ОАО «НК «Роснефть» - 10 лет Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений УДК 622.276.66
© Коллектив авторов, 2005
Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении И.С. Афанасьев, Д.А. Антоненко (КНТЦ «Роснефть»), И.З. Муллагалин, Т.С. Усманов, А.В. Свешников (ООО «ЮНГ-НТЦ Уфа»), А.Г. Пасынков (ОАО «Юганскнефтегаз)
Г Г
Results of massed hydrofracturing introduction at Priobskoye deposit I.S. Afanas'ev, D.A. Antonenko (Rosneft KNTTs), I.Z. Mullagalin, T.S. Usmanov, A.V. Sveshnikov (YuNG-NTTs Ufa OOO), A.G. Pasynkov (Yuganskneftegaz OAO)
идроразрыв пласта (ГРП) - один из наиболее эффективных и быстро развивающихся методов интенсификации добычи нефти. В определенных условиях этот метод может обеспечивать увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН). Глубокопроникающий гидроразрыв воздействует как на призабойную зону, так и на пласт, в результате возрастают коэффициенты охвата и заводнения. В условиях низкопроницаемых расчлененных залежей ГРП является наиболее мощным инструментом воздействия на пласт и влияет не только на текущие отборы, но и на конечную нефтеотдачу пласта. ГРП в определенной степени аналогичен увеличению плотности сетки скважин и при большой прерывистости коллекторов и значительных длинах трещин может обеспечивать подключение гидродинамически изолированных прослоев и линз, не охваченных заводнением [1]. В течение нескольких последних лет вопрос о том, является ли ГРП методом только интенсификации или также методом увеличения нефтеотдачи пласта, обсуждался достаточно остро. По мнению авторов, существуют различные инструменты влияния на параметры разработки. Правильное их применение увеличивает нефтеотдачу, неподготовленное или неверно используемое – уменьшает ее. Чем мощнее средство воздействия, тем больше его потенциальные возможности повлиять на разработку месторождения. К основным механизмам, увеличивающим КИН при использовании технологии ГРП, можно отнести следующие: - повышение коэффициента охвата за счет подключения недренируемых запасов нефти в изолированных линзах в сильно неоднородных и расчлененных коллекторах; - возрастание коэффициента заводнения за счет вовлечения в разработку слабодренируемых «застойных» целиков нефти в процессе перераспределения поля пластовых давлений при проведении ГРП; - снижение остаточной нефтенасыщенности при повышении градиентов давления и скоростей фильтрации флюидов в пласте; - вовлечение в разработку низкопродуктивных площадей пластов, разбуривание которых без применения ГРП экономически неэффективно. Основной причиной снижения конечного КИН является повышение неоднородности пласта за счет трещин ГРП, что может приводить к преждевременным прорывам закачиваемой воды. Несмотря на то, что в последнее время ГРП начинает широко применяться и в высокопроницаемых коллекторах, безусловно, ключевую роль этот метод играет в разработке низкопроницаемых пластов. Разработка таких месторождений ОАО «Юганскнефтегаз», как Приобское, Приразломное, Малобалыкское, Обминское, без
62
Development of hydrofracturing technology, used at Priobskoye deposit, is considered. Efficiency of carried out hydrofracturing is analysed. It is established, that this method is the most effective in Priobskoye deposit environment.
ГРП невозможна. Кратко проанализируем основные результаты применения ГРП при разработке крупнейшего в Юганском регионе Приобского месторождения. Основные запасы месторождения приурочены к трем продуктивным пластам: АС10, АС11 и АС12. Пласты характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), высокой неоднородностью и сложным геологическим строением (клиноформенным). Наиболее низкопродуктивный пласт АС12 практически на всей площади представлен глубоководными линзовидными отложениями, в то время как пласты АС10 и АС11 на значительной площади месторождения характеризуются наличием мощных шельфовых залежей с относительно хоршими коллекторскими свойствами. Месторождение было введено в разработку в 1989 г. На 01.01.05 г. пробурено 331 нагнетательная и 838 добывающих скважин. Основную долю в текущую добычу (около 70 %) вносят шельфовые отложения пласта АС11. Первые операции ГРП в трех скважинах были проведены в 1992 г. фирмой «Юганскфракмастер». С 1994 г. работы по гидроразрыву постоянно выполнялись компанией «ИНТРАС», а с 1996 г. также и фирмой «Юганскфракмастер». В 1999 - 2003 гг. основным оператором проведения ГРП являлась фирма Schlumberger, с 2004 г. с целью повышения конкуренции и улучшения качества ГРП число сервисных компаний возросло: ГРП стали проводить компании Halliburton, «Катконефть», «Петроальянс». В настоящее время проведено более 1300 операций ГРП. Совершенствование технологии гидроразрыва, применяемой на Приобском месторождении Снижение числа ГРП в 1998-1999 гг. (рис. 1) связано с экономическим кризисом в стране и низкими мировыми ценами на нефть. Всего с января 2000 г. по декабрь 2004 г. на Приобском месторождении было проведено 945 ГРП, из них 28 – повторные (см. таблицу). Большинство проведенных операций ГРП были успешными с точки зрения как кратности приростов дебитов жидкости и нефти, так и темпов обводнения. Первые операции ГРП характеризовались относительно небольшой массой закачиваемого проппанта (в среднем около 10 т) и, следовательно, небольшой полудлиной трещины - до 35 м, что соответствовало индексу безразмерного коэффициента продуктивности скважины К≈0,34. Кроме того, в 90-х годах двадцатого столетия не существовало надежных технологий закрепления проппанта в трещине, что приводило к преждевременному выходу из строя насосов и быстрому снижению продуктивности скважины. В пос-
ОАО «НК «Роснефть» - 10 лет гласно работе [3] добыча нефти от проведения ГРП в нагнетательных скважинах на 30 % выше, чем от проведения ГРП в добывающих. Это обусловлено более сильным влиянием достигаемого в результате ГРП увеличения дебита нагнетательной скважины на режим дренирования участка при равных с добывающими скважинами кратностях прироста продуктивности. В результате ГРП в нагнетательных скважинах реализуется интенсивное воздействие на удаленные застойные зоны с малоподвижными запасами, активизируется дренирование низкопродуктивных прослоев. Практичеледнее время в качестве объектов для осуществления ГРП выбираски все нагнетательные скважины месторождения в период отрались скважины с различными дебитами, однако предпочтение отботки на нефть подвергались стимуляции. После перевода под надавалось скважинам со средним и высоким дебитами (более гнетание это позволяет эффективно поддерживать пластовое дав40 т/сут). Это объясняется тем, что даже при небольших значениление в зонах отбора. ях кратности прироста они обеспечивают наибольший абсолютЕще одним ярким примером совершенствования технологий ный прирост дополнительной добычи нефти при тех же затратах ГРП с применением различных методов борьбы с выносом пропи, как следствие, лучшие экономический показатели. панта является увеличение межремонтного периода работы (МРП) Анализ динамики количества проппанта, закачанного в пласт в скважин после проведения ГРП. Межремонтный период ЭЦН в 1992 – 2003 гг., показывает, что сервисные компании значительно 1999 - 2004 гг. на Приобском месторождении увеличился от 140 до усовершенствовали технологии проведения ГРП, в результате ста220 сут. ло возможно закачивать большее количество проппанта в пласт. Для обеспечения максимальных положительных и минимальТак, если в 2000 – 2001 гг. масса закачанного проппанта редко преных отрицательных эффектов ОАО «Юганскнефтегаз» особое внивышала 50 т, то с 2003 г. возросла до 100 т и более (рис. 2). Иногда мание уделяет двум принципиальным моментам. Первый – модемасса закачанного проппанта превышала 200 т (полудлина трещилирование влияния каждого ГРП на систему разработки месторожны до 180 м, К≈0,7). Большеобъемные ГРП главным образом проводения. В настоящее время для адекватного расчета создаются дедились в низкопродуктивном и расчлененном пласте АС12 для уветальные геологические модели, построенные с применением геоличения его охвата воздействием и интенсификации добычи нефстатистических методов, позволяющих адекватно моделировать ти. Загрузка проппанта также значительно возросла, что свидетельвсе основные неоднородности резервуаров (как литологические, ствует о совершенствовании технологий. так и фильтрационные). Второй – тщательный анализ проведенШироко используется технология, заключающаяся в последованых ГРП и изучение механических свойств резервуаров. Для опретельной закачке в трещину проппантов, различающихся по фракделения ориентации главных осей тензора горного напряжения и ционному составу и другим свойствам. Преимущество такой технонаиболее вероятного направления прорывов воды в скважинах логии состоит в следующем [1]: Приобского месторождения ОАО «Юганскнефтегаз» совместно с - крепление трещины высокопрочным проппантом в окрестнокомпанией Schlumberger провело несколько специальных исследости скважины, где напряжение сжатия максимально; ваний с помощью пластового электромикросканера (ПЭМС). На - создание наибольшей проводимости в окрестности забоя, где основании выполненных исследований было определено преимускорость течения флюидов максимальна; щественное направление максимального стресса, составляющее - предотвращение выноса проппанта в скважину; 340° – 350°. Полученные результа- блокирование тонкозернистым ты подтверждаются закачкой индипеском конца трещины и естественкаторных жидкостей – направление ных микротрещин, что снижает потемаксимального стресса совпадает с ри жидкости гидроразрыва и улучшанаправлением максимальной скороет проводимость трещины. сти фильтрации (рис. 3). В результате совершенствования На базе полученных данных на технологий ГРП, а также применения Приобском месторождении начали различных методов борьбы с выносом работы по использованию ориентипроппанта (технологии PropNet, зарованной перфорации перед ГРП, качка покрытого смолой проппанта в позволяющей направлять трещину конце операции) были получены не относительно главных напряжений только более высокие приросты дебив пласте и избежать ее искривления тов жидкости, но и большая по сравнев окрестности скважины. нию с ГРП 1995 г. длительность эффе- Рис. 1. Динамика числа ГРП по годам Анализ эффективности провекта от операции. Если в 1995 г. средняя денных операций гидроразрыва кратность прироста дебита пласта жидкости после проведеС января 2000 г. по дения ГРП равнялась 4 и уже кабрь 2004 г. на Приобском через 13 мес эффект от ГРП месторождении проведено становился практически 412 операций гидроразрынезаметным, то при операва пласта на переходящем циях, проводимых в 2003 г., фонде скважин, из них на кратность прироста дебита правобережье - 277, на лев пиковый период составвобережье – 135 (рис. 4, а). ляла 7 и более. Наиболее Анализ дополнительной успешны воздействия на добычи нефти свидетельстзалежь с применением ГРП, вует о высокой эффективвыполненные комплексно ности ГРП в старых скважив нагнетательных и добынах. Для скважин правого вающих скважинах [2]. СоРис. 2. Распределение загрузки (а) и массы (б) закачиваемого проппанта по годам
63
ОАО «НК «Роснефть» - 10 лет ственно 89,91 и 90,94 %. Качество выполнения ГРП обеими компаниями можно считать удовлетворительным. Аналогичный подход реализован для расчета технологической эффективности ГРП в новых скважинах. Отношение К, полученного на основании фактических характеристик работы скважин, к К, рассчитанному исходя из предположения, что скин-фактор новой скважины равен нулю, позволяет вычислить кратность увеличения дебитов новых скважин в результате ГРП. Расчеты по 204 скважино-операциям показали, что дополнительная добыча нефти в результате ГРП, проведенных в 2003 г., составила 5,9 млн.т. В тот же период на месторождении проведено Рис. 3. Направление трещиноватости на Приобском месторождении по данным ПЭМС, получен- 28 повторных скважино-операций ГРП в 25 ным в трех скважинах (а), и связь с выработкой запасов по данным закачки индикаторных жидко- скважинах (см. рис. 4, в). В целом эффективстей (б) ность повторного ГРП ниже, чем ГРП в переходящем фонде или при выводе скважин из буреберега средний дебит жидкости до мения. Длительность эффекта также существенно роприятия составлял 61,4 т/сут, после – ниже. Тем не менее средний дебит нефти до по131,1 т/сут, на левобережной части вторного ГРП и после ГРП в начальный период соответственно 17,2 и 50,3 т/сут. Из составил соответственно 20,6 и 53,4 т/сут. Харарис. 4, а четко виден развивающийся ктер обводнения добываемой продукции в церазрыв в выработке запасов по объеклом не меняется. Детальные расчеты эффективтам разработки Приобского месторожности мероприятий показали, что в результате дения: наибольшее число скважиноповторного ГРП дополнительно добыто операций и максимальные абсолютные 471,5 тыс. т нефти, или 15,68 тыс. т на скважиноэффекты реализованы на более продуоперацию. ктивном правобережном участке плаВыводы ста АС11. В то же время с точки зрения 1. ГРП является наиболее эффективным инсткак числа ГРП, так и эффективности рументом разработки Приобского месторождепласт АС12 существенно отстает. Сопония, в результате его проведения обеспечиваетставление динамики добычи жидкости ся до 50 % всей добычи нефти. Благодаря постопо скважинам различных частей месянному усовершенствованию эффективность торождения показывает, что по скватехнологии ГРП возрастает. жинам правого берега длительность 2. Выполнение массированного большеобъэффекта выше, чем по скважинам леемного ГРП позволяет эффективнее вырабавого берега. Это связано с лучшими тывать обладающий наихудшими ФЕС пласт ФЕС и более эффективной организаАС12. В то же время большая часть суммарной цией системы ППД правобережья месдополнительной добычи нефти обусловлена торождения. проведением ГРП в высокодебитном фонде Расчеты показали, что в результате скважин пласта АС11 правобережной части мепроведения ГРП на переходящем фонсторождения. де скважин Приобского месторожде3. В целом проведение ГРП несущественно ния дополнительно добыто 11,3 млн. т влияет на темп обводнения скважин, однако нефти. Большая часть дополнительной требуется постоянный контроль выработки добычи в абсолютном выражении позапасов и роста обводненности, при необхолучена в результате ГРП в скважинах, димости использование потокоотклоняющих вскрывающих пласт АС11 правобережтехнологий. ной части, обладающий лучшими ФЕС. Рис. 4. Распределение числа ГРП в переходящем фонде скважин (а), в новых скважинах (б) и поНеобходимо также отметить снижение обводненности добываемой жидкости вторных ГРП (в) по скважинам левобережной части месторождения, что свидетельствует о подключении в разработку в Список литературы результате ГРП ранее недренируемых запасов нефти. 1. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месС января 2000 г. по декабрь 2004 г. на Приобском месторождении торождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва выполнено 505 скважино-операций по ГРП в скважинах, вводимых пласта. - М.: Недра, 1999. - 213 с. из бурения (см. рис. 4, б). Отсутствие истории добычи из новых 2. Ивин М.О., Малышев Г.А. Анализ результатов ГРП на месторожскважин существенно затрудняет оценку эффективности проведедениях ОАО «Сургутнефтегаз» и основные направления совершенния в них ГРП. Рассмотрена эффективность технологии ГРП с точствования технологии его выполнения//Интервал.- 2001. - № 11. – ки зрения отношения коэффициента К, рассчитанного исходя из С. 6-13. 3. Особенности применения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутфактических параметров трещины, к максимально возможному конефтегаз»/Н.Я. Медведев, В.Г. Шеметилло, Г.А. Малышев и эффициенту К, соответствующему оптимальному размещению др.//Нефтяной хозяйство. - 2001. - № 9. - С. 52-57. проппанта [4]. Сравнение эффективности работы двух сервисных 4. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation.-Prentice Hall. компаний (Schlumberger и Halliburton) по этому критерию показыEglewood Cliffs, New Jersey 07632.-1989.- 430 p. вает, что они имеют близкие показатели эффективности - соответ-
64