Анализ эффективности применения гидравлического разрыва пласта в трудноизвлекаемых коллекторах на месторождениях Западной Сибири

На сегодняшний день одним из методов повышения нефтеотдачи пластов является гидравлический разрыв пласта (ГРП). На данный момент, по оценкам зарубежных и отечественных специалистов, около трети запасов можно извлечь только с помощью данного мероприятия. Применение ГРП как элемента системы разработки, позволяет увеличить темп отбора извлекаемых запасов и как следствие увеличить нефтеотдачу пласта за счет вовлечения в разработку слабодренируемых зон и пропластков.

Основные задачи исследования:

• -    оценка эффективности применяемых мероприятий ГРП на примерах месторождений;

• -    установление зависимости воздействия ГРП от геолого-физических факторов, состояния разработки опытно-промышленного участка и от применяемой технологии;

• -    подготовка рекомендаций для дальнейшего подбора скважин-кандидатов.

Приведем немного статистики:

• -    ежегодно выполняется около 1200 операций, всего с начала применения ГРП выполнено более 18 тысяч скважино-операций нефтедобывающими предприятиями Западной Сибири;

• -    доля скважин с ГРП в общем фонде отдельных месторождений и эксплуатационных объектов варьируется от 3 до 90%.

• -    область применения ГРП распространяется практически на все типы продуктивных пластов [2].

В данной работе рассмотрены результаты применения ГРП по различным месторождениям Западной Сибири, продуктивные пласты которых охарактеризованы различными фильтрационноемкостными свойствами.

Нефтегазоносность Южно-Ягунского месторождения связана с терригенными отложениями меловой и юрской систем мезозоя (пласты БС₁₀, БС 11 и ЮС 1 ). Наибольшая доля начальных извлекаемых запасов нефти (70 %) приходиться на основной объект разработки – пласт БС 10 , простирающийся по всей площади месторождения. Пласт представлен песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, общая толщина которого в среднем 10,5 м при коэффициенте песчанистости 0,8 д. ед.; коэффицент нефтенасыщенности пласта составляет 0,61 д. ед.; проницаемость изменяется от 0,008 до 0,25 мкм ² при средней 0,130 мкм ² .

В 2001 г. было проведено наибольшее количество ГРП (35 скв.-опер.), 28 из которых оказались успешными (коэффициент успешности 0,8). В настоящее время ГРП применяется и при освоении скважин после бурения в зонах осложненного геологического строения. В 2004 году выполнены ГРП на 10 скважинах залежи БС 10 , в том числе на четырех скважинах действующего фонда, параметры пласта и скважин приведены в табл. 1, результаты в табл. 2 [6].

Как следует из приведенных выше таблиц, то при увеличении дебита нефти, так же возникает рост дебитов жидкости, а соответственно и резкий рост обводненности продукции скважин, возникающий в связи с растущим вытеснением жидкости из ранее заводненных участков пласта. А снижение процента воды в конечной продукции скважин на конец года объясняется тем, что после проведения мероприятий в продукции присутствовала пластовая вода из дренируемых скважинами зон пласта, данный факт характерен для порового типа коллектора, при коэффициенте нефтенасыщенности 0,61 д. ед. Стоит отметить результаты ГРП в скважине 2741, как мы можем видеть, в скважине, после мероприятия отмечается незначительное увеличение дебита нефти, в сравнении с восьмикратным дебитом жидкости, и как следствие со значительным увеличением обводненности. Полученный результат в скважине 2741 связан в первую очередь с расположением скважины вблизи контура нефтеносности.

Таким образом, можно сделать заключение, что данное геолого-техническое мероприятие имеет достаточно высокую эффективность на отложениях данного типа, однако стоит отметить, что при выборе скважины-кандидата необходимо учитывать расстояние относительно водонефтяного контакта.

Значительный опыт ГРП накоплен на Приобском месторождении, как одного из наиболее рекомендуемых методов интенсификации в данных условиях разработки. Геолого-физическая характеристика пластов месторождения приведена в табл. 3.

Объемы ежегодно проводимых мероприятий по гидравлическому разрыву пласта на Приобском месторождении (Южная лицензионная территория – сокращ. ЮЛТ) имеют тенденцию к росту. Около 60% от общего количества производимых мероприятий приходиться на горизонт АС 10 (табл. 4).

Таблица 1

Параметры пласта БС ₁₀ Южно-Ягунского месторождения и скважин

Параметры пласта	Скважины с проведенным ГРП				Скважины, предлагаемые для проведения ГРП
	637	2741	607	598	2716	780
Нефтенасыщенная толщина, м	6	3	6	5,8	3,9	3,5
Проницаемость, мкм 2	0,024	0,011	0,0251	0,138	0,018	0,024
Нефтенасыщенность, д. ед.	0,58	0,75	0,74	0,71	0,71	0,73

Таблица 2

Результаты ГРП в добывающих скважинах на Южно-Ягунском месторождении

№ скв.	Режим работы						% воды на конец года	Прирост дебита нефти
	до ГРП			после ГРП
	q н , т/сут	qж, т/сут	% воды	q н , т/сут	qж, т/сут	% воды
637	1,2	1,3	5	16,0	32,0	50	45	14,8
2741	2,9	3,1	7	6,9	25,6	73	61	4,0
607	2,4	2,5	3	15,4	41,6	63	52	13,0
598	1,4	1,5	8	51	26,9	51	48	11,8

Геолого-физическая характеристика Приобского месторождения

Таблица 3

Пласт	Средняя глубина, м	Средняя толщина		Открытая пористост, %	Нефтена-сыщенн, %	Коэф-т песчанистости, д. ед.	Расчлененность
		Общая, м	Эффект, м
АС 100	2529	10,2	1,9	17,6	60,4	0,183	1,8
АС101-2	2593	66,1	13,4	18,1	71,1	0,200	10,5
АС 110	2597	20,3	1,9	17,2	57,0	0,091	2,0
АС 111	2672	47,3	6,4	17,6	66,6	0,191	6,1
АС112-4	2716	235,3	4,9	17,6	67,2	0,183	4,5
АС 122	2752	26,7	4,0	17,7	67,5	0,164	3,3
АС123-4	2795	72,8	12,8	18,0	69,8	0,185	9,3

Таблица 4

Динамика количества гидроразрывов пласта Приобского месторождения (ЮЛТ)

Горизонт	Годы									Всего	% соотношение
	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010
АС 10	3	69	76	132	247	250	151	370	486	1 784	59
АС 12	1	22	59	101	156	234	283	195	172	1 223	41
В сумме	4	91	135	233	403	484	434	565	658	3 007	100

Рис. 1. Дополнительная добыча нефти, полученная за счет ГРП на Приобском месторождении (Южная лицензион-

ная территория).

Динамика добычи нефти по месторождению в целом, а также дополнительная добыча нефти за счет ГРП представлена на рис. 1.

Снижение доли дополнительной добычи нефти за счет проведения ГРП – до 60 % в 2010 г. – обусловлено увеличением доли скважин в добывающем фонде, имеющих продолжительный период эксплуатации и вследствие этого закономерным снижением дополнительной добычи нефти по ним.

За период с 2006 по январь 2011 года на Приобском месторождении (левобережная зона месторождения) было проведено 263 ГРП (61 % фонда). Основное количество ГРП было произведено в 2008 году – 126. На конец 2008 года дополнительная добыча нефти за счет ГРП уже составила около 48% от всей добытой за год нефти. Причем большая часть дополнительной добычи составила нефть объекта АС12 – 78,8% от всей добычи по пласту и 32,4% от добычи в целом. По объекту АС11 – 30,8% от всей добычи по пласту и 4,6% от добычи в целом. По объекту АС10 – 40,5% от всей добычи по пласту и 11,3% от добычи в целом [7].

Основным объектом для проведения ГРП являлся продуктивный горизонт АС 12 как наиболее низкопродуктивный и содержащий большую часть запасов нефти по левобережной зоне месторождения.

На конец 2010 г. дополнительная добыча нефти на Приобском месторождении (левобережная зона) за счет ГРП составила более 44% добычи нефти от всей добытой за год нефти [4].

Таблица 5

Параметры проводки стволов скважин по пласту и результаты освоения скважин Ульяновского месторождения

Номер скважины	Нефтенасыщенная толщина, м	Дебит нефти, т/сут			Текущее состояние скважины
		При освоении	Текущий	Средний за период эксплуатации
1000 Гр	31	30,1	3,3	24,2	Скв. работает через осадок обрушения
1001 Гр	31	17,6	4,3	27,1	Скв. работает через осадок обрушения
1002 Гр	31	2,5	б/д	1,6	Ствол обрушен
1003 Гр	31	16,7	5,1	5,8	Ствол обрушен
1004 Гр	31	1,0	б/д	1,6	Ствол обрушен

Эффективность геолого-технических мероприятий на Приобском месторождении зависит в первую очередь с геологическим строением (литологический тип залежи, отсутствие водонефтяных зон и повышенной нефтенасыщенности пласта), а также с проведенным комплексом исследований, связанных с изучением распространения направления трещин.

Таким образом, можно сделать вывод, на примере Приобского, что гидравлический разрыв пласта, является эффективным методом увеличения нефтеотдачи в низкопроницаемых и высокорасчле-ненных коллекторах.

ГРП на сегодняшний день является преимущественной технологией вскрытия отложений бажено-абалакского комплекса. Стоит отметить, что большая часть отложений подобного типа разрабатывается скважинами с открытым стволом, который вследствие особенностей коллектора имеет склонность к обрушению. На опыте Ульяновского месторождения можно отметить, что немаловажным фактором успешности мероприятий по ГРП является состояние эксплуатационной колонны (табл. 5).

Опыт Ульяновского месторождения говорит о неэффективности окончания ствола скважины в виде открытого забоя, вследствие обрушения его незакрепленной части, вследствие чего работы по проведению ГРП в обрушенном стволе оказались неуспешными [5].

В настоящее время состояние разработки Самотлорского месторождения – одного из крупнейших месторождений России, характеризуется снижением темпов добычи нефти вследствие увеличения доли воды в продукции скважин и истощения пластовой энергии [1].

Интенсификация притока в скважинах с применением технологии ГРП проводилась практически на всех объектах разработки Самотлорского месторождения. Всего в период 2009-2013 гг. на месторождении проведено – 3430 операций ГРП, сумарная добыча нефти составила 16440 тыс. т.

Наибольшее распространение метод ГРП получил на пласте АВ11-2, где за 2009–2013 гг. выполнено 2251 операции, суммарная добыча нефти на пласте от применения метода составила 11335,8 тыс. т. или 5,0 тыс. т/скв. Также большое количество ГРП выполнено на пластах АВ2-3, БВ10, АВ13, БВ8 на остальных пластах проведено не более 60 операций за 5 лет (табл. 6).

Таблица 6

Объемы и эффективность ГРП на Самотлорском месторождении

Объект	Кол-во операций, ед.	Суммарная добыча нефти, тыс. т	Удельная добыча, тыс. т/скв
AB11-2	2 251	11 335,8	5,0
АВ 13	199	979,1	4,9
АВ 2-3	483	1 829,1	3,8
АВ 4-5	21	79,2	3,8
АВ 6-8	1	5,8	5,8
БВ0-4	1	3,5	3,5
БВ 80	102	390,4	3,8
БВ81-3	1	1,3	1,3
БВ 100	135	527,7	3,9
БВ101-2	138	1 006,3	7,3
БВ 16-22	40	136,4	3,4
ЮВ 1	58	145,3	2,5
Итого	3 430	16 440,2	4,8

В ходе анализа также было выявлено, что основными факторами отрицательной и низкой эффективности ГРП на Самотлорском месторождении являлись:

• –    подбор скважин-кандидатов без учета горногеологических условий, технических характеристик скважин, отсутствие трассерных и гидродинамических исследований;

• –    низкое пластовое давление на участках с неэффективной реализованной системой поддержания пластового давления либо ее отсутствием;

  – заниженная производительность установки электроцентробежного насоса (из-за опасения срыва подачи), состоянию призабойной зоны пласта после проведения геолого-технического мероприятия [3].

Таким образом, необходимо отметить, что ГРП на Самотлорском месторождении является эффективным методом повышения нефтеотдачи. Однако для получения наиболее лучшего результата необходим наиболее тщательный подбор скважин.

Обобщая результаты применения ГРП на различных месторождениях Западной Сибири, представленных различными типами продуктивных отложений, можно выделить следующие группы фак- торов, которые необходимо учитывать при подборе скважин-кандидатов для проведения геолого - технологических мероприятий:

• 1.    Геологические факторы . В первую очередь, определяющим фактором при выборе скважин для геолого-технологических мероприятий является адресная геологическая модель пласта, включающая в себя результаты всех исследований, которые бы наиболее полно могли бы дать информацию о мощности нефтенасыщенной части пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, расчлененность, удаление от водонефтяного и газонефтяного контакта, мощность глинистой перемычки, отделяющей продуктивные отложения от водо-и газонасыщенных пластов, направление региональных (локальных) тектонических напряжений, выработанность извлекаемых запасов.

• 2.    Гидродинамические факторы . Первоочередными скважинами для проведения ГРП рекомендуется выбирать скважины со сниженной продуктивностью и загрязненной призабойной зоной.

• 3.    Энергетические факторы . Немаловажное значение для эффективного проведения ГРП имеет величина пластового давления и его снижение в ходе эксплуатации в сравнении с начальным, обеспеченность закачкой участка, на котором расположены скважины-кандидаты.

• 4.    Технические факторы для выбора скважин кандидатов связаны в первую очередь с наличием промыслово-геологических исследований, характеризующими состояние ствола скважины.

Максимальный учет данных факторов при подборе скважин-кандидатов позволит увеличить процент успешности проводимых геолого - технологических мероприятий, и как следствие увеличить дополнительную добычу нефти на месторождениях Западной Сибири.

Помимо приведенных выше критериев, для проектирования и оценки технологической эффективности мероприятий по ГРП:

• -    использовать анализ проведенных мероприятий и технологий на месторождениях-аналогах;

• -    использовать расчеты на уточненных геолого-технологических моделях, воспроизводящих процесс разработки в системе скважин;

• -    моделирование дизайна ГРП (параметров трещины и параметров закачки) для представленных горно-геологических условий.