CC BY
49УДК 622.245.542
М.А. Черевко, заместитель генерального директора - главный геолог, ООО «Газпромнефть-Хантос»;
К.Е. Янин, заместитель генерального директора, ООО «Проектное бюро «ТЭРМ»; А.Н. Янин, генеральный директор,
ООО «Проектное бюро «ТЭРМ»
Ретроспективный анализ системного применения гидроразрыва пластов на Приобском месторождении (ЮЛТ*)
Цель статьи - обобщить результаты и установить основные закономерности в применении большеобъемных гидроразрывов пластов в условиях уникального Приобского месторождения (ЮЛТ). Всего за 2002-2012 гг. здесь было выполнено более 3,3 тыс. попластовых гидроразрывов.
Ключевые слова: нефтенасыщенность, строение пластов, проницаемость и проводимость коллекторов, гидроразрыв пласта, масса проппанта, базовые дебиты, коэффициент продуктивности, дизайн гидроразрыва пласта.
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Основным объектом разработки на месторождении является горизонт АС10-12, содержащий 22 литологически экранированные залежи нефти. В подсчете запасов 2009 г. здесь выделено 7 продуктивных пластов: АС100-7, АС100-2, АС101-3, АС104, АС111, АС121, АС123-5. Условно их можно объединить в два горизонта - АС10 и АС12. На объекте АС10-12 по сетке 433 х 500 мм (ПСС = 21,65 га/скв.) пробурено 1962 эксплуатационные скважины, разбуренная площадь « 42,5 тыс. га. По данным ГИС пробуренных скважин получены следующие характеристики (табл. 1).
К особенностям объекта АС10-12 относятся: большой этаж нефтеносности, клиноформное строение пластов, присутствие зон замещения коллекторов, повышенная зональная и послойная неоднородность, прерывистость пластов, низкая песчанистость и значительная расчлененность.
Таким образом, объект характеризуется очень сложным геологическим строением и крайне низкими фильтрацион-
* ЮЛТ - южная лицензионная территория.
но-емкостными свойствами пластов. Успешная их разработка невозможна без массового применения современных технологий: большеобъемных гидроразрывов в сочетании с максимальными депрессиями в добывающих скважинах.
ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Приобское месторождение (ЮЛТ) введено в добычу в 1999 г. запуском разведочной скважины № 477. Эксплуатационное разбуривание началось в 2001 г. В 2008-2011 гг. проходка превышала 1 млн м/год, достигнув максимума 1,287 млн м в 2009 г., при вводе 396 новых скважин. Суммарная проходка за 10 лет превысила 5,7 млн м. Всего на месторождении пробурено 2122 скважины. При продолжении активного разбуривания месторождение имеет перспективу превысить планку в 12 млн т, заняв в ХМАО-Югре третье место (после Самотлорского и Приобского (СЛТ) месторождений) по уровню текущей годовой добычи нефти. За счет применения интенсивной однорядной системы разработки, а также своевременного формирования системы ППД удалось устранить негативное
влияние таких существенных геологических факторов, как особо низкая проницаемость и проводимость коллекторов.
Благодаря массовому применению большеобъемных ГРП средний дебит нефти новых скважин удалось нарастить с 29 (в 2001 г.) до 83 т/сут. (в 2004 г.), обеспечив среднюю приемистость нагнетательных скважин на уровне 250-480 м3/сут. Средневзвешенный по годам (и вводу скважин) дебит нефти новых скважин за 1999-2010 гг. составил 40,65 т/сут., удельный дебит на 1 м - 2,31 т/ сут./м, на 1 единицу проводимости -0,379 т/сут./мД.м.
Если в начальный период разработки соотношение числа действующих добывающих и нагнетательных скважин было неблагоприятным (до 10 - в 2003 г.), то в 2010-2011 гг. оно снизилось до 1,91,8. За счет создания активной системы воздействия и быстрого формирования системы ППД удалось обеспечить текущее пластовое давление в зонах отбора залежей на необходимом уровне, т.е. всего лишь на 8-11% ниже начального. За счет усиления системы ППД удалось существенно замедлить темпы падения
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
Таблица 1. Характеристика продуктивных горизонтов ЮЛТ
Параметры Горизонт АС10 Горизонт АС12 П° АС,0-1г
Диапазон Среднее Диапазон Среднее Диапазон Среднее
Число учтенных скважин 1538 1391 1962
Общая толщина горизонта, м 28-252 159 39-380 153 65-459 268
Нефтенасыщенная толщина, м 0,4-50 12,6 0,4-48,5 10,9 0,8-70 17,6
Песчанистость (в коллекторах), % 3-100 38 2-100 40 1-100 22
Расчлененность, б/р 1-66 13 1-45 11 1-68 18
Пористость, % 13,1-21,1 17,2 14-21,6 17 11,8-21 17,2
Нефтенасыщенность, % 33-82 64,3 33-82 60,7 43-80 63,4
Проницаемость по ГИС, мД 0,1-119 8,5 0,1-125 2,7 0,1-125 6,1
Проводимость, мД*м 0,1-1403 104 0,1-855 31 0,5-1441 103
Средняя толщина одного проницаемого пропластка 0,2-16,8 1,35 0,3-10,2 1,2 0,2-16,8 1,28
Послойная неоднородн., Vzпос< 0-3 0,463 0-5,3 0,427 0-5 0,739
дебитов жидкости скважин. Процент падения добычи нефти по переходящему фонду добывающих скважин в 2007-2010 гг. в условиях особо низкопроницаемых коллекторов находился на вполне приемлемом уровне - 33-27% в год.
Благодаря литологическому типу строения залежей, отсутствию ВНЗ и повышенной нефтенасыщенности пластов удалось обеспечить вполне удовлетворительную характеристику вытеснения. В целом результаты разработки ЮЛТ месторождения следует оценивать как весьма успешные и эффективные.
история ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВОВ ПЛАСТА
Ключевым решением при разработке месторождения является проведение ГРП в цикле строительства скважин на всем добывающем и нагнетательном фонде скважин в сочетании с поддержанием низких забойных давлений в добывающих скважинах. Объемы ежегодно выполненных гидроразрывов имели тенденцию к росту (за исключением 2008 г.). Около 60% от количества ГРП приходится на горизонт АС10. При этом активность их примене-
ния на горизонте АС12 с наихудшими геолого-физическими характеристиками несколько замедляется (табл. 2). Лабораторные исследования, проведенные привлекаемыми ООО «Газпромнефть-Хантос» подрядными организациями, позволили усовершенствовать дизайн ГРП, выбрать оптимальные рецептуры жидкостей разрыва, разработать более прочные марки проппанта и улучшить методы его закрепления в пласте. С целью оптими-
зации дизайна ГРП привлекались самые современные зарубежные методы (MDT, FMI, DSI) исследования коллекторов. В результате к настоящему времени предприятию удалось достичь весьма эффективного управления процессами гидроразрыва пластов.
АНАЛИЗ МАССЫ ЗАКАЧАННОГО В СКВАЖИНЫ ПРОППАНТА
Масса проппанта за историю изменялась в диапазоне от менее 20 до более
Рис. 1. Распределение выполненных ГРП по массе закачанного проппанта
Таблица 2. Динамика количества гидроразрывов пласта
Горизонты Годы Всего То же в %
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
АС,0 3 69 76 132 247 250 151 370 486 1784 59
АС12 1 22 59 101 156 234 283 195 172 1223 41
В сумме 4 91 135 233 403 484 434 565 658 3007 100
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 9 сентябрь 2014
49
Таблица 3. Распределение скважин по массе закачанного проппанта
Масса проппанта, т Периоды (годы) Всего операций То же в %
2002-2004 2005-2007 2008-2010
Менее 20 1 29 43 73 2,5
20-40 11 61 317 389 13,3
40-60 14 162 331 507 17,3
60-80 33 189 256 478 16,3
80-100 46 209 224 479 16,4
100-120 48 126 169 343 11,7
120-140 28 69 92 189 6,5
140-160 28 67 62 157 5,4
160-180 12 36 30 78 2,7
180-200 5 44 24 73 2,5
Более 200 6 99 56 161 5,5
Всего 232 1091 1604 2927 100
То же в % 7,9 37,3 54,8 100 -
200 т/скв., составляя в среднем 94 т/ скв. Максимальный (попластовый) объем закачки проппанта достигал 452 т/ скв.-опер. (скв. № 15752), а в сумме по всем ГРП, выполненным в одной скважине максимально, - 936 т/скв. Распределение количества выполненных попластовых 2927 гидроразрывов по массе закачанного проппанта показано в таблице 3 и на рисунке 1. Несмотря на то что в 2008-2010 гг. общее количество ГРП на 68% превышало их число за предыдущие 2005-2007 гг., в структуре работ наблюдались за-
метные (обратные) изменения. Если в 2005-2007 гг. на долю большеобъемных (более 100 т проппанта) ГРП приходилось около 40% количества операций, то в 2008-2010 гг. объем проппанта более 100 т отмечался лишь в каждой четвертой операции. И наоборот, доля относительно малообъемных (с массой проппанта < 40 т/опер.) операций при этом увеличилась с 9 до 23%. В основном это связано с переносом работ в зоны с меньшими толщинами (Ин) объекта. Средняя Ин в скважинах, пробуренных в 2008-2010 гг., составляла 16 м,
что на 4,4 м, или на 22%, меньше, чем за 2005-2007 гг., - 20,4 м (табл. 4). Анализ работ в разрезе горизонтов позволяет сделать вывод о том, что общее количество большеобъемных операций (> 100 т проппанта) в 2002-2010 гг. по ним примерно одинаково: по горизонту АС10 - 517 ГРП, или 29% всех операций на этом же горизонте, по горизонту АС12 - 484 ГРП, или 42% (табл. 5). Вследствие высокой доли большеобъемных гидроразрывов по горизонту АС12 средняя удельная масса проппанта здесь весьма высока - 103 т/опер. Это на
Таблица 4. Распределение вводимых скважин по величине И
Инн, м Ввод скважин по годам, шт. Всего, шт. То же в %
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Менее 3 3 6 6 15 1
3-5 1 1 4 12 25 15 58 3
5-10 11 3 14 27 34 68 115 58 330 19
10-15 1 12 7 19 53 58 62 85 88 385 22
15-20 2 6 8 22 36 56 54 65 78 327 19
20-25 4 9 12 30 39 43 51 49 237 14
25-30 1 2 8 12 18 28 30 22 37 158 9
30-35 1 9 9 21 14 18 13 18 103 6
35-40 1 6 10 10 7 6 2 7 49 3
40-45 1 2 8 7 7 4 3 32 2
Более 45 1 10 7 3 1 4 1 1 28 2
Всего скважин 5 39 62 113 206 248 304 385 360 1722 100
Средняя Инн, м 15,7 16,5 29,6 23,8 20,3 18,9 17,3 14,1 17,0 18
24,1 20,4 16
50
№ 9 сентябрь 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
Таблица 5. Распределение ГРП по массе проппанта и отдельным горизонтам
Масса закачанного проппанта, т Горизонт АС10 Горизонт АС12 В целом по АС1012
Количество ГРП, шт. То же в % Количество ГРП, шт. То же в % Количество ГРП, шт. То же в %
Менее 20 53 3 20 2 73 2
20-40 235 13 154 13 389 13
40-60 337 19 170 15 507 17
60-80 306 17 172 15 478 16
80-100 313 18 166 14 479 16
100-120 201 11 142 12 343 12
120-140 104 6 85 7 189 6
140-160 75 4 82 7 157 5
160-180 34 2 44 4 78 3
180-200 19 1 54 5 73 2
Более 200 84 5 77 7 161 6
Всего 1761 100 1166 100 2927 100
В среднем 88 103 94
17% выше аналогичного показателя по горизонту АС10 - 88 т/опер. Важно отметить то, что на протяжении 2007-2010 гг. по горизонтам АС10 и АС12 наблюдалось сближение средних величин массы проппанта на одну скважино-опера-цию, а также синхронность динамики их изменения во времени (рис. 2). В целом за историю разработки ЮЛТ среднее значение удельного расхода проппанта составляет 8,7 т/м. В половине всех операций удельный расход проппанта на 1 м эффективной толщины составляет 5-10 т (табл. 6, рис. 3). Еще в 1/3 случаев этот показатель изменяется в пределах от 10 до 15 т/м. В динамике по годам средний удельный объем проппанта изменялся от 7,2 до 10,6 т/м, в т.ч. за 2010 г. составлял 7,7 т/м. По отдельным горизонтам структура выполненных ГРП в части удельного расхода проппанта также идентична. Примерно в 84% операций удельный расход проппанта изменялся от 5 до 15 т/м (табл. 6). Близкие значения удельного расхода проппанта по горизонтам АС10 (8,5 т/м) и АС12 (9,1 т/м) свидетельствуют о схожих подходах к технологии выполнения работ, что обусловлено в общем-то сопоставимыми (кроме проницаемости) геолого-физическими их параметрами.
анализ эффективности выполненных гидроразрывов
Проведение анализа осложнено тем, что ГРП в массовом порядке проводили
T.flTip
1» 1ZU llü 1W К К
го
К
----- HJ-ACU
■ га "O- L AC1J
/ni) '' ч 1 \ Jr^ 'île:
/ 1at _J r^—■ 4 # Г 1û\
ч •ц_ .Г f^/ п-т \ HL вЛ|
Vy" « И > si
W5
w
ы ¡003 ДО 2KB aw mai Xf* ива aip
Рис. 2. Динамика удельной массы закачанного проппанта (т/опер.)
Количество ГРП, опер.
В среднем:
<2,5 2,5-5 5-7,5 7,5-10 10- 12,5 12,5-15 15-20 20-25 25-30 >30
Удельная масса проппанта на 1 м эффективной толщины, т/м
Рис. 3. Распределение ГРП по удельной массе проппанта, т/м
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 9 сентябрь 2014
51
Таблица 7. Темпы падения дебитов скважин по нефти после ГРП
Таблица 6. Распределение скважин по удельной массе закачанного проппанта
Годы Количество тонн проппанта на 1 м толщины, т/м Всего ГРП, шт. То же в %
Менее 2,5 2,5-5 5-7,5 7,5-10 10-12,5 12,5-15 15-20 2—25 25-30 Более 30
2002 1 0 2 0 0 0 1 0 0 0 4 0,1
2003 6 15 22 19 5 13 4 3 1 3 91 3
2004 1 15 23 30 24 18 11 11 2 2 137 5
2005 8 13 44 92 54 14 2 1 0 2 230 8
2006 15 19 53 147 98 27 16 4 3 1 383 13
2007 12 11 39 121 167 88 23 10 5 2 478 16
2008 2 11 45 92 135 52 29 8 7 3 384 13
2009 4 30 188 214 72 30 16 3 4 2 563 19
2010 5 75 193 170 101 65 33 10 3 2 657 22
Всего 54 189 609 885 656 307 135 50 25 17 2927 100
То же в % 2 6 21 30 22 10 5 2 0,9 0,6 100
Нефтенасыщенная толщина, м Средний дебит нефти, т/сут. Темп падения, % Средний уд. Дебит нефти, (т/сут.)/м
За 1-й месяц Через полгода Через 1 год Цепной Базисный За 1-й месяц Через полгода Через 1 год
(по 1905 скв.) (по 1407 скв.) (по 1107 скв.) Через полгода Через 1 год (по 1905 скв.) (по 1407 скв.) (по 1107 скв.)
< 5 23,4 12,9 11,7 -45 -9 -50 6,3 3,30 3,0
20,7 519,5—41160-45 35,4 20,7 19,5 -41 -6 -45 4,5 2,60 2,4
10-15 4363 27,2 25,3 -37 -7 -42 3,5 2,20 2,0
15-20 51,7 31,1 29,1 -40 -6 -44 3,0 1,80 1,7
20-25 57,3 31,1 26,9 -46 -13 -53 2,6 1,40 1,2
25-30 60,6 39,6 34,3 -35 -13 -43 2,2 1,40 1,3
30-35 74,9 44,4 37,4 -41 -16 -50 2,3 1,40 1,2
35-40 94,5 52,2 43,7 -45 -16 -54 2,5 1,40 1,2
40-45 97,1 54,4 44,4 -44 -18 -54 2,3 1,30 1,1
45-50 93,5 51,0 42,1 -45 -17 -55 2,0 1,08 0,9
В среднем 51,3 31,1 28,2 -39 -9 -45 2,9 1,68 1,49
сразу после бурения. Вследствие этого практически по всему фонду отсутствуют базовые значения показателей работы скважин до интенсификации притоков. Тем не менее ориентировочная оценка прироста добычи нефти за счет ГРП выполнена как по каждой скважине, так и по месторождению в целом. С целью оценки базовых (т.е. без ГРП) дебитов были изучены результаты первичных испытаний разведочных скважин в пределах ЮЛТ. Для осреднения полученных при испытании результатов и соответствующих им геолого-физических и динамических характеристик использованы сведения более чем по 30 достоверным замерам. Установлено,
что базовые (начальные) дебиты нефти и жидкости составляют 10-12 т/сут. Для каждой эксплуатационной скважины, подвергнутой ГРП, базовые дебиты оценивались с учетом вскрытых в ней горизонтов и их геолого-физических параметров (||нн, Кпр, проводимость). Определив базовые (без ГРП), а также имея фактические (с ГРП) дебиты, можно оценить дополнительную добычу нефти, обеспеченную за счет технологии. В процессе анализа путем проведения специальных расчетов установлено, что за историю разработки (2002-2010 гг.) около 2/3 от всей накопленной добычи нефти по месторождению было обеспечено именно за счет массового примене-
ния ГРП (рис. 4). Это позволяет сделать вывод о том, что в условиях Приобского месторождения гидроразрыв низкопроницаемых пластов является не столько традиционным методом интенсификации работы скважин, сколько высокоэффективной технологией разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Плавное снижение доли нефти, полученной за счет ГРП, - до 60% в 2010 г. - обусловлено увеличением в структуре добывающего фонда доли скважин, имеющих весьма продолжительный период эксплуатации после проведения гидроразрывов и, как следствие, вполне закономерным снижением дополнительной добычи нефти по ним.
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
Рис. 4. Дополнительная добыча нефти, полученная за счет ГРП на Приобском месторождении (ЮЛТ)
Эффективность гидроразрывов и ее продолжительность по скважинам с заметно отличающимися геолого-физическими характеристиками различна. Тем не менее выраженной общей закономерностью для большинства скважин является высокий темп падения деби-тов нефти за первый период (полгода - год) после проведения гидроразрыва (табл. 7).
В ходе исследования установлено, что «усредненная» скважина за первые 6 месяцев эксплуатации после проведения ГРП теряла 39% от своего стартового дебита нефти, а за 12 месяцев потери достигали 45%. Если средний начальный дебит нефти всех скважин, обработанных ГРП, составлял 51 т/сут., то за полгода дебит снижался до 31 т/ сут., а за год - до 28 т/сут. В целом длительность эффекта от гидроразрывов, выраженная в кратности роста дебита жидкости (относительно его значения до проведения операции), достаточно велика. В условиях отсутствия начального периода работы скважин (без интенсификации) за базу принимались расчетные дебиты жидкости, полученные с учетом достоверных результатов испытаний разведочных скважин и конкретной проводимости горизонтов в каждой эксплуатационной скважине (по ГИС). Представленная на рисунке 5 динамика изменения кратности дебита демонстрирует более резкое падение дебита жидкости в течение первых 6-9 месяцев после проведения работ и замедление темпов снижения кратности дебита жидкости в последующие месяцы эксплуатации. Операции ГРП,выполненные по Центральному (основному) участку (ЮЛТ), характеризуются несколько более высокой кратностью роста дебитов жидкости - в первые 6 месяцев работы скважин после проведения гидроразрыва. Что касается длительности эффекта от выполненных работ, то здесь можно отметить следующее. По наиболее долго разрабатываемому Центральному участку продолжительность эффекта от выполненных ГРП превышает 5 лет, и полученный эффект продолжается. Дополнительная добыча нефти по Центральному участку за счет одной операции (попластового) ГРП оценивается на
уровне 16 тыс. т/опер. С учетом того что в каждой скважине фактически было выполнено по 3-5 и более попласто-вых ГРП, дополнительная добыча на 1 скважину в сумме от всех выполненных операций оценивается здесь на уровне 51 тыс. т/скв.
ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОВТОРНЫХ ГИДРОРАЗРЫВОВ (ГРП-2)
Во многих скважинах месторождения гидроразрывы были выполнены не по одному разу. Поскольку величина глинистого раздела между горизонтами АС10 и АС12 весьма значительна (от десятков до 200 м и более), то при вводе скважин в эксплуатацию ГРП выполнялся, как правило, на каждом из го-
ризонтов. В некоторых же скважинах были проведены повторные операции, эффективность которых также оказалась неплохой, но несколько ниже, чем по первичным операциям. Например, за 8 месяцев 2010 г. в 50 скважинах, введенных в эксплуатацию в период с 2002 по 2009 г., были выполнены повторные гидроразрывы. На рисунке 6 представлено сравнение эффективности выполненных в этих скважинах первичных и повторных ГРП, выраженной в кратности роста дебита жидкости. При этом в случае анализа эффекта от повторного ГРП за исходную базу принимался дебит жидкости по скважине непосредственно перед выполнением повторного гидроразрыва.
¡5ю 2 о о а
л
&
о
X I-(0 а
4,6 дТ 4,3 4,0 3,8 5,054t0-33 0,974)
4,3 Ж 3,3 3,0 2,8 2,8 26 <Р"! R2 =
3,5 3,1 9 R 2,5 2,3 2,3 2,2 2,2 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1
¿,0 2,5 2,4 ?3 2,3 2,3 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2
По Центральному участку А В цепом по ЮЛТ
Месяцы (после ГРП)
9 10 11 12 13 14 15 16 17
Рис. 5. Снижение кратности дебита жидкости (после ГРП) во времени
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 9 сентябрь 2014
53
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
i «
4
IE
J 25
J
1
is
4Б
Ш л>ги
Kp = J .est-
0'> (pj. 0.9MJ
zi 1) tl
1ТГЧ i 1 7 J.fl 1.9 1 * 1.1 17
tl tr * ж | 6 11 ■■*- — * U It * 1 ft 14 и u T
l.b KP ■=
г*л HJ.SMl'in П |RJ = 1
т 2 } S t т 1 t 4 4 1J
i rm,.
Рис. 6 Динамика кратности роста дебита жидкости после ГРП-1 и ГРП-2 по 50 скважинам, в которых в течение 8 месяцев 2010 г. выполнены повторные ГРП
л
&
0
1 со
I а о й
Ш Q.
0 И Q. СО С О-
И
1 ®
« ь я h о.
п ф
ш
2,5 2 1,5 1
0,5
Оптимальные значения [1]
cj- 2,514 nprap^f
Число проппанта
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
Рис. 7. Сравнение оптимальной и фактической безразмерных проводимостей трещин
Р
I 9)
4-? П
Б S о £
л &
I
ь ns а
Число проппанта (N.
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
Рис. 8. Зависимость кратности роста безразмерного коэффициента продуктивности от безразмерного числа проппанта по ЮЛТ Приобского месторождения
Более скромные (относительные) показатели увеличения дебита жидкости, а также более плавная динамика его снижения после повторных гидроразрывов вполне закономерны. Это свя-
зано с наличием в пласте остаточных трещин,созданных при первичных операциях, а также снижением пластовых давлений в залежах на дату проведения ГРП-2.
анализ дизаинов выполненных гидроразрывов
Высокая успешность ГРП является следствием детальной проработки дизайна работ. Для характеристики геометрии трещин обычно используют безразмерное «число проппанта» N [1], по сути, представляющее собой весовое отношение объема упакованной трещины к объему пласта в пределах зоны дренирования:
N =I 2f
prop x fd
[1],
(1)
где Ix2 - коэффициент проникновения (вскрытия);
Cfd - безразмерная проводимость трещины разрыва.
Для анализа соответствия фактических параметров геометрии трещин оптимальным значениям данные по проведенным ГРП были сгруппированы К.Е. Яниным по девяти интервалам числа проппанта - от 0,05 до 1. Далее для каждого числа проппанта (> 0,1), согласно алгоритмам [1], было рассчитано оптимальное значение безразмерной проводимости, с которыми и сравнивались фактические показатели (рис. 7).
Заметим, что при относительно низких значениях N наблюдается наи-
prop m
большее отклонение показателя С. от
fd
оптимальных значений. Пониженные значения безразмерной проводимости косвенно свидетельствуют о том,что созданные в пласте параметры (длина и ширина) трещин не являются оптимальными. Гидроразрывы с Nprop< 0,1, характеризующиеся в среднем трехкратным отклонением параметра
С, от оптимальной величины, можно
fd
рассматривать как операции, в результате которых в пласте образовались относительно узкие трещины гидроразрыва.
Среднее значение Nprop для всех ГРП, выполненных на ЮЛТ, составляет 0,22. Сопоставление расчетных и фактических показателей показало, что 60% выполненных ГРП характеризуется достижением безразмерного числа проппанта в интервале 0,1-0,3, а еще 15% - значениями 0,05-0,1. Следовательно, оптимальное значение параметра СМ(опт), отражающего соотношение
54
№ 9 сентябрь 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
Таблица 8. Оценка качества гидроразрывов, выполненных на ЮЛТ
Число проппанта, доли ед. Безразмерная проводимость разрыва Cfd, доли ед. Всего, опер. То же в %
(оптимальн.) Менее 0,2 0,2-0,4 0,4-0,6 0,6-0,8 0,8-1,0 1,0-1,3 1,3-1,6 1,6-2,0 Более 2
0,05-0,1 1,60 22 155 164 80 37 26 8 3 5 500 15
0,1-0,2 1,61 3 165 314 297 166 129 51 36 36 1197 37
0,2-0,3 1,64 14 102 190 126 110 89 50 51 732 23
0,3-0,4 1,68 16 49 79 87 56 40 50 377 12
0,4-0,5 1,74 4 14 13 61 37 30 31 190 6
0,5-0,6 1,80 2 2 21 27 22 18 92 2,8
0,6-0,7 1,87 1 1 1 6 15 27 23 74 2,3
0,7-0,8 1,95 1 3 17 19 40 1,2
Более 0,8 2,11 0 5 39 44 1,4
Всего 1,65 25 334 601 633 424 441 286 230 272 3246 100
То же в % 1 10 19 20 13 14 9 7 8 100
пропускной способности трещины ГРП и фильтрационной способности пласта, для большинства операций должно быть несколько выше «базового значения» - 1,6.
Качественная оценка ГРП, выполненных на ЮЛТ, основанная на соотношении безразмерной проводимости и числа проппанта, приведена в таблице 8. В этой таблице представлены расчетные значения СИ(опт) для операций ГРП с N >0,1. Максимальный
г ^ prop
коэффициент продуктивности Jd достигается при значениях безразмерной проводимости трещин Cfd, близких к оптимальным. Следовательно, сопоставляя фактическую безразмерную проводимость Cfd и СИ(опт), можно оценить то количество ГРП, которое в наибольшей степени соответствует требуемым критериям эффективности. В таблице 8 затонированы ячейки, в которых выполненные ГРП можно отнести к наиболее успешным. В общей сложности к группе высокоэффективных можно отнести около 50% выполненных гидроразрывов. Из работы [1] следует, что максимально возможный (для Nprop = 1) безразмерный коэффициент продуктивности составляет примерно 0,9; для неповрежденной вертикальной скважины - 0,12-0,14 (в зависимости от сетки разбуривания и принятого радиуса скважины). Таким образом, для псевдостационарного режима (относительно нулевого скина) имеется гипотетический максимум крат-
ности увеличения К , равный ~ 7 (т.е.
J прод г *
0,9, поделенное на 0,13). Более высокие кратности могут быть достигнуты на изначально поврежденных скважинах, где скин-фактор имеет значительную положительную величину. Поскольку в условиях ЮЛТ более чем в 99% случаев N < 1, то и потенциал кратности роста
prop ^ г г
Кпрод здесь оказывается значительно ниже 7.
В процессе анализа установлено, что в среднем по ЮЛТ значение безразмерной проводимости трещин (Cfd) оценивается на уровне единицы, Nprop - около 0,22, а величина безразмерного К - 0,52. Таким образом, в целом по
прод Г ' -1
ЮЛТ кратность роста безразмерного К составляет приблизительно 4, т.е.
прод
в четыре раза превышает значение в скважине с нулевым скин-фактором. Представленная на рисунке 8 зависимость построена К.Е. Яниным по расчетным данным более чем 3 тыс. по-пластовых операций ГРП, проведенных на ЮЛТ Приобского месторождения. Видно, что следствием более высоких значений чисел проппанта является и повышенная кратность роста К .
г г прод
В 70% скважин с выполненными гидроразрывами кратность роста безразмерного Кпрод равна 3-4,5 (рис. 9), а еще в 23% случаев - превышает 4,5. На Центральном участке структура распределения выполненных гидроразрывов по кратности роста К в целом
г г прод ^
подобна картине на всем Приобском
Количе ство ГРП, у IT. ............954............
29% 826 25%
.......545............
476 16% 16%
165 175
5 22 7% 5%
1-2 2-2,5 2,5-3 3-3,5 3,5-4 4-4,5 4,5-5 5-6 Кратность роста безразмерного коэффициента продуктивности
Рис. 9. Распределение числа ГРП, выполненных на ЮЛТ Приобского месторождения, по кратности роста безразмерного коэффициента продуктивности
Таблица 9. Распределение добывающих скважин ЮЛТ по энергетическим условиям эксплуатации
а) Параметры «Депрессия - пластовое давление»
Рп>, МПа Депрессия, МПа Всего, шт. То же в %
< 5 5-7 7-9 9-11 11-13 13-15 15-17 17-20 > 20
< 12 2 10 10 22 2
12-14 4 13 64 39 120 11
14-16 1 3 30 120 84 1 239 21
16-18 1 1 6 61 154 54 2 279 25
18-20 3 10 35 95 45 3 191 17
20-22 1 1 5 7 18 40 11 83 7
22-24 3 2 7 10 7 24 2 55 6
24-26 1 1 3 4 9 16 34 3
> 26 2 2 3 7 16 26 45 101 9
Всего 9 28 119 239 291 188 114 73 63 1124 100
То же в % 1 2 11 21 26 17 10 6 6 100
б) Параметры «Депрессия - забойное давление»
Р „ МПа заб' Депрессия, МПа Всего, шт. То же в %
< 5 5-7 7-9 9-11 11-13 13-15 15-17 17-20 > 20
< 2 1 3 1 5 0,4
2-3 8 5 12 13 1 5 44 4
3-4 1 16 40 67 39 32 18 12 225 20
4-5 6 35 67 113 61 25 14 24 345 31
5-6 8 27 50 52 39 16 5 14 211 19
6-7 1 6 20 43 30 12 2 5 4 123 11
7-8 3 2 6 12 7 7 5 8 50 4
8-10 1 3 9 10 9 8 8 19 2 69 6
> 10 4 2 6 9 8 10 12 1 52 5
Всего 9 28 119 239 291 188 114 73 63 1124 100
То же в % 1 2 11 21 26 17 10 6 6 100
в) Параметры «Депрессия - дебит жидкости»
Дебит жидкости, т/сут. Депрессия, МПа Всего, шт. То же в %
< 5 5-7 7-9 9-11 11-13 13-15 15-17 17-20 > 20
< 10 2 13 34 54 49 24 8 5 8 197 17,5
10-20 2 9 41 89 82 27 13 16 25 304 27
20-30 3 1 20 29 58 28 22 14 9 184 16
30-40 4 5 26 38 19 12 10 8 122 11
40-50 2 8 14 16 15 9 2 1 67 6
50-60 2 13 12 14 12 4 1 58 5
60-70 3 3 11 15 4 2 38 3
70-100 4 5 8 17 23 18 4 3 79 7
> 100 1 3 8 23 16 16 8 75 7
Всего 9 28 119 239 291 188 114 73 63 1124 100
То же в % 1 2 11 21 26 17 10 6 6 100
месторождении, а именно - более 90% В целом картина по реализованным на благоприятной. Имеющиеся средне-операций ГРП характеризуются вели- ЮЛТ дизайнам гидроразрыва пласта статистические отклонения фактиче-чиной кратности роста Кп о более 3. объективно представляется весьма ских параметров (ширина и полудлина)
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
созданных трещин от оптимальных значений, полученных с использованием палеток из работы [1], оцениваются как вполне умеренные.
анализ забойных давлений в добывающих скважинах
В результате детального анализа режимов эксплуатации скважин добывающего фонда Приобского месторождения, выполненного В.А. Шибановым (ООО «Проектное бюро «ТЭРМ»), установлено, что большинство из них после гидроразрыва работают при весьма высоких депрессиях с учетом среднего начального пластового давления 27 МПа. Распределение скважин по дебитам и энергетическим условиям эксплуатации приведено в таблице 9. Видно, что около 10% скважин имеет резерв по оптимизации за счет снижения Рзаб, а 4% скважин, наоборот, работают с очень низкими Рзаб (до 3 МПа). Фактическая эксплуатация скважин осуществляется при забойных давлениях от 0,8 (скв. № 13285) до 21 МПа (скв. № 15811), составляя в среднем 5,4 МПа. Эта величина на 2,9 МПа, или на 35%, ниже давления насыщения (8,3 МПа). Средние значения пластового давления в окрестностях добывающих скважин, депрессии на пласт, коэффициента продуктивности, дебита скважин по нефти и жидкости составили соответственно: 18 МПа и 12,6 МПа; 2,87 м3/сут^МПа; 24 т/сут. и 36,8 т/сут.
выводы
1. На особо низкопроницаемом объекте АС1012 Приобского месторождения (ЮЛТ) гидроразрывы пласта в сочетании с высокой депрессией являются ключевым условием эффективной разработки. Операции ГРП выполнены в 100% добывающих и нагнетательных скважин. Всего на середину 2011 г. выполнено более 3,3 тыс. попластовых операций гидроразрыва.
2. Из добытых за историю Приобского месторождения 40 млн т нефти за счет проведения массовых гидроразрывов извлечено 26,4 млн т (66%). Около 60% ГРП операций приходится на горизонт АС10, а 40% - на особо низкопроницаемый горизонт АС12.
3. Выполненные гидроразрывы относятся преимущественно к средне- и большеобъемным.Средняя масса проп-панта на 1 операцию - 94 т, в т.ч. по горизонту АС10 - 88 т, по АС12 - 103 т. Средний удельный расход проппанта, приходящийся на 1 м нефтенасыщенной толщины, - 8,7 т/м, в т.ч. по АС10 - 8,5 т/м, по АС12 - 9,1 т/м.
4. В среднем (за историю) значение показателя «пусковой» кратности роста дебита жидкости за счет ГРП относительно его расчетного (базового) значения составляет 4,3. За первые полгода после гидроразрыва эта кратность снижается до 2,6 (-40%), за первый год - до 2,2 (-49%).
5. Длительность эффекта от выполнен-
ных гидроразрывов для имеющихся крайне сложных геолого-физических условий достаточно продолжительна - 5 лет, и эффект продолжается.
6. Повторные операции ГРП-2, выполненные на добывающих скважинах, достаточно эффективны. Средняя «пусковая» кратность роста дебита жидкости по сравнению с его значением до проведения ГРП-2 равна 2.
7. Реализуемые на месторождении дизайн-проекты ГРП в целом соответствуют оптимальным критериям. Образующиеся в пластах трещины (при среднем числе проппанта - 0,22) обеспечивают среднее значение скин-фактора по всем выполненным операциям (-5,25). Среднее значение кратности роста безразмерного коэффициента продуктивности ~ 4.
8. Поддержание высоких депрессий в добывающих скважинах - важное условие эффективной разработки ЮЛТ. Среднее забойное давление по добывающим скважинам примерно на 35% ниже давления насыщения нефти газом.
9. За счет продолжения массового системного применения гидроразрывов пластов и создания низких забойных давлений в скважинах Приобское месторождение (ЮЛТ) имеет хорошие перспективы для поддержания весьма высоких уровней добычи нефти на последующий длительный период времени.
Литература:
1. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. - Москва-Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 2007. - 236 с.
UDC 622.245.542
M.A. Cherevko, Deputy General Director - Chief Geologist, Gazpromneft-Khantos LLC; K.Ye. Yanin, Deputy General Director, TERM Design Office LLC; A.N. Yanin, General Director, TERM Design Office LLC
Retrospective analysis of hydraulic seam fracturing system application at Priobskoe Field (South licensed area)
The article is aimed at summarizing results and determining main trends associated with application of large-scale hydraulic seam fracturing under conditions of unique Priobskoe Field (South licensed area). More than 3.3 thousand «per-seam» hydraulic fracturings were performed in this area over 2002-2012.
Keywords: oil saturation, seam structure, permeability and conductivity of reservoirs, hydraulic seam fracturing, proppant mass, basic flow rate, efficiency factor, design of hydraulic seam fracturing.
References:
1. Ekonomides M., Olini R., Valko P. Unifitsirivannyi dizain gidrorazryva plasta: ot teorii k praktike (Unified design of hydraulic seam fracturing: from theory to practice). - Moscow-Izhevsk: Computer Research Institute, 2007. - 236 p.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 9 сентябрь 2014
57
