НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ» –
ЛЕТ
УДК 622.276.66
© О.М. Карпова, Б.Г. Ганиев, Н.Ф. Гумаров, 2012
Основные направления применения гидроразрыва пласта на поздней стадии разработки девонских отложений на Ромашкинском месторождении Frac jobs in mature fields by example of devonian formations, Romashkinskoye field
О.М. Карпова, Б.Г. Ганиев, к.т.н., Н.Ф. Гумаров, к.т.н. (НГДУ «Альметьевнефть»)
O.M. Karpova, B.G. Ganiev, N.F. Gumarov (Oil and Gas Production Department Almetyevneft, RF, Almetyevsk) E-mail: geol_an@tatneft.ru
Адрес для связи: geol_an@tatneft.ru Key words: fracturing, reservoir properties, wellbore zone, re-fracturing, multiple fracturing
Ключевые слова: гидроразрыв пласта, коллекторские свойства, призабойная зона, повторные ГРП, двойные ГРП.
The paper discusses results of hydro fracturing in mature fields by the example of the Devonian formations of the Romashkinskoye field. Efficiency of fracturing jobs, including re-fracturing and fracturing in newly completed wells, as well as frac jobs in injection wells, is analyzed.
а поздней стадии разработки площадей Ромашкинского месторождения, эксплуатируемых НГДУ «Альметьевнефть», все более широко применяется гидроразрыв пласта (ГРП) как один из эффективных методов увеличения производительности добывающих и нагнетательных скважин. С 2003 по 2009 гг. ежегодно ГРП на объектах разработки НГДУ «Альметьевнефть» осуществлялcя в среднем в 48 скважинах, с 2010 г. объем его применения возрастает. В 2011 г. ГРП выполнен в 79 добывающих и 9 нагнетательных скважинах (рис. 1). На начало 2012 г. общий накопленный объем внедрения ГРП в добывающих скважинах достиг 390, в нагнетательных – 100 скважино-обработок. Эффективность применения ГРП обычно характеризуется приростом дебита за первый год – год внедрения (рис. 2). Рис. 1. Динамика проведения ГРП в добывающих (а) и нагнетательных (б) скваАвторами приводится одна из форм постоянно ис- жинах на объектах разработки НГДУ «Альметьевнефть» и ОАО «Татнефть» (КГРП – пользуемых аналитических таблиц по мониторингу кислотный ГРП) динамики и эффективности ГРП (текущий накопленный средний прирост дебита и его динамика, текущая дополнительная добыча нефти на одну скважину и текущий прирост дебита за последний месяц эксплуатации). По операциям ГРП, выполненным в 2002-2006 гг., эффект по многим скважинам наблюдается и в настоящее время, естественно, средний текущий прирост дебита скважин снизился до менее 2 т/сут (табл. 1). В результате продолжающегося эффекта от обработок 2002-2006 гг. общая дополнительная добыча нефти по НГДУ за счет ГРП к 2008 г. достигла 300 тыс. т и в последующем несколько уменьшилась по мере снижения эффекта по приведенным скважинам. В НГДУ «Альметьевнефть» поставлена цель – достичь Рис. 2. Динамика среднего прироста дебита нефти после ГРП за первый год ежегодной дополнительной добычи нефти за счет ГРП (год внедрения)
Н
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
07’2012
17
на 01.01.08 г.
на 01.01.09 г.
на 01.01.10 г.
на 01.01.11 г.
на 01.01.12 г.
1,7
2,1 3,5
2 4,4 5,1
2 4,4 4,7 4,8
2,2 4,6 4,4 4,8 3,4
2,2 4,4 4,2 4,4 4,4 5
2 4,2 3,8 4 4,5 4,5 4,7
1,8 4 3,5 3,6 4,2 4 4,5 3,3
1,7 3,8 3,3 3,3 3,8 3,5 4,1 3,4 4,6
1,6 3,6 3,1 3,1 3,6 3,2 3,7 2,9 4,7 4,7
более 315 тыс. т. Соответственно, согласно расчетам, объем применения ГРП по эксплуатационному фонду в 2012 г. будет увеличен до 120 скважино-операций в год, в 2013 г. – до 150 скважино-операций. По полученным результатам коэффициент продуктивности пластов после ГРП возрастает в среднем в 3,2 раза: по алевролитам – в 2,9 раза, глиносодержащим песчаникам – в 3,3 раза, по песчаникам – в 3,2 раза. Основной объем работ проводится в глинистых коллекторах (более 71 %). Среднее количество проппанта, применяемого в процессе ГРП, составляет 7,2 т/скв. (от 4,5 до 18 т/скв.). Общий средний дебит нефти до ГРП составлял 2,8 т/сут, жидкости – 5,6 т/сут, массовая обводненность – 50,4 %, накопленный средний дебит после ГРП – 6,2 т/сут, жидкости – 14,3 т/сут, массовая обводненность – 56,8 %. В целом, согласно предварительным расчетам, число добывающих скважин, по которым не будет получена дополнительная добыча нефти 1100 т, не превысит 10 %, т. е. мероприятие эффективно по более чем 90 % скважин. При этом общий расчетный средний индекс доходности – более 1,4. По мере увеличения охвата фонда добывающих скважин ГРП возникла необходимость расширения границ параметров при подборе скважин-кандидатов для ГРП. По результатам опытных работ 2006-2007 гг. увеличена базовая обводненность добывающих скважин для применения технологии ГРП. Так, работы проведены в 39 скважинах с начальной обводненностью более 70 % (табл. 2) с общим накопленным приростом 3,1 т/сут. На начало 2012 г. выполнено 44 повторных ГРП, в том числе 36 в добывающих скважинах. Так, по добывающ им скважинам прирост дебита после первой операции составляет 2,7 т/сут, после повторной обработки он увеличился еще на 2,1 т/сут (табл. 3). Повторный ГРП проводится в скважиных, в которых: – не достигнут первоначально планируемый результат; – эффект от первого ГРП – кратковременный. Двойные (двухстадийные) ГРП осуществляются в скважинах с потенциалом повышения продуктивности по двум и более пластам. Дан ная работа проведена в 23 скважинах, в том числе в 18 добывающих со средним накопленным приростом дебита 5,6 т/сут, что выше общих средних показателей в 1,6 раза и более. ГРП в новых скважинах, вышедших из бурения, выполняются с 2010 г. В настоящее время ГРП осуществлен в 14 таких скважинах, в том числе в 11 добывающих. Оценочный средний накопленный прирост дебита нефти по указанным скважинам составл яет 3,3 т/сут.
18
07’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
текущий за 2011 г.
на 01.01.07 г.
1,7 3,5 5,1 4,8 3,6 5 4,6 3,3 4,6 4,7
на 01.01.06 г.
1,6 3,6 3,1 3,1 3,6 3,2 3,7 2,9 4,7 4,7
на 01.01.05 г.
8 31 41 44 42 45 39 18 40 79
на 01.01.04 г.
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
на 01.01.03 г.
Год
Число участков (эксплуатационный фонд)
за первый год
Прирост дебита, т/сут накопленный в целом за весь период эксплуатации
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Таблица 1
1,2 1,9 1,6 1,9 1,4 2,1 2,3 2,1 4,7 4,7
Дополнительная добыча на одну скважину, т
5383 9125 6716 6381 6320 4329 4167 2209 2065 600
Таблица 2 Период определения показателей До ГРП Первый год после ГРП Текущий
Дебит жидкости, нефти, м3/сут т/сут 13,1 2,0
Обводненность, % 82,2 76,6
28,8
5,8
79,5
19,9
3,5
Таблица 3 Дебит Период определения показателей До первого ГРП До повторного ГРП Первый год после повторного ГРП Текущий
Обводненжидкости, ность, % м3/сут
нефти, т/сут
45,8
4,4
2,1
37
4,8
2,6
38,8
10,4
5,5
51,7
10,6
4,4
Накопленный прирост среднего дебита нефти, т/сут 2,7
2,1
С конца 2010 г. началось применение большеобъемных ГРП, как первичных, так и повторных, с закачкой проппанта более 3,5 т/м. Первичные операции большеобъемных ГРП выполнены в пяти скважинах, из них в трех – успешно: – в нагнетательной, где ранее не могли достичь приемистости; – в двух добывающих, в которых коэффициент продуктивности увеличился более чем в 10 раз с текущим приростом дебита нефти более 7 т/сут. Повторные большеобъемные ГРП проведены в трех скважинах. В целом результаты повторных ГРП можно оценить как удовлетворительные, так как относительно первичного дебита его средний прирост составил 3,6 т/сут, что больше, чем после первого воздействия. По мнению авторов, применение большеобъемных ГРП может стать перспективным в нагнетательных скважинах. На отдельных участках постепен но развивается внедрение площадного ГРП. Одним из примеров является участок блока 6 Миннибаевской площади, где основной объем ГРП (более 10 скважин) выполнен в 2010-2011 гг. Динамика добычи нефти по указанному участку за 2009-2011 гг. показана на рис. 3. Дополнительная добыча нефти превысила 21 тыс. т. На начало 2012 г. на объектах разработки НГДУ «Альметьевнефть» доля выполненных ГРП в нагнетательных скважинах составляет 20 % от общего объема. Основными задачами ГРП на нагнетательном фонде скважин являются: – увеличение приемистости;
– создание гидродинамической связи призабойной зоны нагнетательной скважины с зоной дренирования окружающих добывающих скважин; – регулирование профиля приемистости. В целом по таким показателям, как динамика приемистости, пластовых давлений по участку, изменение коэффициента приемистости, можно однозначно оценить успешность гидроразрыва на участке нагнетательной скважины. Приведенный анализ результатов ГРП в нагнетательных скважинах на начало 2012 г. позволяет выделить скважины, по которым: 1) после ГРП приемистость увеличивается, и эффект от мероприятия продолжается; 2) после ГРП в связи со снижением приемистости проведены дополнительные кислотные обработки призабойных зон (ОПЗ). По первому направлению выделяются две группы скважин (табл. 4): I – по которым получено увеличение приемистости до 48 м3/сут с обеспечением расчетного прироста среднего дебита нефти по участку; II – по которым эффект от ГРП продолжается, но как первоначальные, так и текущие результаты значительно ниже. По второму направлению также выделены две основные группы скважин (табл. 5):
Список литературы 1. Гумаров Н.Ф., Ганиев Б.Г., Карпова О.М. О текущих результатах и перспективах применения ГРП на добывающем фонде скважин НГДУ «Альметьевнефть»/Прошлое, настоящее и будущее нефтяных месторождений в Республике Татарстан//Сб. докл. науч.-практ. конф., посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» - Набережные Челны: ОфисТрейд, 2010. – Ч. 1. - С. 88-91. 2. Гумаров Н.Ф., Ганиев Б.Г., Карпова О.М. Применение ГРП на нагнетательном фонде скважин объектов разработки НГДУ «Альметьевнефть»/Прошлое, настоящее и будущее нефтяных месторождений в Республике Татарстан//Сб. докл. науч.практ. конф., посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть». – Набережные Челны: Офис-Трейд. 2010. – Ч. 2. С. 228-230. 3. Опыт интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов. В сб. О стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки на примере НГДУ «Альметьевнефть»/А.Р. Рахманов, Б.Г. Ганиев, О.М. Карпова, Н.Ф. Гумаров. – Казань: Центр Оперативной Печати, 2011. – С. 4-18.
Таблица 4
References Дополнительная добыча на участке влияния нагнетательных скважин, тыс. т 2959 1838 2211
Приемистость, м3/сут Группа скважин
Число скважин
Доля скважин, %
I II Итого
15 30 45
16 33 49
до ГРП
после ГРП
текущая
15,4 18,2 17,3
91,7 37,4 56,3
47,9 32,8 37,8
Таблица 5 Приемистость, м3/сут Группа Число скважин скважин I
37
14,9
42,4
до 1-ой ОПЗ 16,7
II Итого
9 46
7,7 13,6
40 42,2
16,4 16,6
до ГРП
после ГРП
после 1-ой ОПЗ 41
до 2-ой ОПЗ
после 2-ой ОПЗ
текущая
41 40,7
12,6 12,6
37,2 36,9
26,2 29,8
30,7
1. Gumarov N.F., Ganiev B.G., Karpova O.M., Proshloe, nastoyashchee i budushchee neftyanykh mestorozhdeniy v Respublike Tatarstan (Collected papers “Past, present and future of oil fields in Tatarstan”, Scientific-practical conference devoted to 60th anniversary of Tatneft OAO, Naberezhnye Chelny: OOO «Ofis-Treyd» Publ., 2010, Part 1, pp. 88-91. 2. Gumarov N.F., Ganiev B.G., Karpova O.M., Proshloe, nastoyashchee i budushchee neftyanykh mestorozhdeniy v Respublike Tatarstan (Collected papers “Past, present and future of oil fields in Tatarstan”, Scientific-practical conference devoted to 60th anniversary o f Tatneft OAO, Naberezhnye Chelny: OOO «Ofis-Treyd» Publ., 2010, Part 2, pp. 228-230. 3. Rakhmanov A.R., Ganiev B.G., Karpova O.M., Gumarov N.F., O stabilizatsii dobychi nefti na pozdney stadii razrabotki na primere NGDU “Al'met'evneft'” (Collected papers “On the stabilization of oil production in the late stage of development as an example Almetyevneft oil-and-gas production department”), Scientific-practical conference, Kazan': Tsentr Operativnoy pechati, 2011, pp. 4-18.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
07’2012
19
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 3. Динамика добычи нефти по участку площадного применения ГРП и блоку 6 Миннибаевской площади в целом
I – по которым после снижения приемистости (в среднем через 3 года после проведения ГРП) проведена одна ОПЗ; II – нагнетательные скважины, по которым выполнены две ОПЗ. Согласно полученным данным после ОПЗ приемистость нагнетательных скважин с ГРП восстанавливается, в том числе и после второй ОПЗ. Подобный анализ, выполненный в 2008 г., позволил возобновить активные работы на нагнетательном фонде с 2009 г. В целом достигнутые результаты по ГРП нагнетательных скважин можно оценить как н едостаточно эффективные: необходимая приемистость достигнута в среднем в менее 60 % скважин. В связи с отсутствием других эффективных технологий по восстановлению и достижению необходимых приемистостей для отдельных нагнетательных скважин работы по гидроразрыву будут продолжены. В настоящее время ГРП необходимо провести в более 130 нагнетательных скважинах. Для НГДУ «Альметьевнефть» ГРП – одна из б азовых технологий, и в ближайшие 3 года, с учетом проведения повторных ГРП и ГРП в новых скважинах, необходимый ежегодный объем их применения составит более 170 скважино-операций в год.