РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Коллектив авторов, 2006
УДК 622.276.66
Гидроразрыв пласта как способ разработки низкопроницаемых коллекторов С.И. Кудряшов, С.И. Бачин, И.С. Афанасьев (ОАО «НК «Роснефть»), А.Р. Латыпов, А.В. Свешников, Т.С. Усманов (ООО «ЮНГ-НТЦ Уфа»), А.Г. Пасынков, А.Н. Никитин (ОАО «Юганскнефтегаз») Hydrofracturing as a way of low-permeable reservoirs development
Г Г
идроразрыв пласта (ГРП) в настоящее время стал одним из S.I. Kudryashov, S.I. Bachin, I.S. Afanasyev (Rosneft NK OAO), самых эффективных и распространенных методов интенсификации добычи нефти, но в то же время вызывает наибольшее A.R. Latypov, A.V. Sveshnikov, T.S. Usmanov (YuNG - NTTs Ufa OOO), число дискуссий по вопросу влияния на коэффициент извлечения A.G. Pasynkov, A.N. Nikitin (Yuganskneftegaz OAO) нефти (КИН). В этой связи представляется крайне интересным обсуждение некоторых моментов, возникающих при системном Results of realization of hydrofracturing in some Yuganskneftegaz применении ГРП на объекте разработки. deposits wells are considered. Dynamics of the basic parameters of development of left-bank part of Priobskoye deposit is given. The scheme Использование технологии ГРП для разработки низкопродукof hydrofracturing in Priobskoye deposit wells at joint three formations тивных коллекторов месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» exposing is submitted. Efficiency of its application in conditions of unproОАО «Юганскнефтегаз» является недропользователем 28 лицензиductive and low-permeable reservoirs of Western Siberia deposits is онных участков, расположенных в Ханты-Мансийском автономном marked. округе Тюменской области. За последние годы в регионе, как и в целом в стране, наметилась тенденция к ухудшению структуры запаВ ОАО «Юганскнефтегаз» накоплен практически уникальный для сов нефти – истощаются запасы месторождений с высокопроницаРоссии опыт применения ГРП для разработки низкопроницаемых емыми коллекторами. В настоящее время более половины извлекаеколлекторов. Так, первые ГРП на месторождениях ОАО «Юганскнефмых запасов (53 %) месторождений, эксплуатируемых ОАО «Югантегаз» были проведены в 1988 г. фирмой Canadian Fracmaster (в 1990 г. скнефтегаз», относятся к трудноизвлекаемым. было образовано СП «Юганскфракмастер» - первое в России специаМаксимальная добыча получена в 1986 г. (рис. 1), затем она лизированное совместное предприятие для проведения ГРП). Позже неуклонно снижалась вследствие роста обводненности высокодля создания конкуренции ОАО «Юганскнефтегаз» в качестве операпродуктивных скважин основных на тот момент месторождений: торов ГРП были привлечены компании Schlumberger, «КАТКОнефть», Усть-Балыкского, Мамонтовского, Южно-Сургутского. Ввод в раз«МиКаМинефть», «Катобьнефть», «Петроальянс», Halliburton, BJ. работку месторождений и пластов, сложенных низкопроницаСоздание и совершенствование технологий ГРП значительно емыми коллекторами, задерживался вследствие отсутствия повлияли на разработку низкопроницаемых коллекторов. Если высонеобходимых технологий разработки. Резкое увеличение добычи копроницаемые пласты могут разрабатываться традиционными метонефти пришлось на 1999-2000 гг. – период широкомасштабного дами, то для коллекторов проницаемостью менее (5-10)⋅10-3 мкм2 ГРП внедрения технологий ГРП, которые позволили ввести в промыявляется фактически единственным методом вовлечения запасов в шленную разработку такие крупные месторождения, как Приобразработку. Продемонстрируем это на примере Приобского [1] и ское, Приразломное, Мало-Балыкское. В настоящее время 58 % Мало-Балыкского месторождений. всей добычи обеспечивается эксплуатацией низкопроницаемых На 01.01.97 г. на Приобском месторождении было пробурено 502 коллекторов, разрабатываемых с применением ГРП. Интенсивное скважины, действующий фонд добывающих скважин составлял 275, разбуривание новых месторождений сопровождалось ростом бездействующий – 182; 91 скважина действующего фонда работала с числа проведенных ГРП. Всего на месторождениях ОАО «Югандебитом нефти не более 1 т/сут, 178 – с дебитом менее 10 т/сут. Средскнефтегаз» выполнено более 4900 ГРП, при этом 807 - в 2005 г. С ние дебиты нефти по пластам АС10, АС11 и АС12 составляли соответучетом сложившейся структуры запасов предприятия число ГРП в ственно 10,1; 6 и 3,8 т/сут. дальнейшем будет только увеличиваться. Месторождение осваивалось медленными темпами, отставало и формирование системы заводнения. Число действующих нагнетательных скважин равнялось 41. Их низкая приемистость не позволяла эксплуатировать скважины круглогодично из-за риска замерзания водоводов в зимний период. В связи с этим шло значительное отставание в переводе скважин в систему поддержания пластового давления (ППД). В результате соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин действующего фонда составляло (6-7):1, причем по горизонтам А11 и А12 – (10-12):1. Фактически месторождение находилось в критическом состоянии. Фонд скважин постоянно увеличивался, а добыча нефти практически не росла, дебиты скважин снижались (рис. 2). Положение напоминало замкнутый круг: с одной стороРис. 1. Динамика добычи нефти в ОАО «Юганскнефтегаз» ны, дебиты добывающих скважин уменьшались из-за отсутствия
80
07’2006
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 2. Динамика добычи жидкости (1), нефти (2), обводненности (3) дебитов жидкости (1) и нефти (2) (б) по скважинам
системы ППД, с другой, недостаточная приемистость нагнетательных скважин не давала возможности сформировать эту систему. Несмотря на значительные объемы бурения (более 500 скважин за 8 лет), состояние разработки месторождения оставалось неудовлетворительным. В связи с убыточностью его разработки рассматривалась даже возможность разработки Приобского месторождения на условиях СРП с компанией Amoco. Для выхода из сложившегося положения силами СибНИИНП совместно с ОАО «Юганскнефтегаз» была разработана «Программа работ по скважинам левобережной части Приобского месторождения», которая включала мероприятия по интенсификации добычи нефти. Основная идея «Программы» заключалась в увеличении дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин до величин, позволяющих организовать на месторождении эффективную систему заводнения. Комплекс геолого-технических мероприятий (ГТМ) включал проведение ГРП в 270 скважинах, приобщение пластов в 191 скважине, перевод под закачку 135 скважин. В основном мероприятия были реализованы с 1996 по 1998 г. В результате удалось увеличить дебиты скважин (см. рис. 2, б) и освоить систему ППД. Аналогичная ситуация складывалась на Мало-Балыкском месторождении. Более 80 % его геологических запасов приходится на слабопроницаемые (0,001-0,002 мкм2) коллекторы ачимовской толщи. Разбуривание площади было начато в 1984 г. Первоначальные дебиты жидкости, составившие 5-15 т/сут, в течение короткого времени снизились практически до нуля. Теоретический период полной разработки месторождения составил бы около 200 лет. Разбуривание осуществлялось низкими темпами, запаздывало освоение системы ППД (к 1989 г. было пробурено 77 добывающих и 6 нагнетательных скважин). Положительный опыт первых ГРП в 1988-1990 гг. способствовал принятию технологии ГРП в качестве базовой для разработки пластов ачимовской толщи. До 1999 г. ГРП проводились с использованием мелкого пропанта и с малым объемом его закачки (до 20 т). Технология выполнения таких гидроразрывов была хорошо отработана, однако не позволяла полностью использовать потенциал трещины. Как следствие, средний прирост дебита жидкости за счет применения ГРП составлял 24,5 т/сут. С развитием технологии закачки проппанта постоянно увеличивался объем трещин. Так, в 2005 г. средний объем закачанного проппанта составил 165 т, что позволило увеличить средний прирост дебита жидкости до 80 т/сут. Достигаемый отрицательный скин-фактор приблизился к -5.
В настоящее время применение технологии ГРП позволило значительно увеличить темпы отбора извлекаемых запасов МалоБалыкского месторождения. Например, максимальная добыча нефти, заложенная в технологическую схему разработки 1990 г., составляла 959 тыс. т/год, фактически в 2005 г. было добыто около 4 млн. т нефти. Влияние ГРП на нефтеотдачу пластов. Ввод в разработку низкопродуктивных площадей Несмотря на то, что в последнее время ГРП начинает активно применяться и в высокопроницаемых коллекторах, ключевую роль он играет в разработке именно низкопроницаемых пластов [2]. Интенсифицируя добычу низкопродуктивных скважин, мы увеличиваем нефтеотдачу пластов за счет вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти. Рассмотрим это подробнее. Как отмечалось выше, эксплуатация нагнетательных скважин с приемистостью менее 30 м3/сут проблематична из-за рисков замерзания водоводов. Несложно показать, что критический дебит добывающих скважин, например, для девятиточечной системы, реализуемой на Приобском месторождении, составляет 10 т/сут. При меньших отборах система заводнения функционировать не будет – нагнетательные скважины будут переведены в режим сезонной эксплуатации, что снизит дебиты добывающих скважин, а сле(а), довательно, и темпы отбора, а также эффективность разработки месторождения в целом. Очевидно, что на практике участки месторождения с продуктивностью пластов, не обеспечивающей минимальные технологически допустимые дебиты, разбуриваться не будут. Для оценки прироста запасов, вовлекаемых в разработку с применением ГРП, необходимо определить минимальные толщины для бурения скважин при использовании ГРП и без него, при которых в условиях Западной Сибири возможна нормальная эксплуатация скважин. Эта задача решается аналитически. На рис. 3 для примера приведены результаты расчета увеличения площади бурения при применении ГРП, выполненные по описанной методике для пластов АС12 и АС10. Расчеты показывают, что по пласту АС12 вовлекается в разработку без ГРП лишь 39 % запасов, с применением ГРП дополнительно вовлекается 69 % запасов. По пласту АС10 лишь 32 % запасов являются рентабельными без ГРП, применение ГРП позволяет ввести в разработку дополнительно еще 34 % запасов пласта. Значительные площади пластов (выделены на рис. 3 красным цветом) не вовлекаются в разработку даже с применением технологии ГРП. Ввести их в разработку позволяет объединение пластов в единый эксплуатационный объект. Именно эти две составляющие ГРП и совместная разработка пластов - позволили ввести в разработку Приобское месторождение. Таким образом, ГРП является мероприятием, позволяющим разрабатывать низкопродуктивные коллекторы. Именно в этом, на наш взгляд, заключается основной вклад технологии ГРП в увеличение нефтеотдачи низкопроницаемых объектов. В современных условиях рентабельная эксплуатация основных объектов разработки ОАО «Юганскнефтегаз»: Приобского (пласты АС10, АС11, АС12), Приразломного (пласты БС4-5), Малобалыкского (пласт Ач), Обминского (пласт ЮС2) месторождений, – невозможна без широкомасштабного применения ГРП. Влияние ГРП на нефтеотдачу пластов. Разбуренные участки месторождений ГРП - это метод не только интенсификации отборов нефти, но и увеличения нефтеотдачи. В условиях Западной Сибири в результате его применения огромные низкопродуктивные площади месторождений вовлекаются в разработку, а запасы переводятся в разряд извлекаемых, соответственно прирост КИН может составлять десятки пунктов. Кроме описанного выше воздействия ГРП на выработку трудноизвлекаемых запасов нефти, существует целый комплекс механизмов
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
07’2006
81
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 4. Прирост Кохв за счет проведения ГРП для мелководно-морских шельфовых (1), мелководно-морских склоновых (2) и турбидитных (3) отложений
Рис. 3. Прирост извлекаемых запасов пласта АС10 (а) и АС12 (б) Приобского месторождения
влияния ГРП на КИН [2]. В низкопроницаемых коллекторах наибольшее влияние, на наш взгляд, оказывают следующие факторы. 1. Увеличение коэффициента охвата пласта сеткой скважин Кохв за счет подключения недренируемых запасов нефти в изолированных линзах в сильно неоднородных и расчлененных коллекторах. 2. Повышение коэффициента заводнения скважин Кзав при увеличении срока рентабельной эксплуатации скважин по минимальному дебиту (максимальному обводнению). Оценим влияние ГРП на увеличение нефтеотдачи для некоторых месторождений количественно. Увеличение коэффициента охвата пласта сеткой скважин при применении ГРП Производительность залежи и полнота извлечения нефти в значительной степени определяются прерывистостью (изменением литолого-физических свойств пласта, связанных с выклиниванием или замещением его непроницаемыми породами по площади и разрезу) продуктивных пластов. При наложении произвольной сетки скважин лишь определенная доля песчаных тел охватывается заводнением; например, линзы, не вскрытые парой нагнетательная – добывающая скважина, заводнением не охватываются. Поэтому Кохв реального пласта всегда меньше 1 и полностью определяется геологией пласта и плотностью сетки скважин. ГРП в определенной степени аналогичен увеличению плотности сетки скважин: при проведении его возможно подключение гидродинамически изолированных прослоев (линз, не охваченных заводнением). Прирост Кохв за счет проведения ГРП для мелководно-морских шельфовых, мелководно-морских склоновых и турбидитных отложений, рассчитанный с использованием методов геостатистического моделирования, показан на рис. 4. Указанные типы осадконакопления характерны для месторождений Западной Сибири. Так, в условиях Юганского региона мелководно-морские шельфовые отложения представлены пластом БС6 Тепловского месторождения, пластами БС1-БС5 Усть-Балыкского месторождения; мелководно-морские склоновые - нижней частью пласта БС10 Мамонтовского и ЮжноБалыкского месторождений, а также пластом БС4-5 Приразломного месторождения; отложения турбидитов - пластом АС12 Приобского месторождения и пластами ачимовской толщи. Прирост Кохв определяется также длиной трещины ГРП, для неоднородных, высокорасчлененных пластов он выше. Прирост коэффициента заводнения при увеличении срока рентабельной эксплуатации скважин по минимальному дебиту (максимальному обводнению) Коэффициент заводнения представляет собой отношение объема промытой части пласта на конец разработки к объему пласта, заня-
82
07’2006
тому подвижной нефтью. Этот коэффициент зависит в основном от неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и воды, обводненности скважин при их отключении. Другими словами, Кзав – это и экономический параметр. Целесообразность эксплуатации скважины определяется прибылью от добычи нефти. Величина коэффициента заводнения ограничивается обводненностью скважины, при которой ее эксплуатация становится нерентабельной. При этом определяющим является не предельная обводненность, а минимально рентабельный дебит нефти скважины, который нелинейно зависит от обводненности. Зависимость предельной рентабельной обводненности скважины от ее дебита жидкости представлена на рис. 5. Синяя сплошная линия разделяет области рентабельной и нерентабельной эксплуатации скважин Приобского месторождения, штриховая линия – скважин Мамонтовского месторождения. Зависимости различаются условно-переменными и постоянными составляющими затрат для месторождений. Рентабельная эксплуатация скважины Приобского месторождения без проведения ГРП с дебитом жидкости 25 м3/сут осуществляется до обводненности 80 %. При применении ГРП дебит скважины, возрастая приблизительно до 53 м3/сут, позволяет рентабельно эксплуатировать скважину до 90%-ной обводненности. Прирост Кзав для данного примера равен 12,5 % . Для скважины, расположенной в высокопродуктивной зоне (например, скважины Мамонтовского месторождения), имеющей дебит около 270 м3/сут, рентабельная эксплуатация возможна до 98%-ной продукции. Проведение ГРП позволит увеличить дебит до 580 м3/сут и рентабельно эксплуатировать ее до 98,5%-ной обводненности. При этом прирост Кзав составит около 0,5 %. Увеличение добычи в результате применения ГРП в абсолютном выражении выше для высокопродуктивных скважин, но с точки зрения прироста Кзав по описанному механизму проведение ГРП более предпочтительно в низкопродуктивных коллекторах. Таким образом, интенсификация добычи нефти увеличивает отборы, а следовательно, и сроки рентабельной эксплуатации скважин, что в свою очередь повышает накопленную добычу нефти и КИН. При этом КИН возрастает более значительно в низкопродуктивных коллекторах. ГРП как инструмент регулирования процесса разработки месторождений Анализ многочисленных результатов применения ГРП, а также теоретические исследования, часть которых приведена выше, позволяют сделать вывод о том, что ГРП более эффективен не как средство интенсификации добычи нефти из отдельных скважин, а как элемент, неотъемлемая часть разработки месторождений [3]. Совершенствование технологии проведения ГРП позволяет использовать его как инструмент регулирования разработки. Проектирование разработки с использованием ГРП особенно эффективно на начальной стадии эксплуатации месторождения. Продемонстрируем это на нескольких примерах.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 5. Зависимость предельной рентабельной обводненности продукции от дебита жидкости скважины Рис. 6. Направление максимального стресса (а) и контроль параметров трещин ГРП при уплотняющем бурении (б)
В течение 2003-2004 гг. на Приобском нефтяном месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» совместно с компанией Schlumberger провело семь специальных исследований с помощью пластового электромикросканера FMI. На основании выполненных исследований было определено преимущественное направление максимального «стресса», составляющее 340 – 350°. Полученные результаты подтверждаются закачкой индикаторных жидкостей – направление максимального стресса совпадает с направлением максимальной скорости фильтрации. Знание направления максимальных стрессов позволяет снизить риски кинжальных прорывов воды, контролируя параметры трещин ГРП при выводе из бурения новых скважин (рис. 6). Так, при бурении уплотняющих скважин, расположенных в субмеридианальных рядах между нагнетательными скважинами, специально выполняется дизайн ГРП, при котором длина трещины не превышает 70 м. Для скважин, расположенных в широтных рядах, для которых риск прорыва воды по трещинам ГРП невелик, длины трещин достигают 120 м. Приведем еще пример из практики применения ГРП на Приобском месторождении. Одной из ключевых проблем при совместной эксплуатации пластов является их неравномерная выработка. Рис. 7. Дизайн ГРП в скважинах Приобского месторождения при совместном Последние два года на месторождении широкое применение находят вскрытии трех пластов большеобъемные ГРП, которые целенаправленно проводятся в наиболее низкопроницаемом и сильнорасчлененном пласте АС12 3. Гидроразрыв пласта позволяет перевести в категорию извлекае(рис. 7). В результате этого на новых площадях месторождения удамых запасы нефти низкопроницаемых малопродуктивных коллектолось выровнять темпы выработки запасов по пластам: по разбуриров, разбуривание и эксплуатация которых без ГРП в условиях Западваемой в последние 2 года островной части месторождения темпы ной Сибири технологически невозможны. Именно ГРП должен стать выработки запасов по пласту АС10 составляют 3,9 %, АС11 – 4 %, АС12 – основным инструментом при введении в разработку гигантских 3,7 % при средней проницаемости, равной соответственно 0,006; 0,01 2 запасов нефти, сосредоточенных в отложениях ачимовской толщи и и 0,003 мкм . Без массового применения ГРП со специальным дизайюрских отложениях освоенных месторождений Западной Сибири. ном для каждого пласта достичь этого затруднительно. Другими сло4. Понимание механизма формирования трещин ГРП и умение вами, интенсификация добычи нефти из пласта АС12 способствует контролировать их размеры позволяют использовать его не просто выравниванию темпов выработки запасов совместно эксплуатируекак метод интенсификации добычи, а как инструмент регулирования мых пластов. системы разработки и управления фильтрационными потоками в Таким образом, выбирая оптимальные параметры трещин ГРП в различных объектах, в том числе и многопластовых. зависимости не только от геолого-физических характеристик пластов, но и от реализуемой системы разработки, можно непосредственно регулировать сам процесс разработки месторождения и выработки запасов. Выводы Список литературы 1. Увеличение добычи нефти в ОАО «Юганскнефтегаз» обусловле1. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на но вводом в эксплуатацию месторождений с трудноизвлекаемыми Приобском месторождении/И.З. Муллагалин, Т.С. Усманов, И.С. Афазапасами нефти. На долю низкопродуктивных коллекторов прихонасьев и др.//Нефтяное хозяйство. - 2005.- №8. - С. 62-64. дится более половины добычи нефти. Основной технологией ее 2. Анализ влияния ГРП на нефтеотдачу пластов на месторождения извлечения из низкопроницаемых коллекторов является ГРП. ОАО «Юганскнефтегаз»/Т.С. Усманов, И.З. Муллагалин, И.С. Афанасьев и др.//Технологии ТЭК. - 2005. - № 5 (24). - С. 48-55. 2. Гидроразрыв пласта – мощнейшее средство воздействия на 3. Жданов С.А., Константинов С.В. Проектирование и применение пласт, которое проявляется не только в интенсификации добычи гидроразрыва пласта в системе скважин//Нефтяной хозяйство. нефти, но и в существенном повышении текущей и конечной неф1995.- №9. - С. 24-25. теотдачи пластов.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
07’2006
83