Анализ геологических, технологических и параметров эффективности гидравлического разрыва пласта на объекте ЮВ1 Нивагальского месторождения

Для нефтегазодобывающего комплекса России в настоящее время актуальны проблемы увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. На месторождениях Западной Сибири удельный вес залежей, приуроченых к низкопроницаемым и расчлененным коллекторам, составляет около 60%. С целью вовлечения в разработку не-дренируемых запасов нефти применяется гидравлический разрыв продуктивного пласта (ГРП). По экспертным оценкам около трети запасов углеводородов можно извлечь только с использованием этой технологии. Так, например, на объекте ЮВ 1 Нивагальского месторождения было проведено свыше ста операций.

По скважинам с ГРП на объекте ЮВ 1 за весь период применения эффективная толщина пласта в среднем составила 12,5 м, коэффициент проницаемости – 11,0 мД, коэффициент песчанистости – 0,46 д.ед. В половине случаев (около 45%) масса проппанта составила менее 15 т, начиная с сентября 2004 г. выполняются большеобъемные обработки (с массой более 30 т), причем с 2005 г. по 2008 г. доля большеобьем-ных ГРП составляет около 70% (средняя масса проппанта в этот период равна 31,8 т). Темп закачки жидкости разрыва в целом составил 3,3 м³/мин (до 2003 года темп закачки составлял в среднем 3,7 м³/мин, начиная с 2003 года – в среднем 2,2 м³/мин). Максимальная концентрация и средняя концентрация проппанта по годам обработок, как правило, выше 800 кг/м³ и 400 кг/м³, и в среднем составляет 878 кг/м³ и 434 кг/м³ соответственно. На скважинах, где ГРП выполнен при вводе скважин из бездействия, применяли более высокую массу проппанта (в среднем 22,5 т против 15,5 т) и меньший темп закачки жидкости разрыва (2,8 м³/мин против 3,5 м³/мин.

Большинство обработок эксплуатационного фонда приходилось на действующие добывающие скважины (69%), в период 2005-2008 гг. выполнено примерно равное количество на скважинах действующего (23 ГРП) и бездействующего (22 ГРП) фонда. В целом по скважинам эксплуатационного фонда отмечается стабильная эффективность ГРП по жидкости (на уровне 23,0 т/сут для действующих и 28,2 т/сут для бездействующих добывающих скважин), тогда как по нефти на бездействующих скважинах с 2005 г. наблюдается уменьшение эффекта. Обводненность после ГРП на скважинах выводимых из бездействия в среднем на 30% выше, чем на действующих добывающих скважинах (71,6 против 41,3 %) [1].

Средний дебит жидкости после ГРП составил 24,6 т/сут, нефти – 12,1 т/сут; суммарная дополнительная добыча нефти по объекту достигла 2150,6 тыс.т (41% от суммарной добычи нефти по объекту ЮВ 1 на месторождении, рисунок 1.1), в т.ч.: по эксплуатационному фонду скважин – 2138,1 тыс.т, по фонду из бурения – 12,5 тыс.т.

Большая часть обработок осуществлена на малодебитных скважинах (более 50% имели дебит жидкости менее 5 т/сут), после ГРП – дебит жидкости у большей части превысил 20 т/сут. Отмечены тенденции увеличения дебита жидкости после ГРП с увеличением эффективной мощности пласта и массы проппанта, увеличения удельного дебита жидкости с увели- чением удельной массы проппанта. Отметим, что по большей части скважин с увеличением дебита жидкости увеличивается и обводненность после ГРП. Также на увеличение обводненности после ГРП оказывает влияние высокая накопленная обводненность и расстояние до ближайшей нагнетательной скважины.

Рис. 1. Изменение дополнительной добычи нефти за счет ГРП по годам. Объект ЮВ₁

Как показывает динамика изменения средних дебитов, приведенных на дату ГРП, бóльшая эффективность по нефти достигнута на скважинах с бóльшей эффективной мощностью пласта. Причем, длительность эффекта увеличивается с увеличением эффективной мощности (рис. 2а).

Наибольшая эффективность по жидкости в первые два года после обработки получена на скважинах с эффективной толщиной в интервале 12–15 м. У скважин с эффективной толщиной менее 8 м и 8–12 м через полгода после проведения ГРП результаты по жидкости различаются несущественно (рис. 2б).

На Нивагальском месторождении на объекте ЮВ 1 было проведено 4 ГРП на скважинах выводимых из бурения, причем три из них при бурении вторых стволов. Бурение новой скважины № 2831 в мае 2008 г. на объекте ЮВ 1 показало лучший результат (в среднем за 3 месяца дебит по нефти – 15,5 т/сут, по жидкости – 20,6 т/сут), по сравнению с бурением боковых стволов (6,7 т/сут и 48,9 т/сут соответственно). Необходимо отметить, что из 4 скважин, построенных на объект ЮВ₁, высокий эффект (среднегодовой прирост дебита нефти более 15 т/сут) не получен ни на одной скважине, среднегодовой прирост нефти составил 1,811,4 т/сут, в среднем 6,8 т/сут. На скважине №2237Н полученные результаты не являются удовлетворительными (дебит нефти – 1,0 т/сут, жидкости – 98 т/сут, при обводненности 99%). Все ГРП, проведенные на скважинах после бурения вторых стволов, являлись большеобьемными, используемая масса проппанта в среднем составила 34 т, при максимальной концентрации 776,6 кг/м³.

По состоянию на 1.01.2009 г. на объекте ЮВ1 выполнена 41 повторная обработка, в анализе участвовали скважины с совпадающими или частично пересекающимися интервалами воздействия. Так, при проведении повторных обработок использованная масса проппанта увеличена более чем в два раза, а максимальная концентрация на 22%, темп закачки жидкости разрыва, наоборот, был уменьшен на 16 % и составил 3,1 м3/мин. Дебиты жидкости и нефти до ГРП при первых и повторных обработках различались незначительно (5,0 т/сут против 5,5 т/сут и 3,9 т/сут против 3,6 т/сут соответственно).

Относительное время. нес

а) |-е Нэф<8м-,-№*8 12нн-№ф12 16мн-Нэф>15м

Рис. 2. Приведенные на дату ГТМ дебиты нефти (а) и жидкости (б) по диапазонам эффективной мощности. Обобщенные зависимости дебитов жидкости и нефти после ГРП от средней эффективной мощности пласта (в). Объект ЮВ₁

После первых ГРП были получены следующие результаты: дебит жидкости – 15,6 т/сут, нефти – 10,4 т/сут, обводненность – 33%. При повторных обработках полученные результаты оказались выше первых: по жидкости на 37 %, по нефти на 21 %, обводненность выше на 13%, при том, что средняя накоп- ленная добыча нефти на момент ГРП при повторных обработках составляла 18,7 тыс.т/скв. против 8,6 тыс.т/скв. (табл. 1). Таким образом, совершенствование технологии с увеличением массы проппанта, несмотря на значительную разницу в накопленной добыче между первыми и повторными обработками, принесло положительные результаты.

Таблица 1

Средние значения основных геолого-физических параметров пластов, технологических параметров ГРП, показателей эффективности повторных ГРП

Параметр	ЮВ 1
Кратность обработки	1 ГРП 2 ГРП
Количество скважин	41

Геолого - физические параметры

Эффективная мощность, м	12,5
Эффективная нефт. толщина, м	10,2
Проницаемость, мД	10,3
Альфа ПС, д.ед.	0,7
Пористость, д.ед.	0,16

Технологические параметры

Масса проппанта, т	10,5	22,9
Максимальная концентрация, кг/м3	770	933
Средняя концентрация, кг/м3	374	493
Темп закачки жидкости разрыва, м3/мин	3,7	3,1

Эксплуатационные параметры

Дебит жидкости до ГРП, т/сут	5,0	5,5
Дебит нефти до ГРП, т/сут	3,9	3,6
Обводненность до ГРП, %	21	35
Дебит жидкости после ГРП, т/сут	15,6	24,8
Дебит нефти после ГРП, т/сут	10,4	13,3
Обводненность после ГРП, %	33	46
Начальный прирост дебита жидкости, т/сут	10,6	19,3
Начальный прирост дебита нефти, т/сут	6,4	9,7
Удельная масса проппанта, т/м	0,8	1,8
Удельный дебит жидкости, т/сут/м	1,24	1,98

Динамика средних дебитов, приведенных на дату запуска после ГРП, показывает, что в течение двух лет сохраняется превосходство повторных обработок над первыми примерно в 1,5 раза, как по дебитам жидкости, так и по дебитам нефти (рис. 3). В то же время, при рассмотрении повторных обработок по годам, установленно, что высокие результаты повторных ГРП основываются на обработках 1994–2002 гг. При повторных обработках более позднего периода с годами средние дебиты нефти уменьшаются, а средняя обводненность увеличивается. Средние дебиты жидкости после повторных ГРП выше относительно первых обработок в 1,3–2,0 раза.

Также на Нивагальском месторождении на объекте ЮВ1 проведено пять третьих обработок. При первых обработках масса проппанта и максимальная концентрация проппанта составили 9,0 т и 740 кг/м3 соответственно. При повторных и третьих обработках мас- са проппанта и максимальная концентрация увеличиваются и достигают средних значений 22,6 т и 1002 кг/м3 соответственно.

Рис. 3. Приведенные на дату ГТМ дебиты нефти (а) и жидкости (б) для первых и повторных обработок. Объект ЮВ₁

Темп закачки жидкости разрыва, наоборот, уменьшается с 4,1 м3/мин до 2,8 м3/мин. При первых обработках были получены дебиты: нефти – 11,4 т/сут, жидкости – 13,6 т/сут, при повторных обработках дебиты увеличиваются, на 20% по нефти и на 33% по жидкости. При третьих обработках происходит дальнейшее увеличение начального дебита по нефти на 12 %, по жидкости на 8% относительно повторных обработок (табл. 2). Низкий результат от третьего ГРП получен только по одной скважине – № 9315. Операция проведена без технологических нарушений, в пласт закачано 30 т проппанта, низкий дебит жидкости (5,6 т/сут на второй месяц после ГРП) не может быть объяснён высокой выработкой запасов (накопленная добыча жидкости – 21,7 тыс.т, нефти – 14,5 тыс.т) или низким пластовым давлением (30,1 МПа), данные о промыслово-геофизических исследованиях отсутствуют.

Для планирования эффективности первого ГРП можно использовать следующую модель, основанную на многомерном статистическом анализе: это метод кластерного анализа, позволяющий разбить весь набор скважин с проведенным ГРП на несколько однородных по статистическим свойствам групп, и метод канонических корреляций (канонический анализ), в котором устанавливаются максимальные корреляционные связи между двумя группами параметров. Поиск наиболее тесных связей между группой геологотехнологических параметров и показателями эффективности ГРП и являются целью исследований с при- менением статистического анализа данных. Далее на основе полученных формул перехода к каноническим переменным можно делать выводы о наиболее значимых параметрах, влияющих на эффективность гидроразрыва пласта [2].

В качестве параметров, характеризующих геологические условия в пластах группы ЮВ были выбраны: общая и нефтенасыщенная толщины пласта, коэффициент песчанистости, проницаемость, параметр «Альфа-ПС», коэффициент макронеоднородности пласта и нефтенасыщенность.

Параметры, характеризующие технологию проведения ГРП: масса проппанта в пласте, темп закачки и средняя концентрация проппанта.

В качестве характеристик эффективности проведения ГРП были выбраны приросты дебитов по жидкости и нефти. Средние значения, стандартные отклонения и коэффициенты вариации этих параметров приведены в табл. 2.

Таблица 2

Средние значения, стандартные отклонения и коэффициенты вариации параметров, используемых в анализе эффективности проведения ГРП по пластам группы ЮВ

Параметр	Средн. значение	Станд. откл.	Вар-я, %
Общая толщина, м	27	0,162	0,60
Нефтенасыщенная толщина, м	9,9	0,213	2,15
Нефтенасыщенность, д.ед.	0,56	0,004	0,71
Проницаемость, мД	11,3	0,208	1,84
Песчанистость, д.ед.	0,46	0,009	2,00
Коэф. макронеоднородности, ед./м	0,46	0,016	3,44
Альфа ПС, д.ед.	0,72	0,010	1,32
Масса проппанта в пласте, т	15,4	0,727	4,72
Темп закачки, м3/мин	3,37	0,068	2,01
Средняя концентрация проппанта, кг/м3	415	8,994	2,17
Прирост жидкости, т/сут	20,9	1,203	5,75
Прирост нефти, т/сут	9,2	0,642	6,98

Как видно из табл. 2, для большинства параметров характерны небольшие значения стандартного отклонения и коэффициента вариации, что соответствует слабому разбросу данных относительно средних значений. Наиболее большие отклонения имеют параметры эффективности: прирост дебитов по жидкости и нефти с значениями коэффициентов вариации 5,75% и 6,98% соответственно.

Таким образом, исследование зависимости эффективности проведения ГРП от геолого-технологических условий может быть проведено как в целом по всей выборке скважин, так и по отдельным группам скважин, выделенным при помощи соответствующих статистических методов.

Для выделения групп скважин, однородных по своим свойствам, использовался метод k -средних. Это один из итерационных методов кластерного анализа, в котором все скважины разбиваются на заранее заданное число групп так, что минимизируется дисперсия переменных внутри каждой группы.

Рассмотрим кратко алгоритм метода « k -средних». Пусть имеется n объектов (скважин) характеризующихся p признаками X l , которые необходимо разбить на k групп. Для начала из n точек рассматриваемой совокупности отбираются k точек – первоначальных центров групп. После выбора начальных центров групп выполняется следующая итерационная процедура: из оставшихся n – k объектов извлекаются по очереди объекты и присоединяются к ближайшему к ним по евклидову расстоянию центру. Евклидовы расстояния между объектами i и j вычисляются по формуле:

d_i} = Jz^C^u ^— fy)² i * >7>i — 1>.....>ⁿ (1)

где JY^j – значение l -ого признака у i -ого объекта.

После каждого присоединения координаты центра пересчитываются как среднее между его координатами и координатами вновь присоединенного объекта. В конце итерации все объекты присоединены к какому-либо из центров и получены новые координаты центров. Процедура повторяется и если новое разбиение объектов на группы не отличается от предыдущего, то работа алгоритма завершается.

Были выделены три группы скважин. Средние значения параметров в каждой группе приведены в табл. 3, а на рис. 4 проиллюстрированы относительные различия параметров в зависимости от группы скважин.

Для выявления зависимости эффекта проведения ГРП от геолого-технологических параметров использовался метод канонических корреляций, который позволяет находить максимальные корреляционные связи между двумя группами параметров.

Суть метода заключается в построении двух новых групп параметров GT i и E i (канонических переменных), являющихся линейными комбинациями исходных параметров из соответствующей группы.

Таблица 3

Средние значения параметров по выделенным группам

Параметр	Группа скважин
	1	2	3
Общая толщина, м	27,1	26,5	27
Нефтенасыщенная толщина, м	9,2	9,1	9
Нефтенасыщенность, д.ед.	0,6	0,56	0,55
Проницаемость, мД	6,7	9,8	9,5
Песчанистость, д.ед.	0,4	0,43	0,41
Коэф. макронеоднородности, ед./м	0,47	0,44	0,49
Альфа ПС, д.ед.	0,69	0,71	0,7
Масса проппанта в пласте, т	14,8	19,6	13,9
Темп закачки, м3/мин	3,8	3,3	3,3
Средняя концентрация проппанта, кг/м3	411	430	409
Прирост жидкости, т/сут	41,6	27,4	13,9
Прирост нефти, т/сут	32,7	13,4	4,5

При этом коэффициенты при исходных параметрах в линейных комбинациях подбираются так, чтобы корреляция в каждой паре канонических переменных была максимальной.

Рис. 4. Нормированные средние значения параметров в группах.

Рассмотрим результаты канонического корреляционного анализа эффективности проведения ГРП на пластах группы ЮВ. Изначально были выбраны следующие параметры [1]:

• –    множество геологических параметров G: нефте-насыщенность S н , общая толщина пласта h общ , нефтенасыщенная толщина пласта h_нн , проницаемость k , песчанистость p , макронеоднородность K м , параметр «Альфа-ПС» α_пс ;

• –    множество технологических параметров T: масса проппанта в пласте m , средняя концентрация проппанта в пласте M , темп закачки Q ;

• –    множество параметров, характеризующих эффективность ГРП, E: прирост дебита жидкости ∆Q ж и прирост дебита нефти ∆Q_н .

Значения канонических корреляций и формулы перехода к каноническим переменным приведены в таблице 1.4. Графики линейной регрессии для пар канонических переменных приведены на рис. 1.5. Отметим, что из полученных результатов приведена только 3 группа скважин, так как это множество имеет статистически значимую корреляцию по 95,0% уровне достоверности (значение P-value = 0,0026 < 0,05).

Таблица 4

Результаты канонического анализа по геологотехнологическим параметрам и показателям эффективности ГРП на пластах группы ЮВ

Канонич. коррел.	Формула перехода к канонич. переменным	Уравнение линейной регрессии
Вариант №1
0,54	GT 1 = 0,9 m + 0,5α - 0,39 k + 0,37 K М + 0,36 p + 0,3 S Н -0,26 Q – 0,16 h общ + 0,05 h НН + 0,03 М E 1 = 1,01 ∆Q ж + 0,07 ∆Q Н	E 1 = 0,54 GT 1
Вариант №2
0,31	GT2 = -0,1 m + 0,5α - 0,7 k -0,49 K М + 0,2 p - 0,3 S Н -0,4 Q – 0,3 hобщ + 0,4 hНН - 0,2 М E2 = -0,07 ∆Qж + -1,01 ∆QН	E 2 = 0,31 GT 2

Рис. 5. Графики линейной регрессии для пар канониче- ских переменных.

Таким образом, основное влияние на эффективность ГРП оказывают следующие параметры (в порядке ослабления влияния): масса проппанта, параметр «Альфа-ПС», проницаемость, коэф. макронеоднородности, песчанистость, нефтенасыщенность, темп закачки, общая толщина пласта, нефтенасыщенная толщина пласта и средняя концентрация проппанта.