С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов” УКД 62.276.66(47+57)
В.В.Гузеев, А.А.Поздняков, Г.С.Зайцев (ОАО «СибНИИНП»; Департамент по нефти, газу и минеральным ресурсам ХМАО)
В
© В.В.Гузеев, А.А.Поздняков, Г.С.Зайцев, 2002
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА
V.V. Guzeev, A.A. Pozdnyakov, G.S. Zaitsev (OAO “SibNIINP”, Oil, Gas and Mineral Resources Department of Hanty-Mansiysk Autonomous District)
статье рассмотрены результаты применения гидроразрыва пластов (ГРП) по основным нефтедобывающим предприятиям Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО): «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», «Юганскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», ТНК, «Мегионнефтегаз». Объемы и объекты применения ГРП на месторождениях ХМАО характеризуются следующим (рис. 1): - ежегодно выполняется около 1000 ГРП, с начала применения метода проведено более 9 000 ГРП; - доля скважин с ГРП в общем фонде отдельных месторождений и эксплуатационных объектов изменяется от 1,5 до 92%; - область применения ГРП распространяется практически на все типы продуктивных пластов; - для проведения ГРП выбирались скважины, дебит нефти которых изменяется в больших пределах, основной объем ГРП приходится на следующие группы скважин: • менее 2 т/сут – 33,1 % скважин, • от 2 до 5 т/сут – 25,8 % скважин, • от 5 до 10 т/сут – 23,4 % скважин, • более 10 т/сут – 17,7 % скважин; - в широком диапазоне изменяются технологические параметры обработок, о чем свидетельствует, например, количество закачанного проппанта (среднее его значение составляет 7,7 т); основной объем ГРП приходится на следующие группы скважин: • с массой проппанта от 7 до 10 т - 33,0% скважин, • от 5 до 7 т – 27,1%, • более 15 т – 7,2%. В результате применения ГРП по большинству скважин достигнута высокая технологи-
116
Results of hydraulic fracturing application at the fields of Hanty-Mansiysk Autonomous District Reviewed are results of hydraulic fracturing application at the basic oil producing enterprises of Hanty-Mansiysk Autonomous District. Presented are scopes of hydraulic fracturing operations, and parameters of objects, where such operations have been applied. Analyzed is a character of changes in daily production parameters of producing formations after hydraulic fracturing application. Proposed is to make amendments to the acting regulations on field development planning with hydraulic fracturing application.
На первом этапе были проанализироваческая эффективность. Дебит жидкости после проведения ГРП по сравнению с дебитом ны результаты обработок отдельных сквадо обработки в среднем увеличился в жин и установлены зависимости их эффе3,7 раза, в том числе в 27% скважин увеличе- ктивности от фильтрационно-емкостных ние составляет до 2 раз, в 22,9% - от 2 до 4 свойств (ФЕС) пласта, технологии провераз, в 29,8% - от 4 до 10 раз, в 20% – более 10 дения ГРП, состояния разработки. На втораз. Средняя дополнительная добыча нефти на скважину равна 8,9 тыс. т. По величине дополнительной добычи нефти выделены три группы скважин: • с добычей менее 3 тыс. т (низкоэффективные) – 35,8%; • с добычей от 3 до 6 тыс. т (среднеэффективные) - 16,7%; • с добычей более 6 тыс. т (высокоэффективные) - 47,5 %. Достигнутые объемы обработок скважин методом ГРП и тенденция их дальнейшего повышения свидетельствуют о стадии его широкого промышленного применения. В связи с этим возрастает актуальность обобщения опыта и оценки перспектив применения метода в регионе, а также поиска путей повышения его технологической эффективности. Задача комплексного анализа результатов проведения ГРП состояла в оценке влияния этого метода на нефтеотдачу пластов и установлении зависимости результативности обработок от геолого-технологических факторов. Эффективность приме- Рис. 1. Распределение доли скважин с ГРП в общем числе нения метода оценивалась в два месторождений и объектов (а), объемов ГРП по продуктивным объектам (б) и скважин по дебиту нефти до ГРП (в) этапа.
С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов” ром этапе для оценки влияния выполненных ГРП на извлекаемые запасы на каждом эксплуатационном объекте были выделены участки, которые включали все скважины с ГРП, а также окружающие их добывающие и нагнетательные скважины. По возможности границы участков выбирались совпадающими с разрезающими рядами нагнетательных скважин. Для оценки прироста извлекаемых запасов за счет применения ГРП рассматривались участки без значительного изменения фонда скважин и темпов закачки воды. Исходной промысловой информацией для анализа служила динамика отборов нефти и жидкости по добывающим скважинам, закачки воды и фонда добывающих и нагнетательных скважин. По всем участкам и отдельным скважинам анализировали динамику текущих показателей разработки (дебиты жидкости, нефти, объемы закачки), а также характеристики вытеснения. В результате анализа эффективности ГРП установлены следующие закономерности. Коэффициент продуктивности после ГРП по всем скважинам выше текущего до ГРП и по большинству скважин выше максимального до ГРП. В результате компенсируется снижение продуктивности в процессе эксплуатации. Степень увеличения продуктивности больше при малых значениях продуктивности до ГРП. С увеличением количества проппанта степень изменения продуктивности после ГРП возрастает. Повышение продуктивности после ГРП с использованием жидкости на водной основе при сопоставимых условиях несколько ниже, чем на нефтяной основе. ГРП для низкопроницаемых залежей и участков, проводимый в больших объемах, является методом не только интенсификации добычи нефти, но и повышения коэффициента нефтеизвлечения. Наибольшая эффективность метода, выраженная приростом дебита нефти относительно фонового дебита окружающих скважин, достигается в сильно неоднородных по степени гидродинамической связи и проницаемости коллекторах. Доля скважин с ГРП может достигать 80% общей добычи нефти объекта (рис. 2). Гидроразрыв пласта значительно интенсифицирует работу окружающих скважин. При его проведении в застойных или ослабленных дренированием зонах дебиты окружающих скважин возрастают. Если скважина с ГРП находится в активно дренируемой зоне высокопроницаемого коллектора, то происходит обратный эффект (рис. 3). Доля окружающих скважин в величине
получаемой дополнительной добычи нефти превышает 30%. В результате общий прирост извлекаемых запасов нефти по участку выше, чем только по скважинам с ГРП. Интенсификация добычи нефти увеличивается с ростом расчлененности пласта, в застойных или ослабленных дренированием зонах. Определяющими факторами, влияющими на коэффициент действующей толщины, являются геологические: толщиРис. 2. Динамика добычи нефти по продуктивному комплексу на пласта, песчанистость и рас- БВ 8-10 Повховского месторождения члененность. Чем выше расчлененность и общая толщина тат в связи с резким ростом обводненности. пласта, тем ниже коэффициент действуюВеличина дополнительной добычи нефти щей толщины. Для повышения степени во- определяется текущими запасами нефти, влечения продуктивных пластов большой приходящимися на скважину, и кратностью толщины (более 30 м) целесообразно про- увеличения дебита нефти после ГРП, т.е. водить поинтервальный ГРП. технологией проведения ГРП в сопоставиСнижение дебита жидкости после ГРП мых геолого-технологических условиях. возможно из-за несоответствия между от- (рис. 5). борами и закачкой и характерно для залеИз всего объема проведенных ГРП жей с низкой компенсацией отбора закач- 36% операций оказались низкоэффективкой и неэффективной системой ППД ными: дополнительная добыча нефти на (рис. 4). Поддержание энергетического со- одну операцию составила менее 3 тыс.т. Осстояния на постоянном уровне обеспечи- новные причины низкой технологической вает стабильный дебит жидкости на дли- эффективности: тельный (3 года и более) период. - несоответствие скважин критериям подВ сильно неоднородных по степени гидро- бора под технологию (малая толщина пладинамической связи и низкопроницаемых ста, низкая нефтенасыщенность, располоколлекторах приближение ГРП к нагнета- жение вблизи фронта нагнетания, понинию дает положительный результат. В одно- женное пластовое давление, низкая активродных продуктивных коллекторах это ме- ность системы ППД); роприятие, а также увеличение глубины об- неоптимальные проектирование техноработки может дать отрицательный резуль- логии и работа скважинного оборудования.
Рис. 3. Влияние ГРП на дебит жидкости окружающих скважин пласта БС 10 2-3 Тевлинско-Русскинского месторождения: а – все скважины; б, в, г – скважины соответственно первой, второй и третьей группы
117
С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов”
Рис. 5. Зависимость дополнительной добычи нефти (а) и удельной дополнительной добычи нефти (б) от нефтенасыщенной толщины при различных отношениях дебита нефти до ГРП qH1 к дебиту нефти после ГРП qH2 по пласту П месторождения Шаимского района
при входе в пласт ≤ 10°. Состояние разработки: - дебит жидкости скважины значительно ниже потенциально возможного и соседних скважин; - расстояние до линии нагнетания и ВНК ≥ 500 м; - текущая обводненность ≤ 50%; - степень выработки запасов по элементу разраРис. 4. Зависимость дебита жидкости после ГРП от системы ППД в ус- ботки ≤ 60%; ловиях низкой компенсации отборов закачкой (а, в) и поддержания - текущее пластовое давэнергетического состотяния (б, г): ление больше начального а, б, в, г – соответственно Омбинское, Южно-Сургутское, Средне-Балыкское или равно ему. и Файнское мксторождение Из-за многочисленноОбобщенные критерии предварительно- сти факторов, совместно влияющих на го выбора скважин для проведения ГРП результат ГРП, для установления необхообъединены в три группы: оценка горно- димых зависимостей между исходными геологических условий, требования к ха- параметрами и результатами ГРП в раборактеристикам скважины и ее техническо- те использован статистический метод му состоянию, оценка состояния разра- (метод канонических корреляций). Суть ботки, основными из которых являются метода заключается в построении двух следующие. новых групп параметров (канонических Геология: переменных), являющихся линейными - эффективная нефтенасыщенная толщи- комбинациями исходных из соответствуна ≥ 3,5 м; ющей группы. При этом коэффициенты - минимальная толщина глинистого разде- при исходных параметрах в линейных ла ≥ 6 м; комбинациях подбираются так, чтобы - плотность текущих запасов нефти корреляция между каждой парой канони≥ 30 тыс.т. ческих переменных была максимальной. Скважина: Задачей статистического анализа при- техническая исправность (отсутствие на- менения ГРП на месторождениях ХМАО рушений колонны, герметичность ствола, было установление обобщающих зависихорошее качество цементного кольца в ин- мостей для основных объектов разработтервале перфорации и на 15 – 20 м вверх и ки – групп пластов А, Б и Ю. Требовалось вниз от него); количественно охарактеризовать зависи- угол отклонения скважины от вертикали мость показателей эффективности ГРП в
118
скважине с геолого-геофизическими и технологическими факторами. Для уменьшения числа параметров, характеризующих ГРП, исключались параметры, имеющие малый вес в линейной комбинации и повторном каноническом анализе с уменьшенным числом параметров. При этом параметры исключались так, чтобы в оставшемся множестве не было сильно коррелированных параметров. Данная процедура прекращается, когда предыдущие канонические корреляции значимо отличаются от текущих. Список переменных, отобранных для завершающей стадии статистического анализа, приведен ниже с разбивкой на группы. Введены соответствующие удельные величины для массы проппанта, темпа нагнетания жидкости разрыва и темпов отбора и закачки. Геологические параметры: 1) k – проницаемость, мкм2, 2) hн – нефтенасыщеннaя толщина, м, 3) h – общая толщина пласта, м. Промысловые параметры: 1) R – отношение дебита скважин с ГРП до операции к дебиту остальных скважин участка; 2) Т0 = ∆Q / ∆t / khн - удельный темп добычи жидкости до ГРП, т/сут/( мкм2⋅м); 3) Тн0 = ∆Qн / ∆t / khн - удельный темп добычи нефти до ГРП, т/сут/( мкм2⋅м); 4) Тin0 = ∆Qin0 / ∆tin0 / khн - удельный темп закачки воды до ГРП, т/сут/( мкм2⋅м); 5) D = (Q0 – Q0)/Q0 – доля остаточных извлекаемых запасов до ГРП; 6) С = Qin / Q0g – относительная накопленная компенсация до ГРП; 7) Тin = ∆Qin / ∆tin / khн - удельный темп за-
С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов”
Рис. 6. Зависимость эффективности ГРП от комплекса геолого-технологических и промысловых параметров (ГТП): а, б – объект Ю; в, г – объект А
качки воды после ГРП, т/сут/(мкм2 ⋅м). Технологические параметры: 1) М – средняя концентрация проппанта, кг/м3; 2) p – давление разрыва, МПа; 3) q0h = q0 / hн - удельный темп закачки жидкости разрыва, (м3 ⋅ мин)/м; 4) mh = m / h – удельное количество проппанта в пласте, т/м; 5) mhn = m / h / n – удельное количество проппанта на одну скважину с ГРП, т/м. Результат: 1) Z =(Q0′ – Q0) /Q0 – относительный прирост извлекаемых запасов в результате ГРП; 2) Т = ∆Q / ∆t / khн - удельный темп добычи жидкости после ГРП, т/сут/( мкм2⋅м); 3) Тн = ∆Qн / ∆t / khн - удельный темп добычи нефти после ГРП, т/сут/( мкм2⋅м); 4) N = Т / Т0 – кратность прироста темпа добычи жидкости; 5) Nн = Тн / Тн0 – кратность прироста темпа добычи нефти. Выше приняты следующие обозначения: Q0 – базовые запасы нефти, т; Q0′ – запасы нефти после мероприятия, т; Q0 – накопленный отбор нефти на дату ГРП, т; Q0g– накопленный отбор жидкости на дату ГРП, т; Qin – накопленная закачка воды на дату ГРП, т; n - число скважин с ГРП. На основе предварительных теоретического и численного анализов из всего множества факторов, описывающих процесс ГРП и влияющих на нефтеотдачу, выбрана следующая, наиболее значимая комбинация из восьми геолого-технологических и промысловых параметров: параметры с номерами 1, 4, 5, 6 из списка “Промысловые” и все параметры из списка “Технологические”, которые сгруппи-
рованы в каноническую переменную, обозначаемую далее ГТП. Эта переменная одновременно коррелируется с простыми переменными Z и N (параметры с номерами 1 и 5 из списка “Результат”), которые дают наглядную количественную характеристику изменения нефтеотдачи Z и интенсификации добычи после ГРП N. Таким образом, корреляционный анализ проводился для двух пар канонических переменных: {N и ГТП} и {Z и ГТП}. Множественные линейные регрессии в канонических переменных для групп пластов Ю и А записываются в следующем виде. • Для объекта Ю (рис. 6 а, б) - для кратности прироста добычи жидкости N = ГТПN + 0,691, ГТПN = 0,1749 R – 0,037 Тin0 + 0,3738 D + + 0,1442 C + 0,0005 M – 0,0003 P + + 0,0351q0h – 0,0056 mh ; (1) - для прироста извлекаемых запасов Z = ГТПZ - 0,121, ГТПZ = –0,0478 R + 0,0017 Тin0 + 0,4266 D – – 0,0596 C – 0,0003 M + 0,0008 P – – 0,0505 q0h – 0,0015 mh . (2) • Для объекта А (рис. 6 в, г) N = ГТПN + 1,049, ГТПN = –0,1185 R – 0,1277 Тin0 + 0,620 D + + 0,0102 C – 0,0004 M + 0,0005 P – – 0,3570 q0h + 0,0024 mh; (3) Z = ГТПZ + 0,5522, ГТПZ = – 0,2111 R – 0,0589 Тin0 + 0,0424 D + + 0,0361 C – 0,0012 M + 0,0009 P – – 0,8418q0h + 0,0256 mh . (4) Полученные зависимости для проведенных ГРП интерпретируются следующим образом.
Для пластов группы А положительное влияние на интенсификацию добычи после ГРП N и на повышение нефтеотдачи Z оказывают параметры R, D, H и mh , остальные влияют отрицательно Для пластов группы Ю на интенсификацию добычи после ГРП N и на повышение нефтеотдачи Z положительно влияет параметр D, отрицательно – параметр mh. Влияние остальных параметров на оба показателя разнонаправленное. По обоим объектам выделяется положительное влияние параметра D на эффективность, т.е. чем больше относительные остаточные запасы по объекту, тем выше кратность увеличения темпов добычи жидкости и нефтеотдачи после ГРП. Зависимости (1) - (4) позволяют оперативно оценить эффективность применения ГРП в соответствующих объектах. Так, об успешности проектов ГРП и применяемых технологий можно судить по выполнению условия, в соответствии с которым извлекаемые запасы не уменьшаются (Z ≥ 1). Если комплекс влияющих параметров {R, Тin0, D, C, M , P, q0h, mh} обеспечивает согласно зависимостям (2) для объекта Ю и (4) для объекта А выполнение условия неуменьшения извлекаемых запасов, то применяемые технологии ГРП могут считаться эффективными. При этом необязательно должно выполняться условие прироста темпа добычи жидкости N > 1 (см. рис. 3), поскольку, например, в активных водонефтяных зонах, высокие значения N могут быть связаны со значительным ростом обводненности. Если для комплекса указанных параметров выполняется условие Z < 1, то это может указывать на недоработанность проектов ГРП. В результате статистического анализа с использованием метода канонических корреляций для объектов А и Ю установлены зависимости кратности увеличения продуктивности и прироста извлекаемых запасов нефти от четырех промысловых параметров (отношение дебита скважин с ГРП до операции к дебиту остальных скважин участка, доля текущих извлекаемых запасов до ГРП, удельный темп закачки воды, накопленная компенсация отбора закачкой) и четырех технологических параметров (средняя концентрация проппанта, давление гидроразрыва, удельный темп закачки жидкости гидроразрыва, удельное количество проппанта в пласте). Полученные зависимости позволяют оперативно оценить эффективность применения ГРП на рассматриваемых объектах, разделить участки, на которых проведен ГРП на группы с низкой, средней и высокой эффективностью, а также оперативно прогнозировать эффективность планируемых ГРП.
119