ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ © Коллектив авторов, 2007
УДК 622.276.66
Выбор технологии и оптимального масштаба гидроразрыва пласта для условий ОАО «Татнефть» Р.Р. Ибатуллин, А.В. Насыбуллин, В.Г. Салимов (ТатНИПИнефть), О.В. Салимов (ЛУПНП и КРС)
О
Choice of technology and optimum scale of hydrofracturing for conditions of Tatneft OAO
О
сновная цель любой операции стимуляции скважин – увеличить добычу нефти и добиться наиболее рентабельной эксплуатации скважины. При гидроразрыве пласта (ГРП) это достигается путем оптимизации закрепленной длины трещины за счет изменения графика закачки, геометрии трещины, расчета затрат на процесс и выручки от продажи нефти. Концепция экономической оптимизации процесса ГРП приведена на рис. 1. Сначала задаемся значениями параметров пласта, скважины, выбираем жидкость разрыва, проппант и составляем несколько вариантов проекта ГРП, различающихся длиной трещины, объемом технологической жидкости и количеством проппанта. Затем по этим сценариям процесса просчитываем прогнозные дебиты и дополнительную добычу нефти. Полученные данные, а также экономические показатели (цену нефти, затраты на материалы и др.) используем для расчета чистого дисконтированного дохода (NPV), затрат на процесс и индекса доходности в зависимости от длины трещины. Поскольку затраты растут быстрее, чем длина трещины, а прирост дополнительной добычи с увеличением длины снижается, существует такая длина, при которой индекс доходности затрат будет наиболее высоким. Определенная таким образом длина трещины будет обеспечивать максимальную рентабельность мероприятия. Нами был выполнен поиск оптимального масштаба обычного ГРП для условий девонских отложений Ромашкинского месторождения с использованием комплекса программ Meyer [1]. Для
R.R. Ibatullin, A.V. Nasybullin, V.G. Salimov (TatNIPIneft), O.V. Salimov (LUPNP & KRS) The scheme of a hydrofracturing scale choice is given. Dependences of an additional oil recovery on the crack length, and also profitableness index on the crack fixed length are considered. Crack design influence on the value of predictive technological effect is studied. Efficiency of creation of short high-conductivity cracks for productive strata of Romashkinskoye deposit is established.
этого провели проектирование нескольких сценариев процесса на примере типичной скв. 15720. В проектах использовали параметры широко применяемого в ОАО «Татнефть» водного полисахаридного геля по рецептуре «Химеко-Ганг» и проппанта боровичевского производства фракции 20/40 меш. Процесс составления проекта ГРП не представляет трудностей, сложности возникают на этапе прогнозирования дополнительной добычи нефти. Это связано с тем, что программы расчета прогнозного технологического эффекта, входящие в состав комплексов моделирования трещин, обычно представляют собой однофазные гидродинамические симуляторы, которые не позволяют непосредственно оценить добычу нефти из обводненных скважин. При расчете технологического эффекта для безводной скважины вязкость нефти, сжимаемость и объемный коэффициент определяются моделирующей программой автоматически на основе корреляционных зависимостей от давления насыщения и плотности нефти в градусах АНИ. Интерпретация выходных данных программы также не представляет сложности, поскольку вся жидкость - нефть учитывается при определении технологического эффекта. При расчете для обводненной скважины необходимо вручную ввести коэффициент сжимаемости пластовой системы, эквивалентную вязкость жидкости и ее объемный коэффициент. Эквивалентная вязкость жидкости – это такая вязкость, при подстановке величины которой в уравнения однофазной фильтрации получается такой же расход жидкости, как и по уравнениям двухфазной фильтрации смеси воды и нефти при прочих равных параметрах. Приравнивая выражения для скоростей однофазной и двухфазной фильтрации, получаем соотношение для определения эквивалентной вязкости (1)
Рис. 1. Схема выбора масштаба ГРП
80
05’2007
где μ – эквивалентная вязкость жидкости; kн, kв – относительная фазовая проницаемость соответственно для нефти и воды; μн, μв – вязкость соответственно нефти и воды. Скорости фильтрации фаз определены для пластовых условий. Чтобы получить зависимость эквивалентной вязкости однофазной жидкости от обводненности, определим расходную обводненность (в поверхностных условиях) согласно теории Баклея Леверетта [2]
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
(2) где bo – объемный коэффициент нефти. Поскольку выражения (1) и (2) являются функциями водонасыщенности пласта, в совокупности они определяют μ как неявную функцию В. По заданным значениям водонасыщенности и кривым фазовых проницаемостей, полученным в лаборатории петрофизики ТатНИПИнефти, были построены графики μ = f (В) для условий терригенного девона некоторых площадей Ромашкинского месторождения (рис. 2). Поскольку смесь нефти и воды моделируется однородной жидкостью, необходимо определить ее объемный коэффициент. Объемный коэффициент нефти - это объем, который занимает в пласте единица объема товарной нефти. Данный параметр всегда больше единицы. Аналогично вводится понятие объемного коэффициента для воды, который очень близок к единице и обычно задается равным 1. Принимаем: qв.пл = qв.пов; qн.пл = bo qн.пов (qв.пл, qн.пл – дебит соответственно воды и нефти в пластовых условиях; qв.пов, qн.пов – дебит соответственно воды и нефти в поверхностных условиях). При этом объемный коэффициент двухфазной системы (3) где В2ф – обводненность двухфазной смеси. Подставляя qв.пов = Вqж.пов и qн.пов = (1-В)qж.пов, получим (4)
рост дебита, несмотря на то, что расходы на процесс непрерывно растут (рис. 3). Дополнительная добыча нефти за первые три года почти одинаковая для трещин длиной 40-100 м (кривые практически горизонтальны, т.е. отсутствует зависимость дополнительной добычи от длины трещины) и лишь к десятому году эксплуатации появляются существенные различия. Однако к этому времени эффект от ГРП уже прекратится, что не может учесть программасимулятор. Оптимальным масштабом ГРП для условий терригенного девона Ромашкинского месторождения явилась бы трещина длиной 30 м (рис. 4). Нет необходимости стремиться закачать как можно больше проппанта – в данных условиях это экономически невыгодно. Далее было рассмотрено влияние дизайна трещины на прогнозный технологический эффект. Для одной и той же скважины были составлены проекты трех разных технологий (обычного ГРП, TSO и Frac-Pack) и проведена оценка дополнительной добычи нефти при условии, что все ГРП будут выполнены успешно. Отличие этих технологий заключается в том, что для обычного ГРП моделирующая программа создает такой график закачки проппанта, чтобы не допустить кольматации трещины проппантом по периметру, препятствующей ее дальнейшему развитию в длину, так называемого явления СТОПа. На практике это явление обнаруживается по резкому повышению давления закачки. Для технологий TSO и Frac-Pack график закачки проппанта создается программой таким, чтобы преднамеренно вызвать СТОП в трещине [4, 5]. При этом начинает возрастать ее ширина. Если объем закачки поддерживать постоянным до окончания процесса, то технология называется TSO. Если объем закачки снижать в соответствии с утечками в пласт, поддерживая тем самым давление постоянным, то технология называется Frac-
Для расчета технологического и экономического эффектов необходимо перейти от дебита жидкости к дебиту нефти. Поскольку (5) скорректированный двухфазный объемный коэффициент определяется по формуле (6) Его следует использовать при расчете количества добытой нефти, а не жидкости. Чтобы получить и то, и другое, можно провести последовательно два расчета, задав сначала В2ф для определения добычи жидкости, а затем bo для определения добычи нефти. Другая проблема при прогнозе дополнительной добычи нефти аналогична той, с которой постоянно сталкиваются создатели постоянно действующих моделей месторождений. Как правило, базовый дебит, рассчитанный путем подстановки исходных данных для проектирования, не совпадает с фактическим исходным дебитом. Это свидетельствует о том, что либо исходные данные не соответствуют друг другу, либо геологическая основа меняется с течением времени, что следует учитывать при проектировании процесса. Модель необходимо адаптировать так, чтобы базовые дебиты совпали, и далее на основе скорректированных параметров пласта осуществлять проектирование и подсчет прогнозного технологического эффекта [3]. Проведенные расчеты показали, что затраты на ГРП растут не прямо пропорционально длине трещины, а в геометрической прогрессии. Наиболее интенсивно прирост дебита увеличивается при длине трещины до 30 м, затем рост замедляется и кривая почти выполаживается в интервале 90–100 м. Начиная с 30 м, каждый дополнительный метр трещины дает все меньший при-
Рис. 2. Зависимость эквивалентной вязкости смеси нефти и воды от обводненности для Северо-Альметьевской площади
Рис. 3. Зависимость дополнительной добычи нефти от длины трещины
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
05’2007
81
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Закрепленная Проводимость Технология длина трещины, 10-3 мкм2 м трещины, м
Максимальная мощность, кВт
смеси
Frac-Pack
35,5
319,4
328,4
17
TSO
40,7
232,3
205,9
21
Обычный ГРП
82,7
128,2
940,0
48
Рис. 4. Зависимость индекса доходности от длины трещины
Рис. 5. Изменение базового дебита жидкости
Pack. Обе технологии предназначены специально для образования коротких широких трещин высокой проводимости. жидкости Параметры пласта, скважины и трещи15,4 5591 ны были предварительно адаптированы так, что модель воспроизвела текущие 19,0 7022 дебиты жидкости и нефти скважины. 43,3 14501 Изменение текущего дебита жидкости скважины без ГРП и его прогнозируемое снижение приведены на рис. 5. Прогноз дебита жидкости после ГРП для трех разных технологий показывает, что наибольший дебит обеспечивает самая короткая трещина, которая имеет более высокую проводимость. Это подтверждает, что дебит скважины после ГРП в среднепроницаемых коллекторах, т.е. в условиях месторождений ОАО «Татнефть», определяется не длиной трещины, а ее проводимостью. Динамика прироста дебита жидкости скважины для трех разных технологий приведена на рис. 6. Следует отметить, что для самой короткой трещины (по технологии Frac-Pack) потребовалось наименьшее количество проппанта – 5591 кг, для технологии TSO - 7022 кг, для обычной технологии ГРП – 14501 кг. Целесообразно внедрять такие технологии ГРП, которые дают относительную проводимость трещины, близкую к оптимальной. Величина ее установлена Пратсом еще в 1961 г. и равна 1,26. При этом достигается максимальный дебит для псевдорадиального режима фильтрации. Использование данных рекомендаций позволяет увеличить технологический эффект и снизить расходы на проведение ГРП, главным образом на самую дорогостоящую его составную проппант. Выводы 1. Оптимальная длина трещин гидроразрыва для условий Ромашкинского месторождения, при которой достигается максимальный индекс доходности, находится в пределах 30 м с учетом существующей экономической конъюнктуры. 2. При расчете технологического эффекта от ГРП для обводненных скважин с использованием однофазных симуляторов необходимо получить зависимость эквивалентной вязкости однофазной жидкости от обводненности скважины; скорректировать объемный коэффициент продукции на величину обводненности; адаптировать параметры пласта и скважины так, чтобы симулятор воспроизвел базовый дебит скважины до ГРП; осуществить прогноз дополнительной добычи нефти на основе скорректированных параметров. 3. Для продуктивных пластов терригенного девона Ромашкинского месторождения экономически целесообразно применять технологии гидроразрыва пласта TSO и Frac-Pack, которые создают короткие трещины высокой проводимости.
Объем, м 3
Масса проппанта, кг
Список литературы 1. Моделирующие программы Meyer. Пособие пользователя/Meyer & Associates, Inc. Русский перевод - 2003. - 280 с. 2. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений. Учебное пособие для ВУЗов/Ю.П. Желтов и др. - М.: Недра, 1985. - 296 с. 3. Методика определения дополнительной добычи нефти от работ по повышению нефтеотдачи, стимуляции и капитальному ремонту скважин на месторождениях, разрабатываемых ОАО «Татнефть». – Альметьевск: ОАО «Татнефть», 1999. – 148 с. 4. Smith M.B., Hannah R.R. High-permeability fracturing: the evolution of a technology//Journal Petroleum Technology. - 1996. - V.48. - № 6. P. 628-633. 5. Tip screenout fracturing applied to the Ravensprun South gas field development/J.P. Martins, K.H. Leung, M.R. Jackson and al.//SPE Production Engeneering. - 1992. - V.7. - № 3. - P. 252-258. Рис. 6. Динамика прироста дебита жидкости
82
05’2007
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО