РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.66
© Коллектив авторов, 2012
Масштабное внедрение гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан В.Ф. Чекушин, к.т.н., А.А. Колесников (ОАО АНК «Башнефть»), М.Р. Мухаметшин, С.А. Литвиненко (ООО «Башнефть-Добыча»)
Wide implementation of fracturing on oil-fields of the Republic of Bashkortostan V.F. Chekushin, A.A. Kolesnikov (Bashneft JSOC, RF, Ufa), M.R. Mukhametshin, S.A. Litvinenko (Bashneft-Dobycha LLC, RF, Ufa)
Адреса для связи: KolesnikovAA@bashneft.ru, E-mail: KolesnikovAA@bashneft.ru, MukhametshinMR@bashneft.ru
MukhametshinMR@bashneft.ru Key words: the Republic of Bashkortostan, fracturing, fracturing performance.
Ключевые слова: Республика Башкортостан, гидравлический разрыв пласта (ГРП), эффективность ГРП.
ерритория Башкортостана относится к одному из наиболее геологически сложных регионов Урало-Поволжья. Расположенный на стыке юго-восточной части Восточно-Европейской платформы и складчатого Урала регион на протяжении всей геологической истории постоянно находился в зоне их противоречивого влияния, что в итоге предопределило особенности строения осадочного чехла и соответственно размещение в нем залежей нефти и газа. В разработку вовлечены 180 месторождений: от мелких – Азнаевское месторождение, до уникальных – Арланское месторождение с начальными извлекаемыми запасами нефти 512,6 млн. т. Основные продуктивные коллекторы приурочены к девонским, нижне-, среднекаменноугольным и нижнепермским отложениям. Эксплуатация месторождений ведется с 1932 г. – с начала разработки Ишимбайского нефтяного месторождения. За 80 лет накопленная добыча нефти месторождений Башкортостана составила более 1,65 млрд. т, действующий фонд добывающих скважин превышает 15 000, средний дебит нефти – около 3 т/сут при средней массовой обводненности 90 %. Несмотря на зрелость разрабатываемых месторождений, за последние 3 года удалось достичь увеличения годовой добычи нефти на 29 %, что обусловлено, в том числе, массовым внедрением современных методов интенсификации добычи, включая гидравлический разрыв пласта (ГРП). Массовое проведение ГРП на месторождениях Башкортостана началось в 2010 г. Ранее осуществлялись лишь единичные операции без системного подхода к данному виду геолого-технических мероприятий (ГТМ). В связи с этим восстановить историю проведения ГРП и получить достоверную технологическую информацию по выполненным работам не представляется возможным. Реализация программы массового внедрения ГРП на месторождениях Башкортостана в 2010-2011 гг. была разделена на два этапа: 1) организация обучения специалистов компании основным принци-
Т
40
04’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
The paper describes the experience of wide implementation of fracturing on oilfields of Bashkortostan. Realized systems approach of fracturing business-process allowed to identify and reduce the risks related with uncertainties in planning and carrying out frac-jobs. Main results of fracturing are represented.
пам подбора скважин-кандидатов для проведения ГРП и расчета эффективности планируемых операций, выявление наиболее перспективных объектов разработки с точки зрения прироста дебита нефти от ГРП по месторождениям (наработка статистики); 2) формирование ранжированной базы скважин-кандидатов для проведения ГРП с целью планирования объемов работ на перспективу. Такое разделение обусловлено рядом факторов: ГРП – новый вид ГТМ для компании «Башнефть», большинство месторождений находится на поздней стадии разработки (затруднена оценка прони цаемости коллекторов и текущего скин-фактора, качество первичных данных достаточно низкое и др.); отсутствуют модели стрессов (неопределенность по выбору аналогов – Самарский регион с повышенными стрессами или Западная Сибирь с нормальными стрессами); неопределенность по потенциалу месторождений для проведения ГРП, что затрудняет формирование производственной программы компании на перспективу. С цел ью унификации подхода к планированию ГРП были определены ключевые критерии подбора скважин-кандидатов и внедрен единый алгоритм расчета эффекта от планируемого мероприятия. Ключевые критерии для подбора скважин-кандидатов следующие: • остаточные извлекаемые запасы нефти не менее 10 тыс. т.; • имеются: – оценка энергетического состояния целевого объекта разработки в районе планируемого проведения обработки; – представительные данные по добыче по скважине-кандидату минимум за последние 3 года; – экспертная оценка работы скважин ближайшего окружения; – оценка положения фронта нагнетаемой воды (ФНВ); • отсутствие повреждений эксплуатационной колонны и заколонных перетоков; • расчетный прирост дебита нефти не менее 10 т/сут.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
04’2012
41
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Ограничения по обводненности не вводились, так как внедренная форма расчета ГРП позволяет оценить прирост дебита нефти как с прорывом трещины ГРП в выше-, нижележащие водонасыщенные пласты, так и без прорыва. На основании данных расчетов принимается решение о проведении ГРП в скважине. При расчете эффекта от планируемого ГРП особенно критична достоверность таких параметров по скважине, как проницаемость, текущий скин-фактор. Проведение гидродинамических исследований в каждой скважине-кандидате не является адекватным решением данной проблемы. Проницаемость и текущий скин-фактор оцениваются путем моделирования наиболее представительных периодов в истории работы скважины. Выбираются периоды как стабильной работы, так и работы со значительными изменениями параметров, например, в результате проведения какого-либо ГТМ. Путем подбора проницаемости и скин-фактора достигается сходимость расчетного и фактического дебитов жидкости. В процессе подбора параметров необходимо добиться сходимости всех точек (выделенные периоды работы скважи- Рис. 1. Моделирование истории работы скв. 5206 ны) при условии неизменности проницаемости в течение всего рассматриваемого периода (за исключением приобщений, перехода на вышележащие горизонты и других мероприятий, в результате которых в работу вовлекаются ранее не разрабатываемые пласты или прослои). Проведение такого анализа истории работы скважины позволяет относительно обоснованно принять значения проницаемости и скин-фактора для более детального расчета эффекта от ГРП. Относительность обусловлена тем, что подобная оценка параметров достаточно субъективна, так как, например, необходимо экспертно задавать границы изменения параметров. В частности, если в скважине не проводили ГРП, большеобъемные солянокислотные обработки, то скин-фактор по скважине не может быть отрицательным, и наоборот, экспертно задается максимально возможный положительный скин-фактор. Пример результата такого моделирования приведен на рис. 1, где расчетный дебит жидкости (по модели) настраивается на фактический. Детальный расчет эффекта от ГРП позволяет сделать окончательный вывод о проведении в Рис. 2. Средний прирост дебита нефти за счет ГРП в ОАО АНК «Башнефть» скважине гидроразрыва и определить ключевые технологичеточно достоверны. Увеличение обводненности после ГРП составиские параметры планируемой операции. ло 10 %, однако через 1 мес работы скважин данный показатель В 2010-2011 гг. выполнено 142 операции ГРП на переходящем снижается, и его рост относительно остановочных параметров не фонде скважин 42 месторождений. Удельная масса проппанта сопревышает 5 %. Средняя кратность увеличения индекса продуктивставила от 3 до 5 т на 1 м эффективной толщины. Проводилась закачка фракций проппанта 20/40, 16/20, 12/18, RCP-проппанта с акности по скважинам составила 3,7-3,9, что свидетельствует о наличии положительного скин-фактора в скважинах на стадии планитиватором для условий низких пластовых температур. Средняя пларования ГРП, а также о корректности реализованного подхода по стовая температура равна 30-40 °С, диапазон изменения градиента подбору и расчету скважин-кандидатов для ГРП. Количество взверазрыва – 0,015-0,022 МПа/м, средняя конечная концентрация шенных частиц (КВЧ) достаточно высокое (см. рис. 3) и составпроппанта – 1000-1100 кг/м3, средняя вертикальная глубина верхляет в среднем 200-300 мг/л. В отдельных скважинах КВЧ после них отверстий перфорации – 2000 м (от 1100 до 2500 м). Прирост дебита нефти за счет ГРП по АНК «Башнефть» показан на рис. 2. ГРП достигало 1000 мг/л. Доля проппанта в механических примеАнализ динамики основных показателей, приведенных к едисях в среднем равна 40-50 %. С целью снижения выноса проппанта на наиболее проблемных месторождениях проводится закачка ной дате, показал, что в среднем прирост дебита нефти стабилен RCP-проппанта на последней стадии с последующей обработкой во времени (рис. 3). Это свидетельствует о достаточно хорошем активатором (в условиях низкой пластовой температуры). В рекачестве подбора скважин-кандидатов, результаты расчетов доста-
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. 3. Динамика основных показателей работы скважины, приведенных к единой дате, и динамика количества КВЧ после ГРП 2011 г. (ВНР – выход скважины на режим)
зультате предпринятых мероприятий по предупреждению выноса проппанта удалось снизить КВЧ на проблемных месторождениях до 50-90 мг/л. Максимальный прирост дебита нефти от проведения ГРП (более 100 т/сут на скважину) был получен в 2011 г. по ардатовскому горизонту среднего девона (D ард) на Яновской площади Знаменского месторождения. Результаты анализа выполненных ГРП показали, что кратность увеличения индекса продуктивности по некоторым скважинам достигала 29. В среднем по скважинам Знаменского месторождения в результате ГРП удалось увеличить индекс продуктивности в 13-15 раз. Это свидетельствует о том, что скважины данного месторождения имели высокий положительный скин-фактор. Установлено, что проницаемость по скважинам с ГРП составляет от 0,03⋅10 -3 до 0,1 мкм2, а скин-фактор до проведения обработки находился в диапазоне от 30 до 60, средний дебит жидкости по скважинам не превышал 6 м3/сут за всю историю работы. Согласно полученным результатам по 42 месторождениям проводится корректировка методики подбора скважин-кандидатов для конкретных месторождения и площади. Такой подход позволил сформировать постоянно обновляемую именную базу скважин-кандидатов для ГРП, содержащую более 400 скважин. Ее
42
04’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
создание позволяет более гибко проводить бизнес-планирование в компании в области ГРП. Выводы 1. Системный подход по организации бизнес-процесса ГРП дал возможность уже на первых этапах масштабного внедрения данной операции на нефтяных месторождениях Башкортостана получить ожидаемые положительные результаты. 2. Применение методик подбора скважин-кандидатов и проведение инженерных расчетов (построение модели скважины, детальный расчет ГРП) позволяют снизить риски неопределенности при планировании ГРП с точки зрения проницаемости и скин-фактора. Полученные результаты показали эффективность внедрения ГРП на месторождениях Башкортостана, находящихся на поздней стадии разработки. 3. Следующим этапом развития ГРП в АНК «Башнефть» являются технологическая оптимизация процесса ГРП (построение моделей стрессов по площадям, оптимизация закачки и др.), организация системы контроля проведения работ (супервайзинг), выявление критичных рисков недостижения расчетных параметров ГРП на стадии планирования.