Анализ эффективности ГРП на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

Направление трещины разрыва.

Трещина разрыва может быть сориентирована в горизонтальном или вертикальном направлении. Тип разрыва, который  может произойти в конкретных условиях, зависит от напряжения в  пласте. Разрыв происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению.

Вертикальный разрыв.

В большинстве скважин происходят вертикальные разрывы. Трещина разрыва  образует два крыла, ориентированные  под углом 180° друг к другу.

Горизонтальный разрыв

Горизонтальный разрыв происходит в скважине, если горизонтальное напряжение больше, чем вертикальные напряжения.

Критерии  выбора скважин

Критерии выбора скважин были определены исходя из особенностей строения Самотлорского  месторождения и схемы его  разработки.

1. Для проведения ГРП предпочтительны  слабопроницаемые, сцементированные  крепкие породы.

2. Лучшие результаты ГРП наблюдаются  в скважинах с высоким пластовым  давлением, меньшей степенью дренированности,  более высокой остаточной нефтенасыщенностью. Обводненность скважины не должна  превышать 75%.

3. Не рекомендуется проводить  ГРП в добывающих скважинах,  расположенных вблизи очагов  нагнетания, водонефтяного (газонефтяного)  контуров. Расстояние до ближайшей  нагнетательной скважины должно  быть не менее 100 м.

4. Предпочтительная толщина продуктивной  части пласта, подвергаемая разрыву,  составляет 2-15м.

5. В скважинах, вскрывших многопластовые  залежи или пласты толщиной  более 15 м, проводят многократные  или поинтервальные ГРП.

6. ГРП не рекомендуется осуществлять  в технически неисправных колоннах, при недостаточной высоте подъема  цемента или плохом состоянии  цементного кольца за колонной. Состояние цемента должно быть хорошим выше и ниже 10 м от перфорации.

7. Считается, что разрыв пласта  в скважинах с открытым забоем  менее благоприятен, чем в обсаженных  и перфорированных скважинах.

8.Окупаемость затрат на проведение  ГРП.

Критерии выбора скважин пересматриваются ежегодно.

В настоящее время на предприятиях Западной Сибири скважины для проведения выбирают по следующим основным критериям.

- дебит по жидкости – до 10м3/сут.

- Перфорированная толщина не  менее 3 м.

- Обводненность не менее 30%

- Остаточные извлекаемые запасы  – не менее 70% от начальных.

Кроме того, при выборе скважин  для ГРП оценивается строение пласта, анализируется текущее геолого-промысловые  условия на участке, учитывается  работа окружающих нагнетательных и  добывающих скважин.

3.2 Анализ эффективности ГРП на объекте АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения

Теория гидравлического разрыва  развивалась на протяжении ряда лет. Совершенствование технологии и  оборудования, создание новых химических компонентов, проведенные в период после первого воздействия, выполненного в 1947 году, к настоящему времени превратили гидроразрыв пласта (ГРП) в операцию с надежно предсказуемым результатом. Нет сомнений, что дальнейшее развитие техники и новые исследования приведут к новым достижениям  в этой области.

Гидравлический разрыв играет основную роль в увеличении нефтяных запасов  и ежедневной добыче. Процесс ГРП  впервые был осуществлен в  нефтяной промышленности в 1947 году на газовом месторождении “Хуготон”  на скважине “Келпер 1”, расположенной  в графстве “Грант” в Канаде. Скважина имела четыре продуктивных известняковых газовых пласта от 715 до 790 м. Забойное давление равнялось  примерно 2.9 Мпа.

К 1981 году, было проведено более  чем 800,000 обработок. А к 1988 году это  число превысило 1 миллион. Около 30-40% всех направленно пробуренных скважин  обработаны ГРП (в Северной Америке), и около 25-30% от общего объема запасов  США сделали экономически рентабельными  с помощью этого процесса.

 

Технология ГРП  широко применяется при разработке низкопродуктивных объектов на многих месторождениях Западной Сибири. Гидроразрыв  пласта является одним из самых эффективных  средств по увеличению продуктивности скважин. Суть технологии состоит в  создании искуственной трещины (системы  трещин) путем закачки под высоким  давлением жидкости. Для предотвращения смыкания трещины производится закачка  проппанта.

Интенсификация  притока в скважинах с применением  технологии ГРП проводилась практически  на всех объектах разработки Самотлорского  месторождения. Всего в период 2007-2011 гг. в пределах лицензионного участка на Самотлорском месторождении (без учета мероприятий по ГРП при освоении скважин после бурения и зарезок боковых стволов) проведено 742 скважино-операции.

Основным критерием  успешности проведения ГТМ в данной работе принято считать отбор  количества нефти, необходимого для  окупаемости мероприятия. Таким  образом, если скважина работает с такими показателями эксплуатации, которые  обеспечат отбор количества нефти, необходимый для окупаемости  мероприятия, либо скважина уже отобрала необходимое количество дополнительно  добытой нефти, то операция оценивается  как успешная. В случае, если на дату анализа эффект от мероприятия завершился, и скважина не добыла необходимого для окупаемости количества дополнительной нефти, то ГТМ считается неуспешным.

Динамика проведения мероприятий по годам приведена на рисунке 7 и в таблице 7. Максимальное количество ГРП было проведено в 2010 году – по 160 мероприятий, минимальное – в 2007 г. – 133 мероприятия.

Рисунок 3.2.1 - Динамика проведения ГРП по годам

Максимальная дополнительная добыча нефти в анализируемый  период была достигнута в 2008 г. – 847,8 тыс.т  нефти. Максимальный показатель удельной дополнительной добычи на 1 скважину приходится также на 2008 г. и составляет 5,7 тыс. т нефти. Минимальные показатели зафиксированы в 2011 г. – дополнительная добыча составила 173,6 тыс.т, удельная дополнительная добыча – 1,4 тыс.т/скв. (рис. 3.2.1, таблица 3.2.1). Таким образом, в целом отмечается снижение эффективности ГРП в динамике, а в 2011 г. и количества, что связано с отсутствием роста количества потенциально эффективных кандидатов.

Таблица 3.2.1 - Показатели эффективности проведения ГТМ в 2007-2011 гг.

Рисунок 3.2.2 - Динамика изменения накопленной дополнительной 
добычи нефти по годам

Таблица 3.2.2 - Показатели эффективности проведения ГРП в 2007-2011 гг.

 

Общий эффект от ГРП за 5 лет составил 2643,3 тыс.т  нефти или 3,7 тыс.т/скв., прирост дебта  нефти составил 12 т/сут, жидкости – 40,2 т/сут. Продолжительность эффекта  – 10 месяцев (по скважинам с оконченным эффектом по геологическим причинам). (рисунок 3.1.2).

Основной объем  мероприятий проведен на объекте  АВ₁^1-2 – 558 операций или 75 % от всех ГРП в пределах лицензионного участка. Также значительна выборка на объекте БВ₁₀⁰, где было проведено 70 скважино-операций или 9 % от общего объема. На остальных объектах разработки ГРП проведено в гораздо меньших объемах, а по некоторым – в единичных скважинах (табл. 3.2.2).

Соответственно  наибольшая доля дополнительной добычи приходится на объект АВ₁^1-2 – 2049,5 тыс.тонн или 78 % от всей дополнительно добытой нефти за счет ГРП в течение анализируемого периода (рис.3.2.3).

Рисунок 3.2.3 - Распределение дополнительной добычи нефти, полученной за счет ГРП, по объектам

При анализе  ГРП можно выделить 2 группы скважин:

- первая: скважины  переходящего фонда (ГРП на  собственном фонде);

- вторая: скважины  возвратного фонда (ГРП с возвратом).

 

Таблица 3.2.3 - Эффективность применения ГРП на различных категориях фонда скважин

При анализе  данных групп скважин отмечается незначительное ухудшение эффективности  проведенных операций ГРП на переходящем  фонде: прирост дебита нефти – 10,6 т/сут, жидкости – 44,9 т/сут в сравнении с операциями на возвратном фонде - прирост дебита нефти 13,0 т/сут, жидкости – 37,1 т/сут (табл. 3.1.3).

Операция ГРП  является дорогостоящей процедурой и требует тщательного экономического анализа эффективности мероприятия. Также повторная операция ГРП  не рекомендуется в скважинах  с несоответствующим техническим  состоянием колонны, например, в случае неоднократного нарушения герметичности  эксплуатационной колонны, а также в скважинах, расположенных в районах с пониженным пластовым давлением, где энергетического потенциала пласта не хватит для обеспечения соответствующей после ГРП добычи.

Объект  АВ₁^1-2

По причине  довольно низких фильтрационно-емкостных  свойств пласта АВ₁^1-2, обусловленных частым чередованием тонких прослоев различного литологического состава, ГРП для данного объекта является приоритетной и наиболее эффективной технологией увеличения нефтеотдачи.

Рисунок 3.2.4 - Объект АВ₁^1-2. Динамика проведения ГРП по годам

По объекту  за анализируемый период выполнено 558 операций гидроразрыва пласта.

Наибольшее количество мероприятий за анализируемый период было проведено в 2010 г. – 138 операций, минимальное количество ГРП зафиксировано в 2007 г. – 82 операции (рис. 3.2.4).

Основной объем  ГРП проводился на возвратном фонде (398 операций или 71 %), ранее эксплуатировавшемся  на нижележащих объектах. Операции по гидроразрыву проводились в основном на низкопродуктивных скважинах, расположенных по всей площади залежи (рис. 3.2.5).

Максимальная дополнительная добыча нефти за счет проведения данного  вида ГТМ была отмечена в 2008 году – 678,9 тыс.т. Минимальная дополнительная добыча была получена в 2011 году и составила 154,5 тыс. т нефти. Наибольшее значение удельной добычи нефти на 1 скважину отмечено в 2007 г. – 6,2 тыс.тонн нефти. Минимальный  показатель зафиксирован в 2011 г. – 1,6 тыс.тонн нефти (рис. 3.2.6).

Рисунок 3.2.5 - Объект АВ₁^1-2. Дополнительная и удельная добыча нефти по годам

При сопоставлении данных на рисунках 3 и 5 видно, что при увеличении количества ГРП в 2010 г. дополнительная добыча и удельная добыча на 1 скважину снижаются, что свидетельствует о выработке запасов и о сокращении эффективных скважин-кандидатов для ГРП.

Рисунок 3.2.6 - Объект АВ₁^1-2. Карта расположения скважин с ГРП

Общий эффект за 5 лет по объекту оценен в объеме 2049,5 тыс. т или 78 % от всей добычи нефти л.у. за счет ГРП. В расчете на одну скважино-операцию добыто около 4 тыс.т. нефти. Средний коэффициент успешности работ составил 95 %, эффективности – 82 %. Средний прирост дебита нефти составил более 10 т/сут, жидкости – более 35  т/сут. Продолжительность эффекта составляет 15 месяцев.

На 1.01.2012 г. в 288 скважинах  эффект продолжается, в 242 скважинах  эффект прерван другим ГТМ. В 186 скважинах  эффект закончился в связи со снижением  дебита жидкости или ростом обводненности. В 15 скважинах окончание эффекта связано с аварией (Рис. 3.2.7). Основной причиной отсутствия эффекта от ГРП по ряду скважин и сравнительно быстрого окончания эффекта по скважинам является высокая обводненность. Связано это с рядом основных факторов, влияющих на эффективность процесса ГРП: толщина глинистой перемычки, давление разрыва, расстояние между интервалом перфорации и водонасыщенным пластом и состояние цементного кольца. Проведение ГРП в скважинах объекта АВ₁^1-2 осложнено наличием нижезалегающего, в значительной мере заводненного, пласта АВ₁³. Негативным фактором, приводящим к преждевременному обводнению скважин, является низкое качество цементирования заколонного пространства, что при создании высоких депрессий приводит к поступлению воды из пласта АВ₁³, в качестве примера можно взять скважину 50610.

Скважина была переведена с ГРП на пласт в апреле 2008 года, стартовый дебит нефти составил более 10 т/сут, жидкости – более 35 т/сут, что соответствует ФЕС пласта (Кпр – 12,5 мД, Нэф – 9 м). При проведении исследования цементожа в 2006 году отмечается отсутствие цемента в интервале между пластами АВ₁^1-2 и АВ₁³. После проведения оптимизации в 2011 году (смена ЭЦН-35 на ВНН-240), происходит резкое увеличение дебита жидкости с 70 до 260 т/сут.

Рисунок 3.2.7 - Распределение фонда по причинам окончания эффекта

Отсутствует зависимость  прироста дебита нефти от эффективной  нефтенасыщенной толщины.

Ниже представлена в сопоставлении динамика количества ГРП по группам скважин:

• эксплуатирующих до проведения ГТМ пласт АВ₁^1-2 – 160 операций.
• возвратных, ранее эксплуатировавших нижележащие объекты (в 75% случаях - объект АВ₁³) – 398 операций.

Рисунок 3.2.8 - Объект АВ₁^1-2. Динамика ГРП на переходящем и возвратном фонде

В период 2007 - 2010 гг. отмечается увеличение количества проведенных мероприятий на возвратном фонде (более чем в 3 раза) и сокращение объемов ГТМ на собственном фонде (в 3,5 раза). В 2011 ГРП на собственном  фонде увеличился, на возвратном фонде сократился (рис. 3.2.7). По скважинам возвратного фонда максимальный пик значений дополнительной добычи нефти приходится на 2008 год и составляет 561 тыс.т, на скважинах собственного фонда максимум приходится на 2007 год – более 250 тыс.т. К 2011 г. дополнительная добыча нефти из возвратных скважин сократилась до 89 тыс.т, по мероприятиям, проведенным на собственном фонде – до 66 тыс.т (рис. 3.2.8). Общий эффект и основные технологические показатели за 4 анализируемых года по разным категориям фонда представлены в таблице 3.2.1.