Оценка эффективности гидроразрыва в водонефтяных зонах пласта, 2012 by Андрей Гурьянов

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ  Коллектив авторов, 2012

УДК 622.276.66

Оценка эффективности гидроразрыва в водонефтяных зонах пласта

А.Н. Янин, М.С. Павлов, А.А. Гильдерман (ООО «Проектное бюро «ТЭРМ»), А.В. Барышников, О.А. Кофанов (ООО «Газпромнефть-Хантос») Evaluating the effectiveness of hydraulic fracturing in oil-water zones of a layer A.N. Yanin, M.S. Pavlov, A.A. Gilderman (Design Bureau TERM LLC), A.V. Baryshnikov, O.A. Kofanov (Gazpromneft-Khantos LLC) The results of hydrofracturing, performed in 48 wells of oil-water zones of vikulovskoye sediments of Palyanovskaya area of Krasnoleninskoye field in 2006-2010, are summarized. The effectiveness of given measure is assessed. It is established, that after hydrofracturing the oil production rate increases to 3.3 times, the fluid one - in 3.8 times. Additional oil production due to 48 hydrofracturings execution was 253 thousand tons, duration of the effect was more than 3 years. In order to increase oil production rate and reduce the water content in the new wells it is recommended to test advanced hydrofracturing technologies: S-FRAC, jet hydrofracturing, water isolation ones etc. Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, водонефтяная залежь, викуловские отложения, Пальяновская площадь, Красноленинское месторождение, эффективность работ. Адрес для связи: term@tmn.ru

идравлический разрыв пласта (ГРП) – высокоэффективный метод интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов, широко применяющийся в Западной Сибири. Эффективность ГРП зависит от геолого-физических характеристик обрабатываемых объектов. Серьезным фактором, снижающим успешность ГРП, является наличие обширных водонефтяных зон (ВНЗ), особенно в пластах, представленных низкопроницаемыми коллекторами. В этом случае возникает вопрос, что предпочтительнее – продлить эксплуатацию скважин (без ГРП) с невысоким дебитом нефти (менее 8 т/сут) или, осуществив ГРП, получить (попутно с некоторым увеличением дебита нефти) сильный «скачок» обводненности. Ответ на этот вопрос не всегда однозначен и проясняется лишь в ходе проведения представительных промысловых работ. Цель статьи – обобщить результаты и оценить эффективность ГРП, выполненных в 48 скважинах ВНЗ викуловских отложений Пальяновской (северо-восточная часть) площади Красноленинского месторождения в 2006-2010 гг. Участок разрабатывается с 1997 г., в настоящее время оператором работ является ООО «Газпромнефть – Хантос». В 2011 г. ООО «Проектное бюро» ТЭРМ» создан новый проектный документ на разработку площади. На объекте ВК1-2 предусмотрено применение площадной обращенной семиточечной системы разработки с расстоянием между скважинами 600 м (плотность сетки скважин – 31,2 га/скв). Кроме ввода новых наклонно направленных скважин, запланировано бурение 17 горизонтальных скважин и 9 боковых стволов с длиной горизонтального участка 100 – 250 м. Основные показатели разработки объекта ВК1-2 за 2010 г. следующие: добыча нефти – 125 тыс.т, жидкости – 925 тыс.т, объем закачки воды – 1216 тыс.м3, дебит нефти – 5,6 т/сут, жидкости – 41 т/сут, компенсация отбора текущая – 127 %, накопленная – 87 %. Поддержание пластового давления (ППД) начато с 2000 г. Среднее пластовое давление в зоне отбора составляет 12,9 МПа, что ниже начального (14,3 МПа) на 1,4 МПа, или на 10 %. Отбор составил

02’2012

менее 10 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ), текущий коэффициент извлечения нефти крайне низкий – 0,026, обводненность высокая – 87 %. В 2010 г. действующий добывающий фонд составлял 64 скважины, нагнетательный – 14, соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин 4,6:1 нед остаточно для эффективного ППД по всей залежи. Эксплуатационное бурение на объекте ВК1-2 было приостановлено в 2008 г. из-за низких (менее 10 т/сут) дебитов нефти и высокой (79 %) обводненности продукции новых скважин. Результаты эксплуатации участка в целом показали низкую успешность и рентабельность разработки. Авторы сравнили характеристики вытеснения по «проблемным» Талинскому, Лянторскому, Мамонтовскому (пласт БС10ТСП) месторождениям [1] и Пальяновской площади. Из рис. 1 видно, что Пальяновский участок при отборе 10 % НИЗ имеет обводненность fв, почти в 2 раза большую, чем «наихудшие» в этом плане «аналоги». Таким образом, характеристика обводнения по рассматриваемому участку относится к числу самых неблагоприятных в Западной Сибири. Накопленный водонефтяной фактор за 14 лет разработки уже достиг 4,73 т/т. Рассмотрим особенности геологического строения горизонта ВК1-2. Викуловская свита содержит два (совпадающих в плане) нефтеносных пласта: ВК1 (основной) площадью 10756 га и ВК2 площадью 903 га. Горизонт ВК1-2 вскрыт в 103 скважинах, нефтенасыщенная толщина hн = 94. Разбурена наилучшая центральная часть объекта ВК1-2 с наибольшими (до 16 м) нефтенасыщенными толщинами. Соотношение средних нефтенасыщенных (7,1 м) и водонасыщенных (5,7 м) толщин в рассматриваемой зоне недостаточно благоприятно для успешного проведения ГРП. Неразбуренные краевые зоны объекта характеризуются еще более худшим соотношением толщин и менее пригодны для проведения гидроразрывов. Материалы геофизических исследований скважин обобщены авторами по 46 скважинам, в которых в 2006-2008 гг. были выполнены ГРП (табл. 1).

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ – наиболее опесчанена (коэффициент песчанистости Кпесч = 0,5-0,8) нижняя часть разреза пласта ВК1, проницаемость прослоев здесь в 2-3 раза выше (до 0,2 мкм2), чем в кровле пласта; – проницаемость и песчанистость верхней части пласта ВК2 (как правило, водоносного) невысокие – соответственно 0,04 мкм2 и 30 %; в то же время средняя часть пласта ВК2 гораздо более проницаема и однородна: k ≈ 0,1 мкм2и более, Кпесч ≈ 0,6 и более. С учетом небольшой толщины глинистой перемычки между пластами ВК1 (нефтеносный) и ВК2 (водоносный на 92 % площади объекта ВК1-2 ) проведение ГРП на рассматриваемом горизонте сопряжено с большими рисками получения высокой обводненности скважин вследствие ухода трещин ГРП в нижнюю водоносную часть разреза. Если принять высоту распространения трещины обычного среднеобъемного ГРП примерно равной 30-35 м, то половина трещины гидроразрыва непременно вскроет среднюю наиболее проницаемую (водоносную) часть пласта ВК 2. По мнению авторов, указанный фактор и является основной причиной добычи высокообводненной продукции из ВНЗ объекта ВК1-2 по скважинам, в которых выполнен гидроразрыв в 2006-2008 гг. Анализ распределения прослоев по проницаемости в разрезе объекта ВК1-2 (табл. 2) показал наличие как низкопроницаемых (до 0,05 мкм2) – 51 %, среднепроницаемых (до 0,15 мкм2) – 37 %, так и высокопроницаемых (более 0,15 мкм2) – 12 % прослоев. Таким образом, более половины вскрытых нефтяных интервалов разреза являются слабопроницаемыми и требуют интенсификации с помощью ГРП.

Рис. 1. Сравнение характеристик вытеснения по различным месторождениям

К особенностям строения объекта ВК1-2 можно отнести «контактность» нефти и воды на 42 % площади, низкую нефтенасыщенность, высокую расчлененность, расположение толщи глин нижнехантымансийской подсвиты над кровлей пласта ВК 1. Построение геолого-статистических разрезов по объекту ВК1-2 позволило установить следующие закономерности распределения прослоев, влияющие на эффективность ГРП: – наименее проницаемые (проницаемость k=0,01-0,04 мкм2) прослои, требующие адресного воздействия именно с помощью ГРП, приурочены к верхней половине разреза пласта ВК1; Таблица 1

Разрез пласта, объекта нефтенасыщенный

Параметры

Число учтенных скважин

В целом по пласту, объекту

водонасыщенный

ВК1

ВК2

ВК1-2

ВК1

ВК2

ВК1-2

ВК1

ВК2

ВК1-2

Толщина, м: эффективная hэф

6,4

3,8

7,1

2,3

5,6

5,7

6,8

12,8

нефтенасыщенная hн

6,4

3,8

7,1

6,4

3,8

7,1

водонасыщенная hв

2,3

5,6

5,7

2,3

5,6

5,7

Расчлененность

Коэффициент песчанистости, %

Коэффициент пористости, %

27,7

27,1

27,5

27,4

-3

Проницаемость, 10 мкм

Нефтенасыщенность, %

56,4

52,4

56,4

52,4

Проводимость, 10-3 мкм2 м

416

346

483

416

346

483

Таблица 2 Пласт Параметры

ВК1

Пласт

ВК2

Среднее значение

kпр < 20 10-3 мкм2 Число учтенных скважин

ВК1

Пласт

ВК2

Среднее значение

kпр = (20-50) 10-3 мкм2

ВК1

Пласт

ВК2

Среднее значение

kпр = (50-150) 10-3 мкм2

ВК1

ВК2

Среднее значение

kпр > 150 10-3 мкм2

1,5

1,1

2,1

2,3

2,2

4,2

2,5

3,3

5,3

1,9

1,7

3,2

нефтенасыщенная hн

1,4

0,1

1,5

2,2

0,2

2,3

0,4

2,7

1,8

0,4

водонасыщенная hв

0,1

0,6

0,1

1,9

0,2

2,9

2,6

0,1

1,3

1,2

24,8

25,1

24,9

26,4

26,6

26,5

28,1

29,4

29,3

Толщина, м: эффективная hэф

Коэффициент пористости, % -3

Проницаемость, 10 мкм

Нефтенасыщенность, % Проводимость, 10-3 мкм2 м

12,7

33,3

188

177

183

47,9

53,1

50,9

52,4

53,5

56,5

53,9

56,2

60,6

56,9

1,4

210

246

343

366

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

02’2012

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Таблица 3 Число скважин Число нефтеи водонасыщенных прослоев

Послойная неоднородность

ВК1

310

0,168–1,185

0,521

ВК2

281

0,031– 0,798

ВК1-2

591

0,149– 0,896

Пласт, объект

Толщина проницаемого прослоя, м

Средняя

4–12

0,3– 3,7

0,96

0,342

2–11

0,2– 4,5

0,99

0,484

8–19

0,2– 4,5

0,97

Рис. 2. Схема размещения скважин с проведенными 48 ГРП

02’2012

Среднее

всего

Авторы методами геостатистики изучили послойную неоднородность (по В.Д. Лысенко) объекта ВК1-2 . Установлено, что пласт ВК1 характеризуется средней, а ВК2 – невысокой послойной неоднородностью (табл. 3). Подобная неоднородность не может привести к высоким темпам обводнения скважин. Таким образом, викуловские отложения характеризуются неблагоприятным строением и недостаточно высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Их разработка требует применения геолого-технических мероприятий и, в частности, проведения гидроразрывов пласта.

Число прослоев в скважине

в том числе с послойной неоднородностью более 0,5, % 59

Средняя

В пределах площади за весь период эксплуатации выполнено 77 гидроразрывов, в том числе в начальный период 1998-2001 гг. – 29 ( в основном в работающем фонде) и в 2006-2008гг. – 48 (в основном во вновь разбуренном фонде) (рис. 2). На начальном («среднеобводненном») этапе (1998-2001 гг.) проводились малообъемные (менее 12 т/скв) гидроразрывы с невысокой эффективностью: после них средний дебит нефти составил примерно 10 т/сут, жидкости – 24 т/сут при обводненности 58 %. В 2006-2008 гг. гидроразрывы выполнялись в условиях существенного (более 80 %) обводнения добывающего фонда. Объем закачанного в скважины проппанта был увеличен примерно в 2 раза. Это обеспечило значительный рост дебитов жидкости скважин – до 84 т/сут. Однако увеличение дебитов нефти было несущественным – в среднем до 13,3 т/сут при обводненности (после ГРП) 84 %. Таким образом, в целом эффективность гидроразрывов, выполненных в 2006-2008 гг., по нефти оказалась ниже ожидаемой, что поставило под сомнение целесообразно сть их дальнейшего массового проведения. Средние параметры 48 ГРП следующие: количество проппанта – 24 т/скв., удельная масса проппанта– 3,4 т/м, объем смеси геля – 71 м 3, темп закачки – 2,5 м3/мин, давление разрыва пласта 14,7 МПа. В среднем кратность роста дебита нефти после ГРП составляла 3,3 раза, жидкости – 3,8 раза. При обработке данных о ГРП динамика дебитов нефти и жидкости по скважинам была усреднена и в графическом виде приведена к нулевой точке на оси абсцисс. Таким образом, был исключен фактор разновременности проведения ГРП (рис. 3). Сопоставление пусковых после ГРП дебитов нефти по 18 переходящим и 30 новым (с ГРП) скважинам при вводе их из бурения приведено на рис. 4. Эффективность рассматриваемых гидроразрывов следующая. Суммарная дополнительная добыча нефти за счет проведе ния 48 ГРП оценочно составила 253 тыс. т при средней на одну скважино-операцию – 5276 т. Фактическая продолжительность эффекта Tэф= 38 мес. За счет 18 ГРП в скважинах переходящего фонда дополнительная добыча нефти составила 88 тыс. т (35 %) при средней на одну скважино-операцию – 4899 т, Т эф= 40 мес. По 30 ГРП в новых скважинах (при вводе из бурения) дополнительная добыча нефти равна 165 тыс. т (65 %) при средней на одну скважино-операцию – 5502 т, Тэф = 37 мес. Далее, для анализа эффективности ГРП все скважины были разделены на две группы: с «успешными» (с дополнительной добычей нефти более 4 тыс. т) и «малоуспешными» ГРП (табл. 4). В переходящем фонде успешными были 8, малоуспешными – 10 ГРП. Суммарная дополнительная добыча нефти по

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Таблица 4 Показатели до ГРП

Число скважин

hн , м

Всего, из них:

с успешными ГРП

Группа скважин

Пусковые показатели после ГРП

Кратность

Текущие показатели на 01.01.11 г.

Дополнительная добыча нефти, т

qн, т/сут

qж , т/сут

fв , %

qн , т/сут

qж , т/сут

fв , %

qн

qж

qн, т/сут

qж , т/сут

fв , %

всего

средняя

7,1

4,1

22,1

13,3

3,3

3,8

4,6

45,1

253239

5276

7,4

4,4

10,2

16,6

87,6

3,8

8,6

5,8

45,8

208580

7449

6,6

3,9

31,6

8,7

79,1

2,3

2,5

2,9

44,1

44659

2233

7,1

4,1

22,1

12,7

64,4

3,1

2,9

5,1

38,3

88174

4899

8,7

4,4

10,2

17,8

70,2

4,1

6,9

7,7

34,4

69089

8636

5,9

3,9

31,6

8,7

59,8

2,2

1,9

3,1

41,3

19085

1909

7,1

13,6

95,9

4,2

49,1

165065

5502

с успешными ГРП

6,9

16,1

94,6

50,3

139491

6975

с малоуспешными ГРП

7,4

8,7

98,4

2,7

46,8

25574

2557

с малоуспешными ГРП Переходящие, из них: с успешными ГРП с малоуспешными ГРП Находящиеся в освоении, из них:

успешным ГРП – 69,1 тыс. т (или 8636 т на одну скважино-операцию), по малоуспешным ГРП – 19,1 тыс. т (или 1909 т на одну скважино-операцию). По успешным ГРП кратность дебитов нефти qн составила 4,1 раза, жидкости qж – 6,9 раза; по малоуспешным ГРП – соответственно 2,2 и 1,9 раза. Наилучшие показатели ГРП были получены по двум скважинам с наибольшими нефтенасыщенными толщинами: скв. 9322 (hн = 14,4 м) и скв. 9323 (hн = 15,5 м). Дополнительная добыча нефти по ним за счет ГРП составила соответственно 16,6 и 11,9 тыс.т. При расчете эффективности ГРП по 30 скважинам при вводе из бурения базовый дебит нефти взят по аналогии с переходящими скважинами. Здесь успешными оказались 20, малоуспешными – 10 ГРП. Дополнительная добыча нефти составила 165,1 тыс. т, из них по успешным скважинам – 139,5 тыс. т нефти (или 6975 т на одну скважино-операцию), по малоуспешным – 25,6 тыс. т нефти (или 2557 т на одну скважино-операцию). По скважинам с успешРис. 3. Сравнение дебитов нефти qперех до и после ГРП по 18 переходян ными ГРП пусковой дебит нефти в 1,9 раза и накопленная добыча щим скважинам нефти на скважину в 2,7 раза больше, чем по скважинам с малоуспешным ГРП. Следует отметить, что наилучшие с точки зрения эффективности ГРП 10 скважин (21 %) обеспечили 40 % всей дополнительной добычи нефти, худшие 10 – 5 %, остальные 28 скважин добыли 55 % нефти. По наилучшим скважинам дебит нефти после проведения ГРП составил 19,9 т/сут, жидкости – 80 т/сут при обводненности 75 %. По худшим скважинам дебит нефти равен 6,6 т/сут, жидкости – 42 т/сут при обводненности 84 %. При продолжении эксплуатационного разбуривания объекта ВК 1-2 для предотвращения преждевременного обводнения скважин необходимо применять современные, более совершенные технологии гидроразрыва: J-FRAC – технология контроля вертикального роста трещины [2], водоизолирующие ГРП – разрыв пласта с созданием непроницаемого экрана в скважинах ВНЗ [3], струйные ГРП – с предварительной гидропескоструйной перфорацией верхней части разреза пласта ВК1 и последующим проведением селективного ГРП [4] и др. В скважинах ВНЗ также рекоРис. 4. Динамика дебитов нефти после гидроразрыва по переходящим нов скважинам мендуется испытать глубокопроникающую сверлящую перфораqперех и новым q н н цию с длиной канала до 2 м [5, 6].

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

02’2012

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Выводы 1. В условиях водонефтяной зоны викуловских отложений Пальяновской площади применение гидроразрывов пласта эффективно. В среднем кратность роста дебита нефти после ГРП равна 3,3 раза, жидкости – 3,8 раза. Дополнительная добыча нефти за счет проведения 48 ГРП составила 253 тыс. т при средней на одну скважино-операцию – 5,3 тыс.т. Продолжительность эффекта превышает три года. 2. Успешность ГРП равна 58 %. По 28 успешным и 20 малоуспешным ГРП отмечается существенное различие дополнительной добычи нефти на одну скважино-операцию – соответственно 7449 и 2233 т, а также обводненности – соответственно 81 и 89 % при сопоставимых дебитах жидкости после гидроразрыва. 3. Преждевременное обводнение продукции скважин в ВНЗ Пальяновской площади после гидроразрыва обусловлено наличием в разрезе нижнего пласта ВК2 высокопроницаемых и водоносных прослоев, вскрываемых трещинами ГРП. 4. С целью увеличения дебита нефти и снижения обводненности в новых скважинах рекомендуется испытать улучшенные технологии гидроразрыва: J-FRAC, водоизолирующие ГРП, струйные ГРП, а также сверлящую перфорацию с увеличенной длиной каналов.

Список литературы 1. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / А.К. Багаутдинов, С.Л. Барков, Белевич Г.К. [и др.]. – М.:ВНИИОЭНГ, 1996. – Т. 2. – 352 с. 2. Юдин А., Бутула К., Новиков Ю. Технология J- FRAC – новый подход к контролю роста трещины ГРП // НТЖ. Технологии ТЭК. – 2007. – № 5. – С. 48-54. 3. Виноградова И.А. Результаты применения технологии ГРП по снижению риска неконтролируемых водопроявлений на месторождениях Западной Сибири // Нефть. Газ. Новации. – 2009. – № 5-6. – С. 29-34. 4. Применение «струйного» ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»/ Л.М. Кочетков, В.Н. Журба, Г.А. Малышев [и др.]// Бурение и нефть. – 2009. – № 1. – С. 27-29. 5. Испытание технологии глубокопроникающей сверлящей перфорации на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» /А.М. Хайдар, А.Н. Горин, И.Д. Латыпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 52-56. 6. Гладилович В.Г. Преимущества вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта методом сверления с помощью электробура для зарезки бокового канала // Бурение и нефть. – 2011. – № 10. – С. 46-48.

ВНИМАНИЮ ЧИТАТЕЛЕЙ Неизвестное «Нефтяное хозяйство». 1920 – 1941 гг. Очерки по истории нефтяной промышленности и отраслевого научно−технического журнала Евдошенко Ю.В. М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2010. – 360 с. Книга посвящена истории одного из старейших научно-технических журналов России – «Нефтяное хозяйство», основанного в 1920 г., и приурочена к 90-летнему юбилею журнала. На основе большого объема архивных документов, многие из которых впервые вводятся в научный оборот, а также статей журнала «Нефтяное хозяйство», опубликованных в 1920 – 1941 гг., раскрывается непростая история научно-технического журнала. На основе тематической подборки публикаций журнала и соответствующих документов раскрываются некоторые страницы технико-технологической и институциональной истории нефтяной промышленности (становление органов охраны недр, история становления нефтяной геофизики и зарождения новейших технологий разработки месторождений), в которых публикации журнала «Нефтяное хозяйство» сыграли ключевую роль. На основе документов Центрального архива ФСБ и Российского государственного архива экономики делается одна из первых попыток освещения хода репрессий в нефтяной промышленности в первой половине XX века. В отдельную главу книги выделены биографии некоторых репрессированных нефтяников, чья жизнь и работа были связаны с журналом «Нефтяное хозяйство». Книга хорошо проиллюстрирована. Многие из иллюстраций и фотографий публикуются впервые. Издание будет интересно инженерам-нефтяникам, студентам нефтегазовых вузов, людям, интересующимся историей промышленности, науки и техники СССР.

Книгу можно приобрести в ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство». Тел.: (495) 730-07-17 (Евдошенко Юрий) E-mail: editor3@oil-industry.ru

02’2012

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО