Оптимизация технологии проведения гидроразрыва пласта на Приобском месторождении



Приобское нефтяное месторождение является основным активом по добычи нефти ОАО «Газпром нефть», обеспечивающим более 1/3 текущих отборов нефти.

На данном месторождении разведаны 10 продуктивных пластов — АС7, АС8, АС9, АС10(1), АС10(2), АС10(1–3), АС10(4), АС11(1), АС12(1), АС12(3–5), из которых первых три не разрабатываются, а другие 7 объединены в общий пласт АС10–12, в котором сосредоточенно около 90 % запасов данного месторождения. Общая интегральная площадь нефтеносности объекта АС10–12 составляет примерно 1500 км ² . Регулярной эксплуатационной сеткой скважин охвачена площадь около 450 км ² .

В настоящее время месторождение находится в стадии растущей добычи нефти (рис. 1), которая почти достигла потенциально максимальной. По факту в 2018г достигнуто 11,270 млн тонн нефти при темпе отбора около 5 % от активных (вовлеченных) НИЗ нефти. Добыча нефти в размере 61,3 млн тонн — 25 % от активных начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения нефти 0,07. Средняя обводненность продукции скважин на настоящее время 36 %, средний дебит нефти — 23,8 т/сут, жидкости — 37,2 т/сут.

Рис. 1. Добыча нефти и эксплуатационное бурение

Однако на сегодняшнее время наблюдается заметное снижение эффективности бурения новых скважин наряду с закономерным падением дебитов нефти новых скважин за счет снижения вновь вводимых нефтенасыщенных толщин объекта АС10–12.

Данное месторождение обладает достаточно высокой обводненностью, ухудшением коллекторских свойств продуктивных пластов, снижением производительности нефтедобычи, высокой степенью выработанности запасов и вовлечением в разработку трудно извлекаемых горизонтов. Все это приводит к повышению технико-экономических затрат для выхода на запланированные уровни добычи жидких углеводородов.

Ключом разработки данного месторождения является применение большеобъемных ГРП во всех добывающих и нагнетательных скважинах. Во многих скважинах выполнены повторные и последующие гидроразрывы, показавшие неплохую эффективность в виде дополнительной добычи нефти.

Данное нефтяное месторождение характеризуются высокими темпами бурения с применение технологий ГРП, свыше 1 млн м/год и вводом по 350–396 новых скважин ежегодно. За счет этого обеспечивался существенный (811–1210 тыс. тонн) ежегодный прирост добычи нефти.

Приобское нефтяное месторождение обладает близким расположением коллекторов газонефтяного и водонефтяного контакта, разделенных слабовыраженными барьерами и для эффективности проведения работ по ГРП является необходимость контроля размеров трещин для снижения вероятности вовлечения непроектных коллекторов.

Рассмотрим пример проведения многостадийного (8 стадий) высокотехнологичного гидроразрыва пласта для повышения нефтедобычи компанией ООО «Газпромнефть-Хантос» с использованием проппанта на основе полиакриламида, что позволило увеличить нефтедобычу на 25 %, так же данный проппант наряду с регулированием его концентрации, контролем агрессивности закачки, контролем вязкости и рядом других функций позволяет контролировать размеры трещин ГРП.

Проппант на основе полиакриламида представляет собой шарики на основе биоразлагаемого акриламида и его производных. Например, такой «шарик» в линейном геле на основе гуара при температуре 70 градусов теряет почти половину своего объема примерно за 7 часов, через 11–12 часов растворяется полностью. Использование данного проппанта позволяет снизить время работы бригады КРС в среднем на 80–100 часов (около 30 %) от общего времени на проведение ГРП, и получить дополнительную экономическую выгоду за счет сокращения сроков освоения скважины примерно на 5 %.

Так же в результате проведения данного гидроразрыва было отмечено снижение непроизводительного объема закачиваемой жидкости до 30 %, за счет отмены тестовых закачек по каждой стадии ГРП и сокращению объемов на продавку существенно снижается общее время проведения ГРП, примерно в 1,5 раза. Например, закачка проппанта массой 10 т на стадию ГРП была завершена за 2 ч (рис. 2). Закачка рабочей жидкости производилась по малому затрубному пространству со спуском ключа на ГНКТ ниже порта, на котором осуществлялся ГРП, что привело к сокращению лишних спускоподъемных операций при проведении каждой стадии, в связи с чем появилась возможность мониторинга забойного давления по давлению в ГНКТ в режиме реального времени (рис. 3).

Рис. 2. График проведения восьми стадийного ГРП с закачкой проппанта в поток жидкости

Рис. 3. График проведения основного ГРП без подъема ГНКТ и с возможностью мониторинга забойного давления в режиме реального времени

На основании данного мониторинга появилась возможность контроля упаковки трещины проппантом и обоснованного введения тех или иных оптимизационных мероприятий. После выполнения операции порт закрывается, что исключает дополнительную кольматацию обработанной зоны, а также способствует выносу проппанта из простимулированного порта в ствол скважины при продолжении работ по стимуляции следующих стадий. Также в ходе проведения данных работ был реализован метод закачки комбинированных буферных стадий (линейный + сшитый гели) с постоянным уменьшением концентрации сшитой жидкости без изменения объема буферной стадии вплоть до закачки полностью линейных буферных стадий.

Внедрение всех описанных этапов проведения ГРП позволило достичь не только снижения объемов закачек и времени проведения операций ГРП, но и показатели добычи нефти по данной скважине превысили ожидаемые на 25 %.

Общие результаты проведения технологии ГРП и ее оптимизации на Приобском месторождении отражена на рисунках 4 и 5.

Суммарная дополнительная добыча нефти по данному месторождению после проведения 48 ГРП составила примерно 253 тыс.т при средней на 1 скв. операцию — 5276 т. Продолжительность эффекта составляет около 38 месяцев. За счет 18 ГРП в скважинах переходящего фонда дополнительная добыча нефти составила 88 тыс.т (35 %) при средней — 4899 т/скв.операцию, срок эффективности — 40 месяцев. По 30 ГРП в новых скважинах (при вводе из бурения) дополнительная добыча — 165 тыс.т (65 %) нефти со средней на 1 скв.операцию –5502 т. и сроком эффективности — 37 месяцев.

По пробуренному скважинному фонду данного месторождения проведено изучение зависимости дебитов скважин от вскрытых нефтенасыщенных толщин по которым были определенны основные зависимости:

– чем выше h _н (эффективная мощность нефтяного пласта), тем больше дебиты скважин, однако вид этой зависимости — нелинейный (особенно в интервале h _н > 35 м);

– установлено почти двукратное снижение дебитов нефти спустя 12 месяцев (после ГРП) эксплуатации добывающих скважин;

– при снижении h _н выявлена тенденция увеличения удельного дебита нефти (в расчете на 1 м вскрытой h _н ), также имеющая растущий (обратный) нелинейный тренд (особенно на участках с h _н < 20 м).

Текущие показатели разработки данного месторождения: дебит нефти 41 т/сут., дебит жидкости — 75 т/сут, обводненность — 36 %, энергетическое состояние залежей объекта АС10–12 на месторождении с учетом выше обозначенных зависимостей позволяет проводить работы по уплотнению скважинной сетки с проведением работ по ГРП при сохранении стабильно высоких и не снижающихся с течением времени удельных остаточных извлекаемых запасов нефти на одну скважину.

Литература:

1. Акимов О. В. и др. Потенциал технологий закрепления проппанта для повышения эффективности гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2008. № 11.
2. Афанасьев И. С. и др. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2005. № 8. С. 62–64.
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. Газизов А. Ш. и др. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 1998. № 2. С. 12–14.
5. Казаков Е., Верещагин С., Кичигин А. Ювелирный гидроразрыв: увеличение стадийности при снижении размеров трещин в подгазовых нефтяных пластах Новопортовского месторождения // SPE-187680-RU — 2017.
6. Каневская Р. О комплексном подходе к проектированию разработки месторождений с применением гидравлического разрыва пласта // Нефтегазовая вертикаль. 2001. № 13.
7. Малышев А. Г. и др. Состояние и совершенствование работ по проведению гидроразрыва пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2004. № 2.
8. Усачев П. М. Гидравлический разрыв пласта [Текст]// Недра, № 7, 1986. — с. 165. Бурдынь Т. А., Горбунов А. Т., Лютин Л. В. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении [Текст]// Недра, № 3, 1983, с. — 192.
9. Фахретдинов Р. Н., Бровчук А. В. Результаты применения гидроразрыва пласта для разработки южной лицензионной территории Приобского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. 2007. № 3.
10. Шишлов О.А Спрос на проппанты задается развитием технологий ГРП // Нефтегазовая вертикаль. 2008. № 8.
11. Шандрыгин А. Н., Лутфуллин А. А. Основные тенденции развития методов увеличения охвата пластов воздействием в России. SPE — 117410 — PP.
12. Юдин А., Бутула К., Новиков Ю. Технология J- FRAC — новый подход к контролю роста трещины ГРП // НТЖ. Технологии ТЭК. — 2007. — № 5. — С. 48–54.
13. Первое в России массовое применение кластерной технологии ГРП в горизонтальных скважинах / А. Юдин, С. Сыпченко, А Громовенко., [и др.] // SPE-187932 — RU — 2017.
14. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Багаутдинов А. К., Барков С. Л., Белевич Г. К. и др.// М.:ВНИИОЭНГ, 1996. — Т.2. — 352 с.
15. РД 00158758–212–2000. Технологический регламент по технологии гидравлического разрыва пласта для интенсификации притока пластового флюида.
16. Тимонов А. В. и др. Влияние неоднородности пласта на прогнозный коэффициент извлечения нефти на северном лицензионном участке Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2012. № 11. С. 38–40.