CC BY
90
е
Территория деятельности территориально-производственного предприятия «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» расположена в северной части Ханты-Мансийского автономного округа. В настоящее время в разработке находятся 13 нефтяных месторождений. Из них два месторождения (Тевлинско-Русскинское и Ватьеганское) относятся к классу крупнейших. Месторождения характеризуются сложным геологическим строением, значительная часть остаточных запасов сосредоточена в низкопродуктивных прерывистых коллекторах.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГРП
НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КОГАЛЫМСКОГО РЕГИОНА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
А.Н. ШАБАНОВ начальник отдела мониторинга разработки г. Когалым
ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»
Первый ГРП в Когалымском регионе проведен на Повховском месторождении в 1989 году. К настоящему времени на месторождениях предприятия выполнено более 4 тыс. операций ГРП. Мероприятием охвачены все месторождения. Дополнительная добыча в прошедшем году с учетом ранее выполненных гидроразрывов составила 8,5 млн. т, что составляет четверть от всей добычи предприятия.
Масштабное применение гидроразрыва пласта свидетельствует, что этот метод признан как неотъемлемый и обязательный элемент разработки месторождений. В значительной мере роль ГРП определяется тем, что он может рассматриваться в качестве инструмента регулирования процесса разработки, эффективного способа управления выработкой запасов (рис.1).
Примером повышения эффективности использования запасов является вовлечение в активную разработку трудно-извлекаемых запасов юрских залежей. В 80-90-е годы эксплуатация этих залежей была нерентабельной из-за очень слабого притока после освоения из бурения. Системное применение метода и проведение большеобъемных ГРП позволили в последние годы стимулировать объемы эксплуатационного бурения на месторождениях и осуществлять
эффективную разработку юрских объектов. В 2006 году 30% объема всех мероприятий по ГРП приходится на эти объекты.
Историю эволюции области применения ГРП и технологии его проведения на месторождениях предприятия можно условно разделить на 4 этапа (рис.2).
Первый этап включает опытно-промышленные работы по освоению технологии ГРП (1989-1992 гг.) и начало его применения в промышленных масштабах на продуктивных объектах Кога-лымского региона. В этот период предприятие активно искало и выбирало подрядчика, способного проводить ГРП в условиях Крайнего Севера. Подрядная организация ООО «КАТКОнефть» сумела организовать массовые работы по проведению ГРП и подобрала оптимальную технологию его проведения.
Опытно-промышленные работы показали высокую эффективность гидроразрыва на Повховском месторождении. После проведения мероприятия приток в скважине увеличивается в 6 и более раз. Широкое распространение получил традиционный локальный ГРП с созданием трещин полудлиной всего 10-20 м. (рис.3). Основная задача ГРП этого периода - восстановление естественной продуктивности пласта, ухудшенной в процессе бурения и эксплуатации скважин. ►
Рис.1 Пример увеличения добычи на месторождении после масштабного проведения ГРП Fig. 1 Example of increased production in an oil field after full scale application of the hydraulic fracturing
IMPROVING THE FORMATION HYDRAULIC FRACTURING TECHNOLOGY IN THE OIL FIELDS OF THE KOGALYM REGION IN WESTERN SIBERIA
A.N. SHABANOV Chief of the Development Monitoring Department, «Ko-galymneftegas» Territorial Production Enterprise, LLC «LUKOIL-Western Siberia» City of Kogalym
The operational area of the «Kogalymneftegas» Territorial Production Enterprise, LLC «LUKOIL - Western Siberia», is located in the Northern part of Khanty-Mansi Autonomous Territory. At the present time 13 oil fields are being developed. Out of those, two oil fields, i.e. «Russkinskoe» and «Vatiegansk-oe» oil fields are referred to the class of major ones. Characteristic of these oil fields is the complicated geological structure, with most of the immovable oil reserves concentrated in the low productivity intermittent reservoirs.
The first Formation Hydraulic Fracturing to be carried out in the Kogalym Region was in the Povkhovskoe Oil Field in 1989. By the present time more than 4 thousand Formation Hydraulic Fracturing operations have been performed in the Enterprise's oil fields. Additional production last year, inclusive of the earlier performed formation hydraulic fracturing, amounted to 8.5 million tons which is a quarter of all the Enterprise's production.
The large scale use of the formation hydraulic fracturing is indicative of the fact that this method has been recognized to be an integral part and a mandatory element of oil field development. To a great extent, the role of the formation hydraulic fracturing is determined by the fact that it can be considered to be a tool which regulates the process of development, an effective method of controlling the production of reserves (Fig. 1).
The history of the evolution of the formation hydraulic fracturing application and the technology of its performance in the Enterprise's oil fields can be arbitrarily divided into 4 phases (Fig. 2). The first phase involves experimental and industrial work aimed at launching the formation hydraulic fracturing technology into use (1989-1992) and commencement of its industrial scale application to productive projects of the Kogalym region. During this period the Enterprise had been active in searching for and selecting a contractor who would be capable of carrying out formation hydraulic fracturing under the conditions of the Far North. OOO «KATKOneft», a contractor organization, succeeded in organizing massive work to carry out formation hydraulic fracturing and in selecting the optimum technology of performing it.
The experimental and industrial work proved the high efficiency of formation hydraulic fracturing in the Povkhovsky oil field. After the operation the well stream increased 6 and more times. The conventional local formation hydraulic fracturing has become widely common involving creation of fractures with a half spacing of only 10-20 m (Fig. 3). The principal task of the formation hydraulic fracturing during this period was to restore the natural productivity of the formation which had deteriorated during the drilling process and well operation.
The high efficiency of the operation during this period was ensured by relatively high productivity of the reservoirs and low degree of reserves recovery. The well stock structure enabled acceptable candidates to be selected
Ф
ЭКСПОЗИЦИЯ 5/Н (73) октябрь 2008 г.
for the operation. In the years of the first phase, 269 operations with an average efficiency of 14 tons per day were successfully carried out. Under the conditions of deteriorating stock structure, increasing percentage of the reserves concentrated in the medium and low penetration reservoirs, it became necessary to use the formation hydraulic fracturing to involve medium and low productivity projects into development. The conventional technology used in the lower productivity reserves did not produce acceptable results. It was required to change the technology of carrying out the formation hydraulic fracturing in favor of obtaining more extensive fractures and reducing the growing height of the fractures. The refinement of the formation hydraulic fracturing technology with such a focus began in 1996. The second phase of the formation hydraulic fracturing was the performance of conventional formation hydraulic fracturing for the purpose of restoring the productivity and the refinement of the process for involving medium and low productivity projects into development. In the years of the second phase a total of 738 formation hydraulic fracturing operations were carried out.
Massively conducted formation hydraulic fracturing operations in the areas with high density of oil reserves, exercise a noticeable influence on the development process. A typical example, illustrating the successful use of the technology during this period, was the large scale application of the formation hydraulic fracturing for the principal development project BV8 in the Povkhovskoe oil field.
The sedimentary complex of the BV8 in the Povkhovskoe oil field constitutes a kind of a mega lens. Within it, 8 clinoform entities have been identified. The existence of several clinoform entities, which took shape under the conditions of different hydrodynamic activity, causes filtration and capacity properties in the cross section as well as the fluid filtration speeds to be different, resulting in a different degree of recovery for each of the heterogeneity elements. In 1987, after completion of production drilling, recovery rates started rapidly to slow down due to depletion of the high productivity part of the reserves. Full scale use of the formation hydraulic fracturing enabled a drop in oil yield in the oil field to be stopped and recovery rates of medium and low productivity reserves to be accelerated. The well stock for the formation hydraulic fracturing with "contaminated" bottom-hole area was rapidly dwindling. Compliance with more stringent requirements to initial opening of productive formations, introduction of new types of perforators with deeply penetrating charges and the use of comprehensive acid treatments virtually ruled out the use of the formation hydraulic fracturing for restoration of the formation's natural productivity in the wells, commissioned from drilling.
And in 2001 formation hydraulic fracturing got underway using improved technology which made it possible to create highly conductive fractures with a half-spacing of 30-50 m on an industrial scale in low productivity projects. In order to increase conductivity, coarser fractions of propping agent were introduced with the concentration of pumped in propping agent significantly increasing and reaching 1000-1200 kg/cubic m. The implementation of the improved technology allowed the application of formation hydraulic fracturing in the Enterprise's oil fields to be extended. The method allowed the formations with low filtration and capacity properties and high intermitte-ncy of reserves to be drawn into active development. A case in point was the use of formation hydraulic fracturing in BS10-3 and BS11 projects in the Tevlinsko-Russ-kinskoe oil fields.
The formations are typified by unfavorable natural field and geological characteristics: thin-walled section, high intermittency and zone heterogeneity, existence of a high proportion of low permeability clay reservoirs in plan and in cross section. The formation's reserves are concentrated in the reservoirs with the permeability between 3 and 30 mD. Performing hydraulic fracturing on the formation helped increase the oil yield and improve the conditions of reserves production. Base production in 2006 was exceeded 2.3 times for BS10-3 project and 5 times for BS11 project.
The experience in carrying out formation hydraulic fracturing in the Enterprise's oil fields has shown that this method not only intensifies production but it also increases the oil recovery of a formation. The increased oil recovery by means of formation hydraulic fracturing is accounted for by greater displacement coverage of the section and area in an operational project. A hydraulically broken fracture, approximately a hundred meters long,
Внедрение усовершенствованной технологии позволило расширить область применения ГРП на месторождениях предприятия. Метод позволил вовлечь в активную разработку пласты с низкими фильтрационноемкостными свойствами и высокой прерывистостью коллекторов
Высокая эффективность мероприятия в этот период обеспечивалась относительно высокой продуктивностью коллекторов и низкой степенью выработки запасов. Структура фонда позволяла подбирать для мероприятия приемлемых кандидатов. Всего за годы первого этапа удалось провести 269 мероприятий со средней эффективностью 14 т/сут.
В условиях ухудшения структуры запасов, увеличения доли запасов, сосредоточенных в коллекторах средней и низкой проницаемости, появилась необходимость использования ГРП для вовлечения в разработку средне- и низкопродуктивных объектов.Традиционная технология на коллекторах более низкой продуктивности приемлемых результатов не давала. Требовалось изменение технологии проведения гидроразрывов в сторону получения трещин большей протяженности и снижения роста высоты трещин.
Отработка технологии ГРП в этом направлении началась с 1996 г. Второй этап ГРП - проведение традиционного ГРП для восстановления продуктивности и отработка технологии вовлечения в разработку средне- и низкопродуктивных объектов. Всего за годы второго этапа проведено 738 гидроразрывов.
Массовое проведение ГРП на участках с высокой плотностью запасов нефти оказывает заметное влияние на процесс разработки. Характерным примером успешного применения технологии этого периода является широкомасштабное применение ГРП на основном объекте разработки БВ8 Повховского месторождения.
Осадочный комплекс БВ8 представляет собой своего рода мегалинзу. В ее составе выделено 8 клиноформ-ных тел. Наличие нескольких клино-формных тел, формировавшихся в условиях различной гидродинамической активности, обуславливает и различие фильтрационно-емкостных свойств по разрезу и скоростей фильтрации флюидов и, соответственно, различие в степени выработки каждого из элементов неоднородности.
В 1987 году после завершения эксплуатационного бурения началось быстрое снижение темпов отбора, обусловленное выработкой высокопродуктивной части запасов. Масштабное применение ГРП позволило остановить падение добычи нефти на месторождении и увеличить темпы выработки средне- и низкопродуктивных запасов.
Фонд скважин для ГРП с «загрязненной» призабойной зоной быстро сокращался. Выполнение повышенных требований к первичному вскрытию продуктивных пластов, внедрение новых типов перфораторов с глубокопроникающими зарядами и применение комплексных кислотных обработок практически исключило использование ГРП для восстановления естественной продуктивности пласта на скважинах, введенных из бурения.
С 2001 г. начато проведение гидроразрывов по усовершенствованной технологии с возможностью создания высокопроводя-щих трещин полудлиной 30-50 м на низкопродуктивных объектах. Для увеличения проводимости были внедрены более ►
800 700
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
600 500 400 300 200 100 0
Рис.2 Историю эволюции области применения ГРП можно условно разделить на 4 этапа Fig. 2 The history of the evolution of the hydraulic fracturing application can be arbitrarily divided into 4 stages
крупные фракции проппанта, концентрация закачиваемого проппанта значительно выросла - до 1000-1200 кг/м3.
Внедрение усовершенствованной технологии позволило расширить область применения ГРП на месторождениях предприятия. Метод позволил вовлечь в активную разработку пласты с низкими фильтрационноемкостными свойствами и высокой прерывистостью коллекторов.
Опыт проведения ГРП на месторождениях предприятия показал, что этот метод не только интенсифицирует добычу, но и увеличивает нефтеизвлече-ние пластов. Увеличение нефтеотдачи за счет ГРП объясняется повышением охвата вытеснением по разрезу и площади эксплуатационного объекта. Трещина гидроразрыва длиной порядка сотни метров, расширяя зону дренирования скважин, настолько влияет на пласт, что это сопоставимо с уплотнением сетки скважин. Еще один механизм, способствующий повышению нефтеотдачи, состоит в возможном подключении трещиной к дренированию немобильных запасов нефти (застойные зоны, линзовидные структуры). Широкомасштабное использование метода ГРП позволило увеличить извлекаемые запасы, например, на Повховском месторождении на 42 млн. т (по результатам последнего пересчета запасов, 2005 г.).
Всего за третий период проведено 1036 гидроразрывов со средней эффективностью 15 т/сут. Основная задача ГРП этого периода - увеличение условий выработки прерывистых низкопродуктивных коллекторов, увеличение нефтеотдачи пластов.
Четвертый этап начинается с 2004 года и характеризуется началом системного проведения ГРП на добывающем и
нагнетательном фонде, необходимость которого была вызвана снижением эффективности гидроразрывов добывающих скважин за счет ухудшения энергетики пласта в зоне дренирования. Для обеспечения высоких темпов отбора продукции необходимы сопутствующие мероприятия по поддержанию пластового давления, направленные как на увеличение приемистости, так и установление гидродинамической связи добывающих и нагнетательных скважин.
Зачастую добиться необходимой приемистости нагнетательных скважин традиционными «кислотными» обработками и увеличением давления нагнетания не удается. Восстановить связь и поддержать пластовое давление возможно только проведением большеобъемного ГРП на нагнетательном фонде с созданием широких и протяженных трещин.
Для увеличения объема трещины существует только один метод - увеличение объема проппанта, закрепляющего трещину. В настоящее время проводятся мероприятия с полудлиной трещины 100 и более метров, при этом увеличение среднего расхода проппанта составило с 9.2 тонн на ГРП в 2000 году до 42 тонн в 2006 году (рис.4).
Для плотной упаковки и высокой проводимости увеличена концентрация закачиваемого проппанта до максимальных 1700 кг/м3, внедрены закачки крупных высокопрочных фракций проппанта 10/14, что, с одной стороны, ужесточило требования к качеству перфорационных каналов и подготовке скважин к мероприятию. А с другой стороны, эта технология позволяет достичь высоких результатов, сопоставимых с ранним периодом, когда ГРП проводился на коллекторах более высокой продуктивности и низкой степени выработки запасов. ►
Рис. 3 Дизайн полукрыла трещины ГРП на первом этапе эволюции ГРП
Fig. 3 Design of the fracture half wing created by the hydraulic fracturing at the first stage of the evolution
while expanding the well drainage area, has such an Impact on the formation that this is comparable to down-spacing. Another mechanism, facilitating increased oil recovery, consists in connecting the fracture to the drainage of immovable oil reserves (stagnant areas, lens like structures).
During the third period, a total of 1036 hydraulic fracturing operations with an average efficiency of 15 tons per day, were carried out. The principal aim of the hydraulic fracturing during this period was to increase the conditions for production of intermittent low productivity reservoirs, to increase oil recovery of the formation.
The fourth phase began in 2004 and marked the beginning of systematic hydraulic fracturing of formations in the output well stock and injection well stock which was necessitated by reduced efficiency of hydraulic fracturing on output wells as a result of deteriorated energy of the formation in the drainage zone. To ensure high rates of product extraction, support measures are necessary to maintain formation pressure, aimed at both increasing intake rate and establishing a hydrodynamic connection between output and injection wells. It is not often possible to achieve required intake rate on the injection wells by means of conventional «acid» treatments and by increasing the injection pressure. To restore the connection and to maintain the formation pressure is only possible by carrying out high volume hydraulic fracturing of formations on the injection well stock and creating wide and long fractures. There is only one method of increasing the volume of the fracture, which is to increase the volume of propping agent that fortifies the fracture. Operations are currently carried out with fracture half-spacing of 100 and more meters while an increase in average use of propping agent amounted to between 9.2 tons for hydraulic fracturing in 2000 and 42 tons in 2006 (Fig. 4). For closer compaction and high conductivity, the concentration of the injected propping agent was increased to the maximum level of 1700 kg/cubic m, injections of large high strength fractions of propping agent 10/14 were introduced which, on the one hand, tightened up the perforation tunnel quality requirements and the quality requirements to the preparation of the wells for the operation. On the other hand, this technology allows better results to be achieved, comparable to the earlier period when hydraulic fracturing of the formations was carried out on the reservoirs with higher productivity and lower degree of reserves depletion.
These special features of hydraulic fracturing also allow it to be considered as a method of profitably developing low permeability reservoirs and as a tool for controlling production of commercial reserves and drawing non-commercial reserves into development.
We can refer to the results of the work on the wells of the Tevlinskoe-Russkinskoe oil fields as an example of successful hydraulic fracturing in the projects with extremely low reservoir properties. Thus, for instance, in well No.8124 after hydraulic fracturing, an oil influx was obtained from the interval which had not been even identified as a reservoir. Evidence of obtaining, after hydraulic fracturing, industrial oil influxes from sub-standard formations also leads one to believe that there is potential to be tapped in order to increase oil reserves. Production of the reserves in the high output intervals and increasingly water cut product in the wells made it necessary to expand the use of selective hydraulic fracturing. The hydraulic fracturing technology as combined with water insulation in the Enterprise's oil fields has been in quite wide use since 2003. In 2006 165 such hydraulic fracturing operations were performed.
First of all, limitations are imposed on the height of the fracture which is not allowed to involve water saturated intervals, cut off from the productive interval by low capacity or low strength partition barriers. While in heavily disjointed, low permeability formations, it is required that a fairly wide fracture should be created to ensure that it remains conductive for a long time. The sizes and the conductive properties of the fractures produced by hydraulic fracturing of formations are controlled by selecting appropriate technologies among which one should mention various screen setting technologies of the hydraulic fracturing process, the use of fracturing fluids of ClearFrac type. More complicated methods relating to organization of mechanical obstacles to fracture growth in terms of height are aimed at creating artificial barriers, in addition to natural ones, at the bottom of the productive interval. The technology is relevant to low permeability formations with bottom water.
In the method of multi-stage hydraulic fracturing of the formations, a well is treated in two or more stages.
Ф
ЭКСПОЗИЦИЯ 5/Н (73) октябрь 2008 г.
During the first stage the hydraulic fracturing is carried out at a low feed rate of low viscosity fluid. Then at the second stage, the hydraulic fracturing proper takes place during which the downward development of the fracture is impeded by the close compaction of propping agent created at the previous stage.
Referred to the screen setting technologies is also the preliminary (prior to hydraulic fracturing of the formation) driving into the formation of clay or polymer compositions. After driving 40-80 cubic m, there is a delay followed by hydraulic fracturing. The process with preliminary injection of clay solution is widely used on water cut projects of the «Kogalymneftegas» Territorial Production Enterprise.
In the wells, after performing selective hydraulic fracturing, in the case of successful squeeze cementing work, the water cut content is normally reduced. The effect is more significant for intermittent reservoirs. Thanks to this technology, one can also carry out effective hydraulic fracturing on the wells with water cut content of more than 90%. By injecting a flow diverting screen and hydraulic fracturing, one succeeds in changing the influx profile significantly and in reducing the water cut content of the product.
The Enterprise is in constant quest of new technologies for testing out on projects with insignificant clay bridge barriers between the productive and water saturated formations. The standard technologies lead to the bursting of bridge barriers and the flooding of the wells. This year, for the purpose of preventing the fracture created by hydraulic fracturing from growing in terms of height, a process involving the use of high viscosity non-polymer fluid Clear Frac in well No.3051 of the Vatyegansky oil field was tested. A fracture formed which could not have been created using the conventional hydraulic fracturing technology.
Another example illustrating increased efficiency in the use of reserves is the drawing into active development of the dfficult-to-extract Jurassic deposits whose production in the 1980s and 1990s was unprofitable due to a very weak oil influx or its total lack. Systematic application of the method and performance of large volume treatments have, in recent years, allowed a large amount of production drilling in the oil fields to be encouraged and Jurassic projects to be effectively developed. In 2006, 30% of the total volume of all the hydraulic fracturing operations was accounted for by such projects. A total of 1814 hydraulic fracturing operations with an average efficiency of 13 tons per day were carried out during the years of the fourth stage. The aim of the hydraulic fracturing of the fourth stage is to increase the oil yield of the formations in the oil fields which are at a later phase of development, both by involving into development poorly drained zones and intervals in the projects with a high degree of reserves depletion and involving into development low permeability, heavily disjointed projects. Despite the fact the structure of reserves, the well stock and the projects for conducting the hydraulic fracturing were changed for the worse every year, the efficiency of the methods has remained high for 17 years due to an ongoing search of and securing new process solutions and technologies, maximum adaptation to the mining and geological conditions of the productive projects (Fig. 5).
An graphic example of this is the Povkhovkoe oil field. By now practically all the stock of output wells of the principal development project (BV8) has become evenly covered by the hydraulic fracturing. Ongoing improvement of the hydraulic fracturing technology, both with consideration given to actual data and developments for use going forward, allows volumes of hydraulic fracturing application to be increased, including on the stock of wells which were previously considered to lack any prospects. A total of 1703 wells/operations were carried out. In 2006 already, out of 206 hydraulic fracturing operations, 40% was carried out repeatedly and 3% - for a third time. In 2007 the percentage of repeated hydraulic fracturing operations amounted to more than 50%. Full scale use of the hydraulic fracturing method has allowed oil production to be stabilized during 10 years and extraction of reserves in the Povkhovskoe oil field to be increased by 42 million tons (according to the last count of reserves, 2005).
Conclusions:
The solution to the complex and important problem of developing hydrocarbons in low permeability reservoirs is a full scale use of formation hydraulic fracturing. The hydraulic fracturing of formations is one of the most effective and common methods of developing and producing the reserves from low productivity reservoirs.
Выработка запасов высокопродуктивных интервалов и увеличение обводненности продукции скважин определили необходимость увеличения применения селективных ГРП. Технология ГРП в сочетании с водоизоляцией на месторождениях предприятия достаточно широко используется, начиная с 2003 г В 2006 году было выполнено 165 таких гидроразрывов.
При проведении селективных ГРП налагаются ограничения на высоту трещины, которая не должна захватывать водона-сыщенные интервалы, отделенные от продуктивного интервала маломощными или слабо прочными перемычками-барьерами. А в сильно расчлененных, слабопроницаемых пластах требуется создать достаточно широкую трещину, чтобы обеспечить длительное сохранение ее проводимости.
Управление размерами и проводящими свойствами трещин ГРП осуществляется путем подборки соответствующих технологий, среди которых следует выделить различные экраноустанавливающие технологии ГРП, применение жидкостей разрыва типа С!вагРгас
К экраноустанавливающим технологиям относится также предварительная (до ГРП) продавка в пласт глинистых или полимерных композиций. После продав-ки 40-80м3 производится выдержка, затем выполняется ГРП. Технология с предварительной закачкой глинистого раствора широко применяется на обводненных объектах ТПП «Когалымнефтегаз».
На скважинах после проведения селективного ГРП обводненность, как правило, снижается. Эффект наиболее значителен для прерывистых коллекторов. Благодаря данной технологии удается проводить эффективные ГРП и на скважинах с обводненностью более 90%.
Предприятие постоянно проводит поиск новых технологий и их опробование на объектах с незначительными глинистыми перемычками между продуктивным и во-донасыщенными пластами. Стандартные технологии приводят к прорыву перемычек и обводнению скважины. В 2007 году для предотвращения роста трещины ГРП в высоту опробована технология с применением высоковязкой неполимерной жидкости Clear Frac на скважине №3051 Ватьеган-ского месторождения. Создана трещина, которую невозможно выполнить применением обычной технологии ГРП.
Всего за годы четвертого этапа проведено 1814 гидроразрывов со средней эффективностью 13 т/сут. Задача ГРП четвертого этапа - увеличение нефтеотдачи пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, как за счет вовлечения в разработку слабодренируе-мых зон и интервалов в объектах с высокой степенью выработки запасов, так и вовлечение в разработку низкопроницаемых, сильнорасчлененных объектов.
Несмотря на то что структура запасов, фонд скважин и объекты проведения ГРП ежегодно менялись в сторону ухудшения, ►
Рис. 4 Дизайн полукрыла трещины ГРП на четвёртом этапе эволюции ГРП
Fig. 4 Design of the fracture half wing created by the hydraulic fracturing at the fourth stage of the evolution
эффективность метода на протяжении 17 лет остается высокой за счет постоянного поиска и привлечения новых технологических решений и технологий, максимальной адаптации к горно-геологическим условиям продуктивных объектов (рис.5).
ВЫВОДЫ:
Решением сложной и важной задачи разработки углеводородов в низкопроницаемых коллекторах является широкомасштабное проведение ГРП.
ГРП является одним из наиболее эффективных и широко распространенных методов разработки и выработки запасов из низкопродуктивных коллекторов.
Основой успешного применения ГРП в масштабных объемах является привлечение новых технологических решений и технологий, максимальная адаптация к горно-геологическим условиям продуктивных объектов.
На месторождениях предприятия в ближайшие годы ГРП останется ведущим мероприятием повышения нефтеотдачи пластов. Разработка многих залежей и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в ТПП «Когалымнефтегаз» не рентабельна без мероприятий по проведению ГРП.
Совершенствование технологии показывает успешное применение метода и на поздних стадиях разработки с высокой обводненностью продукции скважин. Основная часть вводимых из бурения скважин будет продолжаться с применением ГРП,
поэтому значимость мероприятия будет только повышаться.
Совершенствование технологии ГРП в ближайшем будущем предполагается по следующим направлениям:
• увеличение проводимости трещины, качественное закрепление трещины, уменьшение роста трещины в высоту;
• переход на новые типы гелей, обеспечивающих максимальную остаточную проводимость и «чистоту» трещины;
• совершенствование технологий селективного ГРП на высокообводненных скважинах;
• масштабное применение новых технологий ГРП на вводимых запасах из бурения с крайне низкими коллекторскими свойствами.
Таким образом, совершенствование разработки с применением ГРП позволяет продлить рентабельную разработку залежей нефти с истощенными запасами и эффективно вводить в разработку новые месторождения и запасы, считавшиеся раннее некондиционными. В начальный период проведения ГРП на средне- и высокопроницаемых коллекторах метод применялся исключительно для интенсификации притока. В последние годы после перехода на глубокопроникающие технологии ГРП на трудноизвлекаемых запасах метод становится прогрессивной технологией нефтеотдачи пластов и играет существенную роль в управлении процессами разработки месторождений. ■
The basis for successful application of formation hydraulic fractu ring in full scale volumes is resorting to new technological solutions and processes, maximum adaptation to mining and geological conditions of the productive projects.
In the Enterprise's oil fields in the next few years the hydraulic fracturing of formations will continue to be a leading operation that ensures increased oil recovery from the formations. Development of many deposits and oil fields with low permeability reservoirs is not profitable at the «Kogalymneftegas» Territorial Production Enterprise without conducting hydraulic fracturing operations.
Improved technology exhibits successful application of the method also at subsequent stages of development with high water cut content of the well product. Most of the wells commissioned from drilling will be continued with the use of hydraulic fracturing, therefore the importance of the operation will only be further increased.
In the near future the technology of hydraulic fracturing is expected to be improved along the following lines:
• increasing the conductivity of the fracture, high quality strengthening of the fracture, reducing the fracture growth in terms of height,
• transitioning to new types of gels ensuring maximum residual conductivity and the fracture «cleanliness».,
• full scale use of new technologies of hydraulic fracturing on the reserves commissioned from drilling with extremely low reservoir properties.
Therefore, improvement of development with the use of hydraulic fracturing makes it possible to extend the profitable development of oil deposits with exhausted reserves and effectively introduce into development new oil fields and reserves which had previously been considered to be sub-standard. During the initial period of hydraulic fracturing on medium and high permeability reservoirs the method was exceptionally used to intensify the oil influx. In recent years, after transfer to deeply penetrating technologies of hydraulic fracturing on difficult-to- extract reserves, the method has become an advanced technology of oil recovery from formations and has been playing a prominent role in controlling the processes of oil field development.
Рис.5 Совершенствование технологии ГРП позволяет получить сопоставимые результаты на скважинах с гораздо худшими коллекторскими свойствами
Fig. 5 Improvement of the hydraulic fracturing technology allows comparable results to be obtained on the wells with considerably worse reservoir properties
