Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи нефти из пласта ю12–3 на Верхне-Колик-Еганском месторождении



Рассмотрена технология гидроразрыва пласта, раскрыта ее сущность и определены основные аспекты данной технологии.

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, интенсификация добычи нефти, анализ эффективности добычи, дебит скважины.

The technology of hydraulic fracturing is considered, its essence is revealed and the main aspects of this technology are determined.

Keywords: hydraulic fracturing, oil production intensification, production efficiency analysis, well flow rate.

В границах CНГДУ-2 разрабатывается северо-восточная часть Верхне-Колик-Еганского месторождения.

Разработка анализируемого месторождения в границах CНГДУ-2 проводится в соответствии с проектом разработки 1981 и авторских надзоров 1986–1997, выполненных СИБНИИНП.

Верхне-Колик-Еганское месторождение находится в IV стадии падающей добычи нефти.

Эксплуатационный нефтяной фонд по состоянию на 1.01.2002 года составляет 2099 скважин (из них 1319 действующих). Бездействующий фонд и фонд освоения нефтяных скважин соответственно 774 и 6 (36.9 % и 0.3 %).

Эксплуатационный нагнетательный фонд 654 скважины (из них 408 скважин действующих). Бездействующих 241 (или 36.8 %), фонд освоения –5 скважин (0.8 %) от эксплуатационного фонда.

В отчетном году введены в эксплуатацию 3 нефтяных скважин, под закачку 35 (по плану 22) скважин.

За 2001 год по месторождению добыто 4126.0 тысяч тонн нефти (в том числе 39.275 тысяч тонн ОАО «НБС».

Отбор жидкости составил 63808.638 тысяч тонн, по нормам отбора 61315.0 тысяч тонн, отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован на 92.9 %.

Среднегодовой дебит нефти/жидкости одной нефтяной скважины 9.29/143.65 тонн в сутки против 10.4/144.16 тонн в сутки за 2001 год.

Среднегодовая приемистость одной нагнетательной скважины 463.8 м ³ / сутки.

Среднесуточная добыча нефти 11304 тонн в сутки.

Среднегодовая обводненность –93.53 % (в 2000 92.78 %).

Одной из серьезных проблем в эксплуатации месторождения является вовлечение в разработку трудноизвлекаемым запасов нефти, доля которых в общем, балансе за последние 15 лет выросла.

Весь объем остаточных запасов нефти, величина которых составляет 278.5 миллионов тонн, можно отнести к трудно извлекаемым.

Отбор остаточных запасов нефти потребует применение новых технологий, включая методы увеличения нефтеотдачи в высокопродуктивных зонах, а также гидроразрыва пласта.

От проведения комплекса геолого-технических мероприятий по нефтяному фонду получен дополнительный прирост добычи нефти.

1) Из вновь введенных 3 скважин получено 1.743 тысяч тонн в сутки.

2) От возвратов, дострелов, приобщений, на 28 скважинах получено 28.99 тысяч тонн нефти.

3) При проведении ремонтно-изоляционных работ на скважинах получено дополнительно 61.28 тысяч тонн нефти.

4) От работ по ОПЗ, дострелам, перестрелам на 54 скважинах получено дополнительно 45.79 тысяч тонн нефти.

5) При ликвидации аварии подземного оборудования на 80 скважинах получено 74.87 тысяч тонн нефти.

6) При ликвидации негерметичности эксплуатационных на 39 скважинах получено дополнительно 80.05 тысяч тонн нефти.

7) При зарезке второго ствола на 2 скважинах получено 3.07 тысяч тонн нефти.

8) Дополнительная добыча нефти от проведения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов и ГРП составила 1359.727 тысяч тонн нефти.

9) Гидроразрыв пласта –600.406 тысяч тонн.

10) Увеличение нефтеотдачи –МУН-759.321 тысяч тонн.

11) По нагнетательному фонду проведено 160 капитальных ремонтов, из них:

а) обследование технического состояния эксплуатационной колонны –107 скважин.

б) ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны –4 скважины.

в) РИР-12 скважин.

г) Ликвидация аварии –20 скважин.

д) работы по увеличению приемистости пласта –10 скважин.

е) Прочие-6 скважин

Пласт ЮВ ₁ стратиграфически приурочен к отложениям наунакской свиты верхнего отдела юрской системы. Продуктивный пласт ЮВ ₁ сложен терригенными породами наунакской свиты и подразделяется на два пропластка: верхний (ЮВ ₁ ¹ ) и нижний (ЮВ ₁ ^2–3 ). Залежь нефти продуктивного пласта ЮВ ₁ ^2–3 является самой крупной по запасам залежью Верхне-Колик-Еганского месторождения и основным объектом разработки (балансовые запасы — 34,2 млн.т, извлекаемые — 14,7 млн.т).

По данным исследования керна пласт ЮВ ₁ вскрыт в 37 разведочных и субвертикальных скважинах и представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Для оценки эффективности ГРП в краевых (приконтурных) зонах продуктивных объектов Верхне-Колик-Еганского месторождения проанализируем показатели работы 8 скважин пласта Ю12 ³ . Все скважины расположены в коллекторах типа ПК, СПК. Результаты сведем в таблицу 1. Данные на 1.01.2001 г.

Таблица 1

Показатели эффективности ГРП в приконтурных зонах пласта Ю 12 ³ Верхне-Колик-Еганского месторождения

№ скв	Hэф,м	Дата ввода	Дата ГРП	Показатели до ГРП				Показатели после ГРП
				qн, т/сут	qж, т/сут	Fв, %	Qн, тыс.т	qн, т/сут	qж, т/сут	fв, %	Qн, тыс.т
1202	4,0	09.81	04,98	6,2	6,5	4,3	28,9	13,1	14,2	8,0	36,6
1203	5,2	09.81	09,98	0,2	3,0	93,3	21,3	10,2	14,6	30,1	26,8
1204	4,6	09.81	12,98	5,4	5,9	8,5	30,7	14,0	19,6	28,7	39,0
1207	5,0	06.83	06,98	19,0	21,4	11,3	40,7	42,9	52,1	17,6	48,8
15026	2,0	03.83	01,98	0,1	10,1	99,0	13,6	6,4	12,9	50,0	16,6
15273	3,8	03.84	10,97	4,2	4,2	0	7,0	6,2	18,2	62,5	12,3
16845	3,8	03.83	01,98	4,0	7,1	44,5	19,7	18,9	19,5	3,5	33,7
16846	1,0	03.83	12,97	5,3	9,6	44,8	23,1	13,2	24,8	46,6	28,3

Проведение ГРП позволило в 5 раз увеличить дебит скважины по жидкости, снизив обводненность продукции за счет более интенсивной работы верхних нефтенасыщенных интервалов разреза, ранее не охваченных выработкой. За 2 года и три месяца после ГРП скважиной было отобранно 5,5 тыс.т нефти, общая накопленная добыча нефти на 1.01.2001 составила 26,08 тыс.т при текущей обводненности 26–30 %.

Скважина 15026. С момента ввода скважина эксплуатировала два продуктивных объекта — пласта (два пропластка с эффективными толщинами по 1,0 м) и пласт (два пропластка 0,8 и 1,4 м). Тип разреза СПК. До производства ГРП скважина работала с дебитом жидкости в пределах 10 т/сут. За 14 лет работы обводненность продукции достигла 99 % при текущем дебите нефти 0,1 т/сут, накопленный отбор нефти достиг лишь 13,6 тыс.т. После проведения ГРП и отключения пласта обводненность продукции снизилась до 15–20 % при дебите по жидкости 10–15 т/сут. За три года после ГРП скважиной было отобрано 3,0 тыс.т нефти, при этом обводненность не увеличилась.

Таким образом, проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы. Результаты применения ГРП в рассматриваемых границах заставляют по-другому взглянуть на обоснование рентабельной границы размещения скважин. Пределы изменения значений параметров и их средние значения приведены в следующей таблице 2.

Таблица 2

Пределы изменения ФЕС и их средние значения

Пористость, %			Проницаемость, %			Карбонатность, %
от	до	сред./n	от	до	сред./n	от	до	сред./n
1.1	26,5	16,6/2608	0,001	2021,6	7,7/2137	0	82,5	2,7/2346

В кровле пласта (верхние 6–8 м разреза) в большинстве скважин залегают преимущественно глинистые породы с отдельными прослоями песчано-алевритовых разностей. Вниз по разрезу приблизительно до середины пласта существенно преобладают песчаные коллектора, часто объединенные в единый мощный коллекторский прослой (до 22 м).

Таблица 3

Технологическая характеристика эффективности ГРП

Класс	Работа до ГРП				Работа после ГРП
	№ скв	qж	qн	H2O	Δqж	Δqн	ΔH2O	Т	ΔQж	ΔQж
		м 3 /сут	т/сут	%	м 3 /сут	т/сут	%	сут	м 3	т
1	594	3	3	0	70,8	69,8	2,67	343	13245	6574
1	555	12,1	12,1	0	75,8	75,8	0	316	13258	6589
1	554	14,5	14,5	0	66,4	66,4	0	304	10250	6854
1	649	21,4	21,4	0	47	46,4	1,37	278	10024	4228
1	592	19	19	0	54,7	53,2	2,7	389	15442	6584
1	3042	1,2	1,2	0	53,3	52,7	1,21	512	19874	10258
1	576	0	0	0	54	54	0	655	31258	25478
1	599	7,6	7,6	0	55,5	55,5	0	514	21548	15842
1	600	1,6	1,6	0	18	17,9	0,79	342	7214	2548
1	577	0	0	0	21,9	21,3	2,7	389	6589	1445
1	619	8,1	7,9	3	23,7	23,5	0,84	634	12254	7548
1	3047	15,3	15,3	0	44,4	42,2	5,01	576	24587	19854
1	3095	15,6	15,6	0	55,5	55,5	0	577	28745	17458
1	584	12	12	0	22,9	22	3,74	318	5884	1354
1	620	0,7	0,7	0	17,5	16,9	3,68	592	11457	1254
1	591	20,1	2,3	89	43,4	41,2	3,95	321	12602	5847
1	583	23,3	23,3	0	88,2	87,1	1,24	616	34458	25448
2	551	15,7	15,3	2,4	70,4	48,6	30,97	354	9584	3665
2	558	15,5	15,5	0	97,6	82,5	15,5	282	16584	9874
2	640	0,8	0,8	0	38,4	24,9	35,16	526	11254	6658
2	627	3,9	3,9	0	30,2	28,2	6,62	339	8215	2554
2	617	0	0	0	45,7	37,3	18,3	386	11458	6553
2	548	18,7	18,7	0	210,6	55,4	73,7	344	14210	11452
2	1147	20,4	20,4	0	123,7	68,4	44,7	336	10700	4722
3	546	7,3	5,2	29	26,9	9,3	65,48	560	9874	2548
3	601	14,1	3,7	74	0	0	0	207	100	54
3	582	5,4	5,4	0	16,5	12	27,27	387	2569	2245
3	630	12,8	6,5	49	16,9	11,9	17,41	302	1745	6025

В нижней половине разреза пласта наблюдается чередование глинистых и песчано-алевритовых прослоев. Толщина пласта от кровли верхнего до подошвы нижнего коллекторского прослоя изменяется от 30.8 м в скв. 1086 до 66,2 м в скв. 221.

Средняя расчлененность пласта в пределах НЗ составляет 5.8, в пределах ВНЗ — 3,1. Средневзвешенное значение коэффициента песчанистости в стратиграфических границах по НЗ составляет 0,68, по ВНЗ — 0,64, от кровли до подошвы коллекторов — по НЗ — 0,75, по ВНЗ — 0,81.

Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале скважину исследуют на приток, определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Показатели работы до ГРП показаны в разрезе скважин на рисунке 1.

Рис. 1. Показатели работы до ГРП в разрезе скважин

Показатели работы после ГРП показаны в разрезе скважин на рисунке 2.

Рис. 2. Показатели работы после ГРП в разрезе скважин

Таблица 4

Физико-химические свойства глубинных проб нефти

№ скв	Интервал опробования	Т пл ,	Газосодержание		Объемный коэф. пласт. нефти, раз	Усадка,	Плотность нефти, г/см 3		Плотность
	глубина, м абс.отм	о С	м 3 /т	м 3 /м 3		%	пластовой	сепарированной	газа замер., кг/м 3
72	2478.0–2485.0 — 2365.2–2372.2	77	243.35	196.42	1.562	35.97	0.641	0.807	0.988
432	2557.0–2564.0 — 2347.8–2354.8	77	139.26	112.10	1.367	26.85	0.692	0.805	1.264
487	2501.0–2506.0 —2352.2–2357.2	77	139.76	112.09	1.404	28.77	0.677	0.802	1.324
491	2498.0–2505.0 —2352.3–2359.3	77	148.56	119.14	1.384	27.74	0.685	0.802	1.225
493	2550.0–2558.0 —2350.0–2358.0	77	156.48	125.50	1.414	29.28	0.682	0.802	1.288
514	2531.0–2548.0 —2351.9–2368.9	77	129.65	104.37	1.339	25.32	0.697	0.805	1.234
521	2602.0–2613.0 —2348.9–2359.9	77	147.20	117.61	1.376	27.32	0.684	0.799	1.210
539	2502.0–2512.0 —2351.7–2361.7	77	123.47	99.27	1.319	24.18	0.699	0.804	1.194
616	2634.0–2653.0 —2520.5–2539.5	77	344.88	273.14	1.853	46.03	0.584	0.792	1.058

Эффективность проведения операции ГРП с учётом свойств залежей и состояния фонда скважин. Обосновать рентабельность бездействующих скважин для проведения ГРП с целью интенсификации добычи нефти на ранее рискованных зонах залежей.

Проблемы эффективной разработки месторождений, находящихся на поздней стадий разработки, являются актуальными, от решения которых зависит стабилизация добычи нефти по отдельным месторождениям, либо замедление темпов ее падения.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — один из эффективных методов обработки продуктивного объекта с целью интенсификации добычи жидких и газообразных углеводородов и обеспечения рациональной разработки нефтегазовых месторождений.

В ходе проведенных расчетов гидравлического разрыва пласта можно сказать, что при правильном выборе составляющих: состава жидкости разрыва (концентрация жидкости песконосителя, пластовой жидкости, их вязкости, гранулометрический состав песка), качественного оборудования: пескосмесительные агрегаты, обвязка и оборудования устья, выбор пакеров и их правильного применения можно отметить, опираясь на расчеты, что при гидравлическом разрыве пласта увеличивается продуктивность скважины, проницаемость пласта, расширяется зона дренирования, что позволяет увеличить дебиты скважин, после ГРП, почти в два раза при тех же прочих условиях.

Сущность физического протекания гидравлического разрыва пласта следующая: Трещина разрыва, образующаяся в результате ГРП, может быть горизонтальной или вертикальной. Разрыв горной породы происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению. Как правило, до глубины порядка 500 метров в результате гидроразрыва возникают горизонтальные трещины. На глубине ниже 500 метров возникают вертикальные трещины. Поскольку продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают, как правило, на глубине ниже 500 метров, трещины разрыва в нефтяных скважинах всегда вертикальные.

Единственным доступным способом наблюдения и контроля развития трещины в реальном времени является интерпретация записи давления.

Изучив влияние физико-химических факторов, математические методы прогнозирования, можно сделать вывод о том, что эффективность ГРП зависит в большей степени от расчлененности в области скважин, а уже потом, от эффективной толщины и проницаемости. Во время разработки скважины, если ее забой пересекает несколько эффективных пропластков, при эксплуатации на небольшой депрессии, нефть будет идти из наиболее проницаемого участка, при этом другие пропластки (менее проницаемые) эксплуатироваться не будут. После проведения ГРП, трещины могут пойти в область низкопроницаемых пропластков, при этом, за счет ГРП увеличивается их проницаемость, следовательно, увеличится нефтеотдача скважины.

Литература:

1. Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти по Верхне-Колик-Ёганскому месторождению. — М.: ВНИГНИ-2, 2012.
2. Подсчёт запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов Верхне-Колик-Ёганского месторождения Нижневартовского района Ханты-Мансийского АО Тюменской области (по состоянию на 01.01.2009 г.). Дополнительные материалы по состоянию на 01.01.2015 г. — М.: ООО «Гео Дэйта Консалтинг», 2015.
3. Патент № 2507389. Способ гидравлического разрыва пласта / Е. П. Запорожец, Н. А. Шостак, Д. Г. Антониади, О. В. Савенок. — Заявка № 2012133791. Приоритет изобретения 07 августа 2012 г. Зарегистрировано в Государственном реестре изобретений Российской Федерации 20 февраля 2014 г. Срок действия патента истекает 07 августа 2032 г. Патентообладатель: Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВПО «КубГТУ»).
4. Антониади Д. Г., Арутюнов Т. В., Савенок О. В. База данных «Гидравлический разрыв пласта» / Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2015620811. Заявка № 2015620282. Дата поступления 27 марта 2015 г. Дата государственной регистрации в Реестре баз данных 25 мая 2015 г.
5. Яковлев А. Л., Березовский Д. А., Кусов Г. В. Техника и технология проведения кислотного гидравлического разрыва пласта / Сборник статей научно-информационного центра «Знание» по материалам XXI Международной заочной научно-практической конференции «Развитие науки в XXI веке» (16 января 2017 года, г. Харьков). — Х.: научно-информационный центр «Знание», 2017. — Часть 2. — С. 25–40.
6. Яковлев А. Л., Кусов Г. В., Машаду Мартинью Лимбин Батишта, Очередько Т. Б. Анализ эффективности применения ГРП на Ельниковском нефтяном месторождении // Научный журнал НАУКА. ТЕХНИКА. ТЕХНОЛОГИИ (политехнический вестник). — Краснодар: Издательский Дом — Юг, 2017. — № 1. — С. 128–151.