Гидроразрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов воздействия на продуктивный пласт для интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов. Технология ГРП характеризуется созданием в пласте системы каналов с низким фильтрационным сопротивлением, которые позволяют существенно интенсифицировать отбор нефти из низкопроницаемого коллектора. Технологии ГРП различаются по объему закачки проппанта и, соответственно, по размерам создаваемых трещин. Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием.
Технологическая эффективность ГРП определяется:
- эффективной толщиной пласта;
- количеством проницаемых прослоев в интервале перфорации;
- начальной и текущей нефтенасыщенностью коллекторов пласта;
- толщиной перекрывающих и подстилающих глинистых экранов;
- степенью истощения пластовой энергии;
- расположением фронта заводнения, обводненностью продукции близлежащих добывающих скважин;
- удаленностью от нагнетательных скважин и рядом других факторов.
На Вынгапуровском месторождении гидравлический разрыв пласта начал внедряться с 1991 г. на объекте БВ8. Наибольшая активность применения данной технологии отмечается в период с 2000 по 2010 годы (рис. 1). Успешность выполнения ГРП за все годы применения достаточно высока, за все годы этот показатель выше 92 %.
Рис. 1. Динамика проведения ГРП и дополнительной добычи на одну скважино-операцию
С учетом переходящего эффекта за 16 лет проведения ГРП (с 1995–2010 гг.) получено порядка 16 млн т, или 38,4 % всей добычи нефти по месторождению за этот период. При этом по основному объекту разработки БВ8 проведено 1335 операций гидроразрыва пласта на 962 скважинах и добыто 91,7 % дополнительной добычи нефти.
Средняя продолжительность эффекта от ГРП за период с 1995–2010 гг. составила 21 месяц, максимальная по залежи объекта ЮВ1 (район скв. 5186) – 28 месяцев и по объекту БВ8 – 22 месяца.
Максимальное количество ГРП приходится на 2007 г., когда была выполнена 171 операция при 100 % успешности, из них 165, или 96,5 %, на объект БВ8, по 3 операции – на объектах БВ81 и ЮВ1 (на западной залежи объекта). В 2007 г. более половины ГРП проведено на новых скважинах (89 операций, или 52,0 %) и 82 обработки на переходящем фонде. При среднем приросте дебита нефти от ГРП в 2007 г. – 26,5 т/сут, по объекту ЮВ1 (западная залежь) получено максимальное приращение дебита нефти 73,9 т/сут.
В 2008 г. ГРП был реализован на объектах БВ8, БВ5, ЮВ1 (в районе скв. № 131Р, 318ПО и на западной залежи объекта). Всего было проведено 133 операции ГРП, из них на переходящем фонде – 67 ед. Наибольшее количество ГРП было проведено на объекте БВ8 (116 операций, или 87,2 %) и дополнительно добыто 351,4 тыс. т нефти с приростом дебита 17,2 т/сут. По объекту ЮВ1 (западная залежь) ГРП выполнен на пяти скважинах с дополнительной добычей нефти 43,6 тыс. т, получен максимальный прирост дебита нефти (62,8 т/сут). После ГРП на трех скважинах объекта БВ5 получено дополнительно 7,0 тыс. т с приростом дебита 15,5 т/сут нефти. Успешно проведен ГРП в скв. № 131Р (объект ЮВ1) с эффектом 5,0 тыс. т, прирост дебита нефти составил 20,4 т/сут. Всего от проведенных в 2008 году ГРП дополнительная добыча составила 416,5 тыс. т с приростом дебита нефти 18,6 т/сут при полной успешности работ.
В 2009 г. выполнено 123 операции ГРП. Гидроразрывы проводились в основном на новых скважинах, а также при углублениях скважин на нижележащие объекты, бурении боковых стволов, при выводе скважин из консервации и на базовом фонде. Дополнительная добыча при углубленияx (18 скважин), при зарезках (4 скважины) и при расконсервации (две операции) с ГРП отнесена на основные мероприятия.
Анализ ГРП проводился по 123 добывающим скважинам, в том числе по 51 скважине нового фонда, по 11 скважинам, находящимся в консервации, по двум скважинам пьезометрического фонда и по 59 переходящим скважинам. Технологическая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта оценивалась по скважинам путем сопоставления базовых дебитов нефти до мероприятия с фактическими после проведения мероприятия.
Максимальный прирост дополнительной добычи дали скважины, введенные из бурения – 276,0 тыс. т нефти, или 65,8 % от дополнительной добычи (удельная добыча нефти составила 5,4 тыс. т/скв), из переходящих скважин дополнительно добыто 103,9 тыс. т (24,7 %) или 1,8 тыс. т/скв, из расконсервированных скважин получено 35,6 тыс. т или 8,5 % (3,2 тыс. т/скв) и из пьезометрических скважин дополнительная нефть составила 1,0 % или 4,3 тыс. т (2,1 тыс. т/скв).
В 2009 г. на объекте БВ8 реализовано ГРП на 117 скважинах, из них 13 углублений, 4 зарезки с приростом дебита 23,6 т/сут и дополнительной добычей 396,0 тыс. т. На объекте БВ81 ГРП выполнены на 4 скважинах (одна из бурения, одна переходящая и две из консервации), дополнительно добыто 6,3 тыс. т, с приростом дебита 7,8 т/сут. На юрских залежах в 2009 г. было проведено два гидроразрыва пласта в новых скважинах (на скв. № 8245 в районе скв. № 417ПО с дебитом 25,3 т/сут и на скв. № 4330 в районе западной залежи объекта с дебитом 53,2 т/сут).
В 2010 г. выполнено всего 93 операции по гидроразрыву пласта. После ГРП в работу запущена 91 скважина, кроме двух неудачных ГРП на скв. № 6385 (объект БВ2) и на скв. № 8369 (объект ЮВ1 в р-не скв. 417ПО). Гидроразрывы проведены на 15 новых скважинах, введенных из бурения на низкопроницаемые пласты: БВ8 – 13, БВ81 – 1 и ЮВ1 в р-не скв. № 417ПО – одна операция, а также при углублениях скважин, бурении вторых стволов и при выводе скважин из консервации.
На рис. 2 представлена динамика среднего объема расклинивающего агента. Отметим, что при проведении ГРП в период с 2006 по 2010 гг. наблюдается увеличение количества закачиваемого проппанта на одну обработку с 64 до 80 т, при этом удельная эффективность проводимых операций с 2007 по 2010 год неуклонно снижается с 4,3 до 1,69 т на скважино-операцию (рис. 1).
В таблице представлены основные показатели эксплуатации скважин до и после ГРП в 2010 г., а также их эффективность.
В 2010 г. средний процент обводненности после проведения ГРП увеличился на 39,7 %, в т.ч. по объекту БВ8 на 26,5 %, БВ81 – на 53,3 %, по объекту ЮВ1 (в районе скв. № 318ПО) на 28,0 % и по ЮВ1 (в районе скв. № 417ПО) – на 51,0 %.
Рис. 2. Динамика среднего объема проппанта на одну скв.-операцию ГРП
Основные показатели эксплуатации скважин до и после ГРП в 2010 г.
|
Объект |
Кол-во скважин |
Параметры работы скважин до ГРП |
Параметры работы скважин после ГРП |
Прирост дебита, т/сут |
Изменение обводнения, % |
Дополнительная добыча нефти, тыс. т |
Длительность работы 1 скв., сут |
Кратность увеличения, т/сут |
Удел. эффективность, т/скв |
||||||
|
дебит нефти, т/сут |
дебит жидкости, т/сут |
обводнение, % |
дебит нефти, т/сут |
дебит жидкости, т/сут |
обводнение, % |
нефти |
жидкости |
дебит нефти |
дебит жидкости |
||||||
|
БВ2 |
1 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
БВ8 |
86 |
5,3 |
7,1 |
25,2 |
21,0 |
43,5 |
51,8 |
11,8 |
36,4 |
26,5 |
149,67 |
147 |
3,9 |
6,1 |
1739 |
|
БВ81 |
3 |
2,1 |
2,2 |
5,0 |
13,0 |
31,3 |
58,3 |
9,5 |
29,0 |
53,3 |
7,04 |
246 |
6,1 |
13,9 |
2345 |
|
ЮВ1 (318ПО) |
1 |
9,1 |
19,8 |
54,0 |
5,0 |
27,8 |
82,0 |
1,2 |
8,0 |
28,0 |
0,22 |
175 |
0,5 |
1,4 |
216 |
|
ЮВ1 (417ПО) |
2 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
8,6 |
17,6 |
51,0 |
0,9 |
17,6 |
51,0 |
0,04 |
21 |
0,0 |
0,0 |
19 |
|
Итого |
93 |
4,1 |
5,2 |
21,1 |
11,9 |
30,4 |
60,8 |
11,7 |
25,1 |
39,7 |
156,86 |
146 |
2,9 |
5,8 |
1687 |
При оценке процента воды после ГРП на действующем фонде необходимо принимать во внимание, что если идет процесс обводнения скважины (скважина до ГТМ находится в зоне влияния фронта заводнения), то после проведения ГРП низка вероятность, что процесс обводнения продукции останется прежним. Поскольку при ГРП дополнительно подключаются пропластки на длину трещины до 150 м от ствола, где уже присутствует нагнетаемая вода. Практика показывает, что процент обводненности увеличивается более чем на 25 %.
Выводы
Зачастую эффективность работ при проведении ГРП на объектах БВ5, ЮВ1 обусловлена залеганием нижележащих водонасыщенных пропластков, и при проникновении трещины ГРП они становятся основным источником притока, при этом в незначительной мере работают нефтенасыщенные части пласта. Поэтому рекомендуется применять технологии сдерживания вертикального распространения трещины. Для этого могут быть использованы технологии «J-фрак» с применением растворимого волокна в системе рабочей жидкости ГРП для снижения ее вязкости с одновременным сохранением транспортных свойств, а для объекта БВ5 – применение в случаях с высокой эффективностью рабочей жидкости буфера на основе линейного геля. Также рекомендуется контроль проведения мини-ГРП путем применения термометрии для исследования распространения трещины по высоте и точной калибровки физической модели объекта.
Рецензенты::
Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;
Леонтьев С.А., д.т.н., профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.
Работа поступила в редакцию 01.04.2015.