туркмении, Азербайджана, Дагестана, Украины и Сибири.

Гидроразрыв производился в основном для освоения нагнетательных скважин при внедрении внутриконтурного заводнения и в некоторых случаях на нефтяных скважинах. Кроме того, метод гидравлического разрыва использовался для изоляции притоков подошвенных вод в скважинах с монолитными пластами; при этом горизонтальная трещина гидроразрыва, созданная в заранее выбранном интервале, использовалась в качестве водоизолирующего экрана. Массированный гидроразрыв в СССР не проводился. С оснащением промыслов более мощной техникой для закачки воды необходимость в широком проведении ГРП в нагнетательных скважинах отпала, а после ввода в разработку крупных высокодебитных месторождений Западной Сибири интерес к гидроразрыву в отрасли практически исчез. В результате с начала 70-х по конец 80-х годов в отечественной нефтедобыче гидроразрыв в промышленных масштабах не применялся.

Возрождение отечественного ГРП началось в конце 80-х годов в связи с существенным изменением структуры запасов нефти и газа .

До недавнего времени в качестве проппанта в России использовался только натуральный песок в количестве до 130 т/скв„ а в большинстве случаев закачивалось 20...50 т/скв. В связи с относительно небольшой глубиной залегания обрабатываемых пластов не было необходимости в применении синтетических высококачественных проппантов. До конца 80-х годов при проведении ГРП использовалось в основном отечественное или румынское оборудование, в некоторых случаях - американское.

Сейчас имеются широкие потенциальные возможности для внедрения крупномасштабных операций по проведению ГРП низкопроницаемых газоносных пластах на месторождениях Сибири (глубина - 2000...4000 м), Ставропольского (2000...3000 м) и Краснодарского (3000...4000 м) краев. Саратовской (2000 м). Оренбургской (3000...4000 м) и Астраханской (Карачаганакское месторождение (4000...5000 м)) областей.

В нефтедобыче России большое внимание уделяют перспективам применения метода ГРП. Это обусловлено прежде всего тенденцией роста в структуре запасов нефти доли запасов в низкопроницаемых коллекторах. Более 40 % извлекаемых запасов отрасли находится в коллекторах с проницаемостью менее 5-10-2 мкм², из них около 80 %-в Западной Сибири. К 2000 г. ожидается рост таких запасов по отрасли до 70 %. Интенсификация разработки малопродуктивных залежей нефти может быть осуществлена двумя путями - уплотнением сетки скважин, требующим значительного увеличения капитальных вложений и повышающим себестоимость нефти, либо повышением дебита каждой скважины, т.е. интенсификацией использования как запасов нефти, так и самих скважин.

Мировой опыт нефтедобычи показывает, что одним из эффективных методов интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов является метод ГРП. Высокопроводя-щие трещины гидроразрыва позволяют увеличить продуктивность скважин в 2...3 раза, а применение ГРП как элемента системы разработки, т.е., создание гидродинамической системы скважин с трещинами гидроразрыва, дает увеличение темпа отбора извлекаемых запасов, повышение нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата заводнением, а также позволяет вводить в разработку залежи с потенциальным дебитом скважин в 2...3 раза ниже уровня рентабельной добычи, следовательно, переводить часть забалансовых запасов в' промышленные. Увеличение дебита скважин после проведения ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещины и размерами последней, причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает неограниченно с ростом длины трещины, существует предельное значение длины, превышение которого практически не приводит к росту дебита жидкости. Например, при проницаемости пласта порядка 10-2 мкм² предельная полудлина составляет приблизительно 50 м. Учитывая увеличение зон влияния скважин в результате создания трещин гидроразрыва, при проектировании разработки с применением ГРП можно планировать более редкую сетку скважин.

За период 1988-1995 гг. в Западной Сибири проведено более 1600 операций ГРП. Общее число объектов разработки, охваченных ГРП, превысило 70. Для целого ряда объектов 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. Увеличение дебитов составило в среднем 3,5 при колебании по различным объектам от 1 до 15. Успешность ГРП превышает 90 %. Подавляющее число скважине-операции проводилось специализированными совместными предприятиями по зарубежным технологиям и на зарубежном оборудовании. В настоящее время объем проведения ГРП в Западной Сибири достиг уровня 500 скважине-операции в год. Доля ГРП в низкопроницаемых коллекторах (юрские отложения, ачимов-ская пачка) составляет 53 % всех операций.

За эти годы накоплен определенный опыт в проведении и оценке эффективности ГРП в различных геолого-физических условиях. Большой опыт гидроразрыва пластов накоплен в АО "Юганскнефтегаз". Анализ эффективности более 700 ГРП, проведенных СП "ЮГАНСКФРАКМАСТЕР" в 1989-1994 гг. на 22 пластах 17 месторождений АО "Юганскнефтегаз", показал следующее .

Основными объектами применения ГРП являлись залежи с низкопроницаемыми коллекторами: 77 % всех обработок проведено на объектах с проницаемостью пласта менее 5-10-2 мкм² из них 51 % -менее 10-2 мкм² и 45 %- менее 5-10 мкм².

В первую очередь ГРП проводили на малоэффективном фонде скважин: на бездействующих скважинах - 24 % от общего объема работ, на малодебитных скважинах с дебитом жидкости менее 5 т/сут - 38 % и менее 10 т/сут - 75 %. На безводный и маловодный (менее 5 %) фонд скважин приходится 76 % всех ГРП. В среднем за период обобщения по всем обработкам в результате ГРП дебит жидкости был увеличен с 8,3 до 31,4 т/сут, а по нефти - с 7,2 до 25,3 т/сут, т.е. в 3,5 раза при росте обводнен-ности на 6,2 %. В результате дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила за 5 лет около 6 млн т. Наиболее удачные результаты получены при проведении ГРП в чистонефтяных объектах с большой нефтенасыщенной толщиной (ачимовская пачка и пласты Б1 Приразломного месторождения), где дебит жидкости увеличился с 3,5...6,7 до 34 т/сут при росте обводненности всего на 5...6 %.

Опыт гидроразрыва прерывистых пластов, представленных в основном отдельными линзами коллектора, получен в ТПП "ЛУКойл-Когалымнефтегаз" на Повховском месторождении. Пропластки прерывистой зоны вскрываются двумя соседними скважинами при среднем расстоянии 500 м только в 24 % случаев. Основной задачей регулирования системы разработки Повховского месторождения является вовлечение в активную работу прерывистой зоны пласта B1 и ускорение по ней темпов выработки запасов. С этой целью на месторождении в 1992-1994 гг. проведено силами СП "КАТКОНЕФТЬ" 154 ГРП. Успешность обработок составила 98 %. При этом по обработанным скважинам в среднем получен пятикратный прирост дебита. Объем дополнительно добытой нефти составил 1,6 млн т. Ожидаемая средняя продолжительность технологического эффекта - 2,5 года. При этом дополнительная добыча за счет ГРП на одну скважину должна составить 16 тыс.т. По данным СибНИИНП, к началу 1997 г. на месторождении проведено уже 422 операции ГРП, успешность которых составила 96 %, объем дополнительно добытой нефти - 4,8 млн т, среднее увеличение дебита скважин - в 6,5 раз. Среднее отношение дебита жидкости после ГРП по отношению к максимальному дебиту, достигнутому до ГРП и характеризующему потенциальные возможности скважины, составило 3,1.

На месторождениях ТПП "ЛУКойл-Лангепаснефтегаз" в течение 1994-1996 гг. проведено 316 операций ГРП, в 1997 г. -еще 202 гидроразрыва. Обработки осуществляются собственными силами и СП "КАТКОНЕФТЬ". Дополнительная добыча нефти составила около 1,6 млн.т, средний прирост дебита -7,7 т/сут на скважину.

В 1993 г. начались опытно-промышленные работы по проведению ГРП на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз", в течение года было проведено 36 операций. Общий объем производства ГРП к концу 1997 г. составил 436 операций. Гидроразрыв проводился как правило в малодебитных скважинах с низкой обводненностью, расположенных на участках с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. После ГРП дебит нефти увеличился в среднем в 7,7 раза, жидкости - в 10 раз. В результате ГРП в 70,4 % случаев обводненность возросла в среднем от 2 % до ГРП до 25 % после обработки. Успешность обработок достаточно высока и в среднем составляет 87 %. Дополнительная добыча нефти от производства ГРП в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" к концу 1997 г. превысила 1 млн. т . Фирма Dowell Schiumberger является одной из ведущих мировых компаний по интенсификации работы скважин. Поэтому большой интерес представляют ее работы по ГРП на российских месторождениях. Этой компанией был подготовлен проект первого советстко-канадского эксперимента по проведению массированного ГРП на Салымском месторождении. Например, на одной из скважин в пласте с проницаемостью 10^ мкм^ была запроектирована трещина полудлиной 120 м при полной высоте 36,6 м. После проведения летом 1988 г. ГРП в Баженовской свите скважина стала фонтанировать с дебитом 33 м/сут, который через 17 сут снизился до 18 м^/сут. До ГРП приток был "непереливающий", т.е. уровень жидкости в скважине не поднимался до ее устья.

В 1994 г. Dowell Schiumberger провела несколько десятков ГРП на Ново-Пурпейском, Тарасовском и Харампурском месторождениях АО "Пурнефтегаз". В период до 01.10.95 г. на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз" было проведено 120 гидроразрывов. Среднесуточный дебит обработанных скважин составил 25,6 т/сут. С начала внедрения ГРП добыто 222,7 тыс. т дополнительной нефти. Данные о дебитах скважин приблизительно через год после проведения ГРП: во втором полугодии 1994 г. на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз" было проведено 17 операций; средний дебит скважины по нефти до ГРП составлял 3,8 т/сут, а в сентябре 1995 г. -31,3 т/сут. По некоторым скважинам отмечено снижение обводненности. Внедрение ГРП позволило стабилизировать падающую добычу нефти по НГДУ "Тарасовскнефть".

Анализ результатов внедрения ГРП на месторождениях Западной Сибири показывает, что этот метод обычно применяют в одиночно выбираемых добывающих скважинах . Общепринятый подход к оценке эффективности гидроразрыва состоит в анализе динамики добычи нефти только обработанных скважин. При этом за базовые принимаются дебиты до ГРП, а дополнительная добыча рассчитывается как разница между фактической и базовой добычей по данной скважине. При принятии решения о проведении ГРП в скважине часто не рассматривается эффективность этого мероприятия с учетом всей пластовой системы и расстановки добывающих и нагнетательных скважин. Видимо, с этим связаны негативные последствия применения ГРП, отмечаемые некоторыми авторами. Так, например, по оценкам применение этого метода на отдельных участках Мамонтовского месторождения вызвало снижение нефтеотдачи из-за более интенсивного роста обвод-ненности некоторых обработанных и особенно окружающих скважин. Анализ технологии проведения гидроразрыва на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" показал, что зачастую неудачи связаны с нерациональным выбором параметров обработки, когда темп закачки и объемы технологических жидкостей и проппанта определяются без учета таких факторов, как оптимальная длина и ширина закрепленной трещины, рассчитанные для данных условий; давление разрыва глинистых экранов, отделяющих продуктивный пласт от выше- и нижележащих газо- и водонасыщенных пластов. В результате уменьшаются потенциальные возможности ГРП как средства увеличения добычи, увеличивается обводненность добываемой продукции.

Опыт проведения кислотного гидравлического разрыва пласта имеется на Астраханском газоконденсатном месторождении, продуктивные отложения которого характеризуются наличием плотных пористо-трещиноватых известняков с низкой проницаемостью (0,1...5,0) и пористостью 7...14. Применение ГРП осложняется большими глубинами эксплуатационных скважин (4100 м) и высокими забойными температурами (110 °С). В процессе эксплуатации скважин произошло образование локальных депрессионных воронок и снижение пластового давления в некоторых случаях до 55 МПа от начального 61 МПа . Следствием этих явлений может стать выпадение конденсата в призабойной зоне, неполный вынос жидкости из стволов скважин и т.п. Для улучшения фильтра-ционных характеристик призабойной зоны низкодебитных скважин периодически проводятся массированные кислотные обработки с параметрами закачки, близкими к ГРП. Такие операции позволяют снизить рабочие депрессии на 25...50 % от начальных, замедлить темп роста депрессионных воронок и темп снижения устьевых и забойных давлений.

Гидравлический разрыв пласта на Астраханском месторождении осуществляется при помощи специального оборудования фирмы "ФРАКМАСТЕР". Технология проведения работ, как правило, заключалась в следующем. Первоначально определялась приемистость скважины закачкой метанола или конденсата. Затем с целью выравнивания профиля приемистости и создания условий для обработки кислотным составом менее проницаемых участков и подключения к работе пласта по всей его толщине закачивался гель. В качестве активной, реагирующей с пластом жидкости использовалась смесь соляной кислоты с метанолом либо гидрофобная кислотная эмульсия ("соляная кислота в углеводородной среде"). При проведении поинтервального ГРП кольматация высокопроницаемых зон или перфорационных каналов осуществлялась либо гелем, либо шарами диаметром 22,5 мм совместно с гелем. Момент ГРП регистрировался на индикаторной диаграмме по резкому росту и последующему падению давления с одновременным ростом приемистости. Не исключено, что на некоторых скважинах раскрылись уже существующие трещины, так как факт гидроразрыва на индикаторных диаграммах отмечен не был, а давления соответствовали градиенту давления раскрытия трещин. Практика проведения ГРП на Астраханском газоконденсатном месторождении показала его высокую эффективность при условии правильного выбора скважин и технологических параметров обработки. Существенный прирост дебита получен даже в тех случаях, когда на скважине до гидроразрыва было проведено несколько кислотных обработок, последние из которых оказались безрезультатными.

Наиболее высокая эффективность ГРП может быть достигнута при проектировании его применения как элемента системы разработки с учетом системы размещения скважин и оценкой их взаимовлияния при различных сочетаниях обработки добывающих и нагнетательных скважин. Эффект от проведения ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва, но и влияние взаимного расположения скважин, конкретного распределения неоднородности пласта, энергетических возможностей объекта и др. Такой анализ возможен только на основе трехмерного математического моделирования процесса разработки участка пласта или объекта в целом с использованием адекватной геолого-промысловой модели, выявляющей особенности геологической неоднородности объекта. С помощью компьютерной модели процесса разработки с применением ГРП можно оценить целесообразность проведения ГРП в нагнетательных скважинах, влияние гидроразрыва на нефтегазоотдачу и темпы выработки запасов объекта разработки, выявить необходимость повторных обработок и т.п. При промышленной реализации ГРП предварительно необходимо составление проектного документа, в котором была бы обоснована технология ГРП, увязанная с системой разработки залежи в целом. При проведении ГРП необходимо предусмотреть комплекс промысловых исследований на первоочередных скважинах для определения местоположения, направления и проводимости трещины, что позволит внести корректировку в технологию ГРП с учетом особенностей каждого конкретного объекта. Необходим систематический авторский надзор за внедрением ГРП, что позволит принимать оперативные меры для повышения его эффективности.

Факторами, определяющими успешность ГРП, являются правильный выбор объекта для проведения операций, использование технологии гидроразрыва, оптимальной для данных условий, и грамотный подбор скважин для обработки.