Опыт разработки нефтегазовых месторождений с применением гидроразрыва пласта

Существуют неоднозначные мнения о возможности использования гидроразрыва пласта не только как метода интенсификации добычи углеводородов, но и как способа увеличения охвата пласта воздействием. Представляется необходимым выделить в этой проблеме два аспекта: чисто технологический и техникоэкономический. В технологическом плане, безусловно, ГРП, прежде всего, рассматривают в качестве метода интенсификации притока и увеличения производительности скважин. В то же время в сильно неоднородных и прерывистых пластах при соответствующих размерах «крыльев» трещин ГРП может обеспечить дополнительный охват пласта за счет подключения неохваченных дренированием пропластков и линз. Нередко в определенных случаях большеобъемный ГРП (с большой длиной «крыльев» трещины) может вызвать и уменьшение охвата пласта [1, 2, 5].

Так, в случае рядной системы размещения скважин на залежи ГРП с направлением трещин поперек рядов может привести к уменьшению латерального охвата пласта за счет изменения направлений фильтрации воды в полосе между рядами нагнетательных и добывающих скважин и преимущественной фильтрацией воды к кончикам трещин. Для площадных систем заводнения, при соответствующей длине, трещина разрыва также деформирует линии тока в элементе сетки.

С технико-экономической точки зрения ГРП в низкопроницаемых пластах, безусловно, способствует увеличению охвата пласта заводнением, поскольку позволяет с приемлемой рентабельностью разместить скважины в зонах более низких эффективных толщин, а также увеличить рентабельный срок эксплуатации скважин (или обеспечить более высокие накопленные объемы добычи нефти по этим скважинам). К примеру, в настоящее время целый ряд месторождений Западной Сибири с низкопроницаемыми пластами не может разрабатываться без применения ГРП вследствие низких дебитов скважин [6, 7].

В связи с этим гидроразрыв пласта рассматривается не только как средство интенсификации добычи нефти по отдельным скважинам, но и в качестве процесса регулирования в целом разработки месторождений с низкопродуктивными коллекторами и способа увеличения коэффициента извлечения нефти [3, 4].

Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных и вместе с тем высоко затратных методов повышения производительности скважин, вскрывающих низкопроницаемые, слабодренируемые коллектора. На Биттемском месторождении впервые данный метод был применен в 1998 году на объекте ЮС0 в рамках опытно-промышленных работ, а активное применение ГРП началось в 2000 году на объекте

АС11. За период 1998-2010 годы на месторождении проведено 205 скважино-операций ГРП, из них в действующих добывающих скважинах – 146, на стадии строительства или перевода с других объектов добывающих скважин – 36, в разведочных скважинах – 2, в нагнетательных скважинах – 14 и в нагнетательных скважинах находившихся в отработке на нефть – 7. В процессе проведения работ использовались различные технологии ГРП с широким диапазоном изменения геометрических параметров трещин, масса проппанта, характеризующая объем закрепленной трещины в добывающих скважинах изменялась от 2,3 тонн до 62,9 тонн, составляя в среднем 16,8 тонн, в нагнетательных скважинах от 4 до 30,2 тонн, составляя в среднем 15,8 тонн. Основное количество скважино-операций ГРП проведено по стандартной технологии – 141, селективных – 16, с технологической остановкой – 15, струйных – 9, по технологии TSO – 8, в боковых стволах – 10, в горизонтальных скважинах с циклической закачкой – 4, совместно селективный и TSO – 2.

Оценка эффективности ГРП по скважинам действующего фонда производилась с использованием принятых в отрасли характеристик вытеснения. Технологическая эффективность ГРП в скважинах, вводимых после бурения, оценивалась методом экспертных оценок, при этом базовые режимы оценивались по результатам испытаний разведочных скважин, а также по результатам опробования эксплутационных скважин перед проведением ГРП.

На 01.01.2011 г. на объекте проведено 203 сква-жино-операции ГРП, из них в действующих добывающих скважинах – 146 (в том числе два 2-х этапных ГРП), на стадии строительства – 36, в нагнетательных скважинах – 21 (в том числе 7 в скважинах находившихся в отработке на нефть). Охват скважин добывающего фонда гидроразрывом составил 65 %, нагнетательного – 16 %. Дополнительно от применения метода получено 4539,28 тыс.т. нефти (в среднем 25,16 тыс.т. нефти на один ГРП), при этом величина средней прогнозной дополнительной добычи нефти оценивается в 34,23 тыс.т./скв. В целом по объекту успешность проведения ГРП (доля скважин с величиной прогнозной дополнительной добычи нефти превышающей 3 тыс.т / скв.-опер.) составляет 72,5%, что соответствует показателям эффективности мероприятий на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» со схожим геологическим строением объектов. В 57% скважин с ГРП по состоянию на 01.01.2011 г. технологический эффект продолжается. После проведения ГРП в действующих добывающих скважинах средняя кратность увеличения дебита жидкости (нефти) составила 5,0 (3,6) раз. Средний дебит жидкости (нефти) увеличился с 6,4 (5.3) до 32,1 (19,0) т/сут. Средняя обводненность скважин после проведения ГРП увеличилась на 24,8% (с 16,2 до 41%). Средние удельные показатели от проведения ГРП при эксплуатации добывающих скважин по годам приведены в таблице 1.

По состоянию на 01.01.2011 г. в работе находятся 116 скважин, в 22 проведена зарезка боковых стволов, в трех скважинах проведен повторный ГРП (скв. №№223, 233 и №275), одна скважина находится в бездействующем фонде (скв. №280) и две скважины на дату анализа не запущены (скв. №288 и №560). Средний дебит действующих скважин по жидкости (нефти) составляет 40,5 (11,6) т/сут, что в 6,3 (2,2) раза больше чем до проведения ГРП, средняя обводненность увеличилась до 71.3 %. За счет проведения 146 скважино-операций ГРП дополнительно добыто 4215.12 тыс.тонн нефти, при текущей удельной эффективности 29,27 тыс.т/ скважино-операций. Средний прирост дебита нефти составил 13,5 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 39,56 тыс.т/ скважино-операций. После проведения ГРП в 36 добывающих скважинах на стадии строительства средний дебит жидкости (нефти) составлял 21,2 (9,1) т/сут, средняя обводненность добываемой продукции 57%.

Результаты проведения ГРП в добывающих

Таблица 1 скважинах Биттемского месторождения

По состоянию на 01.01.2011 г. в работе находятся 22 скважины, в 5 проведена зарезка боковых стволов (скв. №№220, 391, 462, 465, 559), в двух скважинах выполнен повторный ГРП (скв. №217 и №560), три скважины находятся в бездействующем фонде (скв. №№460, 512 и №624), три скважины переведены в пьезометрический фонд (скв. №463, 477 и №488) и одна скважина на дату анализа не запущена (скв. №372). Средний дебит скважин по жидкости (нефти) составляет 21,6 (5,9) т/сут, средняя обводненность увеличилась до 72,9%. За счет проведения 36 скважино-операций ГРП дополнительно добыто 312,83 тыс.т нефти, при текущей удельной эффективности 8,69 тыс.т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 4,3 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 12,43 тыс.т/скв.-опер.

В нагнетательных скважинах находившихся в отработке на нефть проведено 7 скважино-операций ГРП, в том числе один в действующей скважине (скв. №536) и 6 на стадии строительства скважин. Средняя приемистость скважин при переводе в систему ППД составляла 133,5 м3/сут. По состоянию на 01.01.2011 г. средняя приемистость значительно снизилась до 21,9 м3/сут. Дополнительная добыча нефти от проведения 7 скважино-операций ГРП, в нагнетательных скважинах находившихся в отработке на нефть составила 11.33 тыс.тонн, при удельной эффективности 1,62 тыс.т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 1,6 т/сут.

В действующих нагнетательных скважинах проведено 14 скважино-операций ГРП. Кратность увеличения средней приемистости после мероприятия составила 3,6 раза (с 31,3 до 112,8 м3/сут). По состоянию на 01.01.2011 г. 13 скважин находятся в работе, на скважине №423 проведена зарезка бокового ствола. Средняя приемистость скважин снизилась до 60 м3/сут. Накопленная закачка воды составляет 2816,53 тыс.м3 , удельная 201,18 тыс.м3. Как отмечалось выше, при проведении ГРП применялись различные технологии создания и закрепления трещин. Так начальный период внедрения метода (2000-2002 гг.) характеризовался использованием стандартной, для ОАО «Сургутнефтегаз», технологии с массой закачки проппанта 4,2-14,2 тонн, при среднем значении 9,9 тонн. Опытные работы по совершенствованию технологии ГРП и ее адаптации к условиям Биттемского месторождения, начатые в 2003 г., привели к увеличению количества применяемых технологий и расширению диапазона массы проппанта: от 2,3 до 62,9 тонны (в среднем 17,7 тонны).

На начальных этапах применения метода кандидатами для ГРП являлись скважины центральной части пласта (с повышенными ФЭС), режимы работы которых не соответствовали средним показателям окружающих скважин. Эффективность воздействий в этих скважинах была максимальной, что подтверждало перспективность дальнейшего применения метода. В последующем, воздействия осуществлялись как на низкодебитном фонде действующих скважин, так и в скважинах, вводимых из бурения. Это привело к снижению эффективности ГРП, так как вводимые в экс- плуатацию краевые зоны пласта и новые участки характеризовались низким начальным насыщением коллектора, уменьшением продуктивных мощностей и ухудшением ФЕС пласта, а также пониженной энергетикой. В целом в скважинах вводимых из бурения выполнено 42 ГРП (20,7% фонда скважин, охваченного ГРП). Основная доля низкоэффективных воздействий приходится на скважины, вскрывающие северозападную часть месторождения. Все выполненные воздействия привели к резкому росту обводнения (в среднем до 75%). Ввиду того, что обводненность не связана с активностью системы ППД, а продуктивные коллектора характеризуются низкой начальной насыщенностью (не более 40%), в скважинах участка планируется испытать в рамках опытных работ эффективность закачек МОФП (модификаторов относительной фазовой проницаемости) и ГРП с гелем на углеводородной основе.

Таким образом, в целом ГРП в скважинах пласта АС 11 Биттемского месторождения является эффективным способом интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пласта. Учитывая текущее состояние разработки объекта (средняя обводненность продукции действующих скважин 72,8%) массовое проведение ГРП не планируется. Избирательные селективные воздействия будут осуществляться в единичных скважинах. Учитывая текущее состояние разработки объекта АС 11 (средняя обводненность продукции действующих скважин 72,8%) массовое проведение ГРП не планируется. Однако выборочное проведение операций возможно в случаях низкой производительности скважин (относительно потенциальной) и должно проводиться по индивидуальному проекту, с учетом геологофизических критериев его применения. В скважинах краевых зон и в северо-западной части месторождения планируется выполнить ОПР по испытанию эффективности ГРП с гелем на углеводородной основе и закачек МОФП.