РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ © Р.М. Судо, 2007
УДК 622.276.66
Разработка низкопроницаемых пластов на месторождениях ОАО «РИТЭК» с применением гидроразрыва пласта Р.М. Судо (ОАО «РИТЭК»)
Н Н
а протяжении 15 лет ОАО «РИТЭК» на основе применения инновационных технологий успешно разрабатывает месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти [1, 2]. Для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных в низкопроницаемых коллекторах, в ОАО «РИТЭК» используются такие технологии, как обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин реагентами «Полисил-ДФ», «Полисил-П», инвертными эмульсиями и другими композициями, потокоотклоняющая технология «РИТИН-10», газовое заводнение. Хотя гидравлический разрыв пласта (ГРП) не является для ОАО «РИТЭК» основной технологией интенсификации добычи нефти из низкодебитных скважин, на некоторых месторождениях ГРП – обязательный элемент системы разработки. Результаты проведенных в ОАО «РИТЭК» исследований показали, что системное применение ГРП в скважинах позволяет существенно увеличить не только темпы отбора нефти, но и коэффициент извлечения нефти (КИН) [1]. В настоящее время система разработки с проведением ГРП запроектирована и успешно реализуется на Выинтойском нефтяном месторождении (низкопроницаемый пласт Ач1). Выинтойское нефтяное месторождение расположено в пределах Сургутского административного района Ханты-Мансийского автономного округа - Югры. Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями раннемелового (пласты БВ41 и Ач1) и юрского (пласт ЮВ11) возраста. При проектировании системы разработки изначально в качестве основного объекта разработки рассматривался пласт ЮВ11. Однако резкое снижение пластовых давлений и дебитов разведочных скважин при пробной эксплуатации подтвердило предположение о линзовидном строении пласта ЮВ11 и нецелесообразности его разбуривания в районе первоочередного участка. Повторный анализ результатов сейсморазведочных работ 3D в центральной части месторождения и материалов геофизических исследований скважин (ГИС), а также данные псевдолитологического каротажа (ПЛК) показали, что в качестве основного объекта разработки может выступать пласт Ач1. Ачимовская толща выделяется в нижней части мегионской свиты и сложена песчаниками, алевролитами с прослоями аргиллитоподобных темносерых глин. Ачимовские отложения в пределах Выинтойского месторождения представлены пластами Ач1, Ач2 и Ач3-4. Результаты испытания скважин позволяют сделать вывод об отсутствии залежей нефти в пластах Ач2 и Ач3-4. Накопление нефти происхо-
48
03’2007
Development of low permeability layers at RITEK OAO deposits with hydrofracturing application R.M. Sudo (RITEK OAO) Efficiency of application of RITEK OAO layer hydrofracturing is shown on an example of Viintoyskoye deposit. It is noted, that its application allows to involve in development difficult to recover oil reserves and to receive payable oil outputs.
дило только в пласте Ач1, имеющем надежную покрышку в виде урьевских глин. Детальный анализ результатов бурения скважин и сейсморазведочных работ 3D позволил закартировать распространение пласта Ач1 и выявить в нем две залежи нефти. В пределах изученной площади наиболее перспективной для промышленной разработки пласта Ач1 является нефтяная залежь в районе скв. 154, вскрытая четырьмя разведочными скважинами без признаков водонефтяного контакта (рис.1). Залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная с севера, востока и юго-востока, вытянута в субширотном направлении, имеет размеры 9,5×3,0 км, высота достигает 37 м. Водонефтяной контакт принят условно по подошве нефтенасыщенного коллектора в скв. 165 на абсолютной отметке –2847 м. Результаты лабораторных исследований керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин свидетельствуют о низкой проницаемости пласта Ач1: соответственно 2,2⋅10-3 мкм2 (коэффициент вариации 1,74), 7,93⋅10-3 мкм2 (1,58), 0,8⋅10-3 мкм2 (0,81). При проектировании проницаемость была принята равной 1,97⋅10-3 мкм2. В связи с этим при освоении скважин без ГРП притоки нефти составляли в среднем до 3-7 м3/сут при депрессии 10-17 МПа. Для проверки добычных возможностей пласта были выведены из консервации разведочные скв. 154 и 301бис. В обеих скважинах был проведен ГРП, после чего они были введены в пробную эксплуатацию. После выполнения ГРП в скважинах получен промышленный приток нефти. Так, скв. 154 вскрыла нефтенасыщенный пласт Ач1 на глубине 2939,6 м (абсолютная отметка –2826,2 м), толщина пласта коллектора составила 11,6 м. Пласт был перфорирован на полную толщину в интервале 2939-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ний Выинтойского месторождения» выполнен Научнопроизводственным центром ОАО «РИТЭК», утвержден ЦКР Роснедра. На 01.12.06 г. на Выинтойском месторождении в районе разведочной скв. 154 пробурены и освоены с применением ГРП 11 добывающих скважин (см. таблицу, рис. 2). Проведение ГРП позволило увеличить дебиты всех скважин. При подборе оптимальной технологии ГРП использовались гели как на водной, так и на нефтяной основе. Масса закачанного в пласт проппанта изменялась в различных скважинах от 12 до 25 т. Выявить зависимость изменения непосредственно гидродинамических параметров вследствие ГРП невозможно, так как из-за слабых притоков не удается записать качественные и информативные кривые восстановления уровня. В связи с этим были построены зависимости технологической эффективности ГРП (т/сут) от геологоРис. 1. Геологический разрез ачимовских отложений Выинтойского месторожде- технических параметров: массы закачанного в продукния по линии скв. 290-154-301бис-301-182-191 тивный пласт проппанта, т; эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта, м; удельной массы (отношение массы проппанта к эффективной нефтенасыщенной толщине продуктивного пласта) закачанного в продуктивный пласт проппанта, т/м; типа геля (на водной или нефтяной основе). Анализ построенных графиков не позволил установить четкой зависимости между эффективностью ГРП и рассмотренными геолого-техническими параметрами (рис. 3). Это может быть связано как с небольшим объемом анализируемой информации (по 11 скважинам), так и с более сильным влиянием иных факторов. В связи с отмеченным задачей дальнейших исследований является изучение влияния работающих толщин пласта, геометрических и гидродинамических характеристик трещины на технологическую эффективность ГРП и подбор оптимальной технологии ГРП. Оптимальная технология ГРП для конкретного эксплуатационного объекта включает не только обоснование объема проппанта, но и подбор химических реагентов
Рис. 2. Карта текущих отборов по пласту Ач1 Выинтойского месторождения на 01.12.06 г.
2953 м. При испытании получен безводный приток нефти дебитом 5,3 м3/сут при депрессии 12,6 МПа. После проведения ГРП дебит жидкости составил 45 м3/сут при обводненности 1 %. Полученные результаты дали основание для составления нового проектного документа на разработку Выинтойского месторождения и обоснования системы разработки первоочередного участка пласта Ач1 в районе разведочных скв. 154, 301, 182 и 165 с обязательным проведением ГРП в каждой из них. Действующий проектный документ «Проект пробной эксплуатации первоочередного участка ачимовских отложе-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2007
49
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ химических реагентов при ГРП является одной из первоочередных задач. Недостаточно эффективная работа деструктора приводит к образованию значительного объема нераспавшегося геля, так называемого «ила». Данный процесс снижает проницаемость трещины ГРП, причем тем сильнее, чем меньше проницаемость продуктивного пласта. В связи с отмеченным в качестве одного из способов увеличения эффективности гидроразрыва пласта Ач1 в скважинах Выинтойского месторождения планируется применять повышенную концентрацию ферментного (энзимного) деструктоРис. 3. Зависимость технологической эффективности ГРП от удельной ра. Это позволит обеспечить постепенное и более тщательное массы закачанного в пласт проппанта разрушение геля в присутствии пластовых флюидов в отличие от окисляющего деструктора, который начинает работать сразу же при попадании в гель. (геля, деструктора и др.), обладающих необходимыми реологиТаким образом, реализация системы разработки низкопроническими, физико-механическими и другими свойствами. Очецаемого пласта Ач1 Выинтойского нефтяного месторождения с видно, что при проведении гидроразрыва низкопроницаемых пластов к химическим реагентам предъявляются особые требообязательным проведением ГРП в каждой скважине позволила вания. ОАО «РИТЭК» не просто обеспечить рентабельные дебиты, но и В настоящее время перспективным направлением повышения вовлечь в разработку трудноизвлекаемые запасы нефти. эффективности ГРП (особенно на новых объектах с трудноизвлекаемыми запасами нефти) является объединение усилий Список литературы недропользователей и инжиниринговых компаний, осуществляющих подбор рецептуры и концентрации реагентов для гео1. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных лого-промысловых условий конкретного месторождения и даже нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2001. – 562 с. пласта. Успешность сотрудничества нефтяной и инжиниринго2. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2005. – 607 с. вой компаний обусловлена, в частности, наличием у последней 3. Крылов Д.Н. Изучение коллекторских свойств геологических тел базы данных, включающей результаты промысловых работ (собсо сложной геометрией залегания//Геология нефти и газа. – ственно ГРП), а также лабораторных исследований взаимодей1996. - № 4. - С. 26-33. ствия пластовых флюидов продуктивных пластов конкретного 4. Бухарина М. ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера» - 5 лет. Обзор основ(локального) района с различными композициями химических ных характеристик работы деструкторов в жидкостях ГРП на водной и нефтяной основе//Нефтегазовая вертикаль. – 2006. - № 15. реагентов, используемых при проведении ГРП. С. 94-95. В геолого-промысловых условиях пласта Ач1 Выинтойского месторождения правильный подбор рецептуры и концентрации