ООО «КОГАЛЫМНИПИНЕФТЬ» – 10 ЛЕТ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ © А.А. Поздняков, И.А. Виноградова, Ю.И. Иванова, 2006
УДК 622.276.66
Мониторинг гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» А.А. Поздняков, И.А. Виноградова, Ю.И. Иванова (Тюменский филиал ООО «КогалымНИПИнефть»)
З
Задачи мониторинга ГРП Hydraulic fracturing monitoring on Применение гидроразрыва пласта (ГРП) на месторождеLUKOIL-Western Siberia OOO oil fields ниях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» как высокоэффективного метода интенсификации и увеличения нефтеотдачи неуклонA.A. Pozdnyakov, I.A. Vinogradova, Yu.I. Ivanova но расширяется и охватывает уже более 1/3 действующего фонда (Tyumen division of KogalymNIPIneft OOO) скважин (рис. 1). Технологии ГРП ежегодно обеспечивают 20-40 % общей дополнительной добычи. Однако, как показывает отечественный и Methodological basics of hydraulic fracturing monitoring on LUKOILмировой опыт, вследствие истощения запасов и значительного Western Siberia ООО oil fields are provided. Approaches to substantiation сокращения фонда скважин, удовлетворяющих требованиям к of criteria for identifying fracturing candidates and hydraulic fracturing применению ГРП, удельные показатели эффективности метода techniques on the basis of hydrofrac simulation are considered. закономерно уменьшаются и часто остаются ниже теоретического потенциала. В связи с этим актуальной становится проблема повышения результативности массового проведения ГРП. Ее решению во многом способствует мониторинг ГРП как составная часть мониторинга разработки месторождений. Основными направлениями мониторинга ГРП являются формирование квартальных и годовых программ работ и их научно-методическое сопровождение. В рамках первого направления решаются главные задачи мониторинга, такие как выработка оптимальных решений, оперативное планирование и управление процессом проведения ГТМ с целью рациональной эксплуатации месторождений углеводородов. Для обеспечения выполнения этих задач в рамках второго направления в Тюменском филиале ООО «КогалымНИПИнефть» разработаны и развиваются базо- Рис. 1. Динамика скважино-операций ГРП вые методики и инструменты комплексного анализа результатов ГРП. Формирование программ ГРП Это направление мониторинга включает следующие этапы: подбор скважин-кандидатов для проведения ГРП, поиск оптимальных технологий обработки и прогноз эффективности метода. На этапе выбора скважин для включения в программу ГТМ выполняется анализ горногеологических условий, технического состояния и эксплуатационных показателей тестируемого фонда, результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин. Скважина вносится в список кандидатов для проведения ГРП, если для нее удовлетворяются необходимые условия, формализованные в виде ряда критериев. Часть их, относящаяся к состоянию эксплуатационного объекта в окрестности скважины, Примечание. h - общая толщина; Q – накопленный отбор нефти; hef*; (Q/hef*), р*, hС*, Δr* приведена в таблице. Для ряда объектов разработки ООО «ЛУКОЙЛ-Запад- критериальные значения параметров, устанавливаются для каждого объекта разработки на ная Сибирь» характерны следующие значения крите- основе комплексного анализа данных по фактическим обработкам скважин, выполняемого в рамках второго направления мониторинга.
38
11’2006
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ риальных параметров: hef* составляет 5, 4, 2-3 м, при khef (k – средняя проницаемость) соответственно менее 0,02, 0,02 – 0,5, более 0,5 мкм2⋅м; Q/hef* - 10 тыс. т/м; p* = 0,85⋅pнач (pнач – начальное пластовое давление); hC* - 7 м; Δr* - 400 м. Объект, на котором планируется выполнение ГРП, должен обладать высокими энергоемкими свойствами: достаточными нефтенасыщенной толщиной, текущими запасами нефти и уровнем пластовой энергии. Требование к компактности указывает на предпочтительность вертикальной однородности объекта и включает ограничения на его расчлененность и песчанистость, т.е. пласт должен быть составлен в основном из коллекторских пород (высокая песчанистость) и с высокой вероятностью обладать хорошей вертикальной связностью (слабая расчлененность). При этом нефтенасыщенная толщина может отличаться от общей не более чем на 30 – 35 %. Требования к эффективной толщине и компактности связаны с длительностью работы трещины после ГРП. При большой общей толщине глин (неколлекторской части пласта) средняя ширина закрепленной трещины оказывается недостаточной, уменьшается общая площадь поперечного сечения трещины и снижается ее проводимость. Кроме того, чем мощнее и однороднее пласт-коллектор, тем дольше его можно разрабатывать на упругом режиме. Выполнение условий обособленности от воды позволит ограничить обводненность продукции после ГРП. Требования к минимальному расстоянию до водо(газо)насыщенного коллектора обусловлены ограничениями по высоте трещины. В соответствии с результатами моделирования, только экраны достаточно большой толщины могут сдержать увеличение высоты трещины. Поэтому при угрозе подключения водо- или газоносных горизонтов требуется учитывать толщину изолирующих пластов. Ограничение по минимальному расстоянию до фронта заводнения связано с тем, что реализуемыми при ГРП объемами обработки обеспечивается создание трещин длиной около 100 м. Если такая трещина захватит зону с высокой водонасыщенностью (или окажется вблизи нее), то произойдет быстрый прорыв воды к скважине. Благодаря рекомендуемому минимальному запасу расстояния от трещины до водонасыщенных интервалов возможно продлить эффект от ГРП и увеличить нефтеотдачу. Этапы поиска оптимальных технологий обработки и прогноза их эффективности включают моделирование процесса ГРП. Для скважины-кандидата выполняется проект ГРП, основной составляющей которого являются расчеты геометрии трещины, получаемой в заданных горно-геологических условиях при различных вариантах технологических параметров процесса (режимов закачки и характеристики рабочих агентов – жидкости разрыва и проппанта). Сведения о геометрии трещины необходимы для оценки риска подключения водонасыщенных интервалов и расчета проводящих свойств трещины, которые используются при прогнозе коэффициента продуктивности скважины после ГРП. Проект также содержит прогноз технико-экономической эффективности ГРП в скважине. В оптимальном проекте расчетные характеристики трещины должны обеспечить достижение максимальной эффективности ГРП. Оценка уровня оптимальности проекта зависит от поставленной задачи: требуется максимизировать дебит или дополнительную добычу (технологическая эффективность) либо прибыль (экономическая эффективность). Поэтому при расчете различных вариантов проектных решений варьируют различные группы входных параметров. Для включения в программу работ рекомендуется вариант, отвечающий требованиям оптимальности. Научно-методическое сопровождение ГРП Решение проблемы оценки результативности обработок скважин, выполненных методом ГРП, и выбора оптимальных проек-
тов планируемых ГРП невозможно без разработки практичных, эффективных наукоемких методов анализа и проектирования. Специалистами ТФ ООО «КогалымНИПИнефть» разработана соответствующая методика, инструментальной базой которой служат программные продукты FracSim и Prognoz_GRP, реализующие оригинальные математические модели [1, 2]. Данная методика прогноза и оценки технологической эффективности применения ГРП основана на обязательном использовании результатов моделирования уже реализованных гидроразрывов, причем моделирование распространяется не только на работу скважин с «готовыми» трещинами в системе разработки, но и на процесс создания новых [3, 4]. Целью такого моделирования является адекватный учет большого числа влияющих на процесс факторов, оценка параметров фактически созданной трещины, сопоставление их с проектными значениями и настройка на условия эксплуатационного объекта. Результаты моделирования используются при детальном анализе выполненных работ [5] и проектировании ГРП для выбора оптимальных технологических решений, прогноза технологического эффекта (рис. 2). Различие проектных и фактических результатов применения технологий ГРП объясняется тем, что расчеты выполняются на основе имеющихся данных, часто недостоверных. Так, коэффициент проницаемости, как правило, установлен по результатам интерпретации данных геофизических исследований, упруго-прочностные характеристики пород (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, трещинностойкость пород) рассчитываются по результатам исследования керна ограниченного объема или по статистическим зависимостям. Поэтому уточнение параметров при проведении минигидроразрыва (метод «минифрак») часто приводит к значительной корректировке предварительного расчета.
Рис. 2. Сопоставление фактических и расчетных дебитов жидкости после ГРП (обработки выполнены ТПП «Урайнефтегаз» в IV квартале 2005 г.)
Для примера рассмотрим подход к установлению общих закономерностей изменения эффекта от обработок скважин и оценке критериальных значений параметров, определяющих условия получения «низкого» и «высокого» эффекта от ГРП. В качестве показателя эффективности выбрана дополнительная добыча нефти, полученная за 1 год после проведения ГРП. Скважины разделены на две группы (с рентабельной и нерентабельной дополнительной добычей после проведения ГТМ), граница между группами определена как дополнительная добыча нефти, необходимая для окупаемости затрат на ГРП, и текущие расходы, связанные с добычей дополнительной жидкости (включая налоги). Для обеих групп скважин построены гистограммы распределения числа ГРП по диапазонам изменения различных геологических,
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
11’2006
39
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Рис. 3. Влияние нефтенасыщенной толщины пласта на эффективность ГРП (ТПП «Покачаевнефтегаз», пласты группы АВ)
Рис. 4. Динамика среднего дебита жидкости (а) и нефти (б) при эффективной толщине пласта менее 4 (1), 4-8 (2), 8-12 (3), 12-16 (4), более 16 м (5)
промысловых и технологических параметров. В каждом диапазоне рассматриваемого параметра определена доля низкоэффективных ГРП, ее изменение позволяет судить о степени и характере влияния параметра на результат обработки, а также устанавливать пороговое значение параметра, которое в дальнейшем используется в критериях успешности планируемого ГРП. Описанный подход был опробован на 17 группах объектов разработки ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». При этом было показано, что одним из определяющих параметров эффективности ГРП является нефтенасыщенная толщина, пороговое (критериальное) значение которой для разных объектов изменяется от 4 до 8 м (рис. 3, 4, 5). При проведении ГРП на объектах с меньшей толщиной следует ожидать соответственно меньшего эффекта. Использование зависимостей и значений параметров позволяет значительно сократить время, необходимое на предварительные оценки перспективности планируемых работ, с учетом того, что квартальный объем анализируемого при мониторинге ГРП фонда скважин составляет от 200 до 500 для каждого ТПП. Номенклатура применяемых модификаций технологий ГРП в последние годы значительно расширилась, что связано с постоянным совершенствованием метода. Внедрены технологии концевого экранирования трещины, экраноустанавливающие технологии, беспакерный гидроразрыв и др. Широко применяется комбинирование технологий как «внутри» операций гидроразрыва (например, закачка водоизолирующей оторочки), так и в комплексе с другими технологиями (кислотные обработки). Аналитический сегмент процедуры мониторинга ГРП включает также поиск и тестирование технологических решений, наиболее эффективных для различных условий применения метода, например, на сложнопостроенных, истощенных, сильно обводненных объектах. Информация, накопленная и систематизированная при мониторинге, служит также для подготовки предложений на проведение целевых опытно-промышленных работ и НИОКР, формирования программ промысловых и лабораторных исследований. Таким образом, система мониторинга ГРП, обеспечивая оперативную и обоснованную корректировку планов проведения работ в скважинах, позволяет максимально использовать потенциал объектов разработки и повышать эффективность метода.
40
11’2006
Рис. 5. Зависимость среднего дебита нефти (1) и жидкости (2) от эффективной толщины пласта Список литературы 1. Свидетельство о регистрации программного комплекса FracSim № 2001610821 от 2 июля 2001 г. 2. Свидетельство о регистрации программного комплекса Prognoz_GRP № 2001610820 от 2 июля 2001 г. 3. Обоснование оптимальных параметров технологий ГРП на основе анализа результатов его применения на месторождениях Шаимского района и математического моделирования/М.Р. Садыков, М.Ф. Печеркин, В.В. Гузеев, А.А. Поздняков//Интервал. – 2000. № 7 (18). - С. 4–6. 4. Комплексный подход к анализу эффективности ГРП на месторождениях Западной Сибири/В.В Гузеев, А.А. Поздняков, И.А. Виноградова, Ю.И Юрьева//Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений: Труды научно-практической конференции VII Международной выставки «Нефть, газ – 2000» (Казань, 5-7 сентября 2000 года). – Т. II – Казань: Экоцентр, 2000. - C. 348 – 355. 5. Гузеев В.В., Поздняков А.А., Зайцев Г.С. Результаты применения гидроразрыва пласта на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа// Нефтяное хозяйство. – 2002. - № 6. – C. 116-119.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО