Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

6. Процесс освоения запасов тюменской свиты по участкам разработки будет многостадийным. На первой стадии, пользуясь тем, что скважины, попавшие в высокопродуктивные зоны, могут длительное время эксплуатироваться на естественном режиме и область дренирования высокодебитных скважин распространяется и на низкопродуктивные зоны, в которых происходит снижение пластового давления и перетоки нефти в высокопродуктивные зоны, осуществляется поиск зон высокой продуктивности и их разбуривание, выход на промышленные уровни отборов нефти, позволяющие окупать затраты на дальнейшее освоение, производится детальная доразведка и комплекс гидродинамических исследований, позволяющие наметить конкретное направление системы разработки.

На второй стадии будет осуществляться переход на режим заводнения пластов, основной задачей которого будет организовать прямоточную пропитку блоков матрицы песчано-алевролитовых тел тюменской свиты.

3.1.2 Основные принципы разработки нефтяных залежей викуловской свиты

Отличительной особенностью геологического строения продуктивных пластов викуловской свиты является их монолитное строение, песчанистость основного пласта ВК₁ изменяется в диапазоне 0.66 - 0.86.Морфологическая неоднородность пластов ВК_2-3 выше, песчанистость изменяется в диапазоне 0.41 - 0.68.

Перемычка неколлектора между пластами ВК₁ и ВК_2-3 в среднем составляет 2 - 4 м., кроме того, имеются зоны слияния пластов.

Таким образом, пласты ВК₁ и ВК_2-3 составляют практически единый гидродинамически связанный объект. Несмотря на то, что при подсчете запасов нефти часть пласта ВК₁ отнесена к нефтяной зоне, при рассмотрении пласта ВК₁ как эксплуатационного объекта, его следует относить к единому с пластами ВК_2-3 водонефтяному объекту. Это связано с тем, что технологически невозможно избежать при незначительных перемычках неколлектора перетоков воды, закачиваемой в пласт ВК₁, в нижележащие пласты ВК_2-3. Это относится и добывающим скважинам, в которых при проектных режимах работы насосного оборудования неизбежны перетоки воды из нижележащих водонасыщенных пластов, даже в том случае, когда они не вскрыты перфорацией.

Распределение проницаемости по разрезу пластов ВК₁ и ВК_2-3 имеет следующую закономерность, оказывающую существеннное влияние на характер выработки запасов нефти: проницаемость вверх по разрезу от подошвы к кровле уменьшается. В пласте ВК₁ выделяются два слоя, различающихся по проницаемости: нижний, более проницаемый (60 - 80 мд), на долю которого приходится только 30% объема пласта; верхний - с пониженной проницаемостью (10 - 30 мд), на долю которого приходится значительная часть запасов нефти пласта (до 70 %). Аналогичное строение имеют и пласты ВК_2-3.

Установленный характер распределения коллекторских свойств по разрезу пластов при эксплуатации скважин приводит к опережающей выработке нижней части пласта ВК₁, темп отбора которой будет как минимум в 2-3 раза выше, чем в остальной части пласта. В связи с этим, уровень добычи нефти из викуловской свиты в ближайшие годы (5 - 10 лет) будет определяться в основном запасами нефти, сосредоточенными в нижней части пласта ВК₁, которые можно отнести к «активным» запасам.

Таким образом, основными особенностями геологической модели продуктивных пластов викуловской свиты являются:

1.Монолитное строение продуктивных пластов. При реализации внедряемых в настоящее время систем разработки и плотностей сетки скважин будет обеспечена высокая степень охвата нефти дренированием.

2.Незначительная перемычка неколлектора между пластами ВК₁ и ВК_2-3. При рабочих депрессиях для насосного способа (7.0 - 10.0) и качестве крепления скважин неизбежны перетоки воды из водоплавающего пласта ВК_2-3. Необходима реализация специальных решений в области строительства скважин. Пласты ВК₁ и ВК_2-3 следует рассматривать как единую водонефтяную залежь.

3.Низкое значение средней проницаемости пласта ВК₁, которое подтверждается результатами опробывания и гидродинамических исследований скважин. Срок выработки запасов нефти может превысить физический срок пригодности скважин для эксплуатации. Необходимо обоснование бурения скважин - дублеров.

4.Неоднородное строение пластов по проницаемости. На долю нижнего, более проницаемого приходится только 30% объема пласта. Уровень добычи нефти из викуловской свиты будет определяться в основном запасами нефти, сосредоточенными в нижней части пласта. Необходимы работы по интенсификации отборов из низкопроницаемой кровельной части и изоляции промытой подошвенной части пласта.

3.2 Вопросы выработки запасов

· устьевая арматура АФК1Э-65-140 (ГОСТ 13846-84);

· насосно-компрессорные трубы диаметром 60 мм. марки “Д”, ”К” (ГОСТ 633-80);

· электроцентробежные насосные установки серии УЭЦНМ в модульном исполнении (ТУ 26-06-1486-87) производительностью 50 м³/сут.

2.Для скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами:

· штанговые глубинные насосы типа СШН диаметром плунжера 28-68 мм., вставные (ГОСТ 26-16-06-86);

· станки-качалки типа СКД-6, СКД-8 (ГОСТ 26-16-08-87);

· насосно-компрессорные трубы диаметром 60, 73, 89 мм. (ГОСТ 633-80);

· штанги диаметром 19, 22, 25 мм. (ГОСТ 13877-80);.

3.Для скважин, оборудованных установками электродиафрагменных насосов:

· устьевая арматура АФК1Э-65-140;

· насосно-компрессорные трубы диаметром 60 мм. марки “Д” (ГОСТ 633-90);

· электродиафрагменные насосные установки производительностью 4-16 м³/сут. (УЭД9-000РЭ).

Подбор УЭЦН производится по РД 39-1-390-80 “Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам”, подбор УШГН по РД 39-1-289-79 “Методика оптимального подбора типоразмера и режима работы штанговой глубинно-насосной установки”.

Расчет насосно-компрессорных труб производится согласно РД 39-1-306-79 “Инструкция по расчету насосно-компрессорных труб”.

Малодебитный фонд скважин, эксплуатируемый в режиме периодической откачки, рекомендуется эксплуатировать согласно РД 39-1-154-80 “Методика по эксплуатации малодебитных глубинно-насосных скважин в режиме периодической откачки”.

Для обеспечения планируемой эффективности использования фонда скважин, учитывая особенности эксплуатации добывного оборудования на площади, применению рекомендуется ряд новых технических разработок:

1.Для скважин, оборудованных электроцентробежными насосами:

· УЭЦНМ в модульном исполнении;

· УЭЦН со встроенными устройствами, обеспечивающими контроль и автоматическое управление режимом работы.

2.Для повышения межремонтного периода работы электроприводных насосов необходимо оснащать их системой ТМС-3 (термоманометрическая система) производства завода “Электрон” Главтюменьнефтегаза.

3.Для скважин, оборудованных ШГН:

· станки-качалки в исполнении “ХЛ”;

· штанги с повышенными механическими свойствами, цельнотянутые штанги и муфты, направленных твердыми сплавами;

· штанговые насосы с цельным цилиндром, износоустойчивые насосы.

Кроме того, на низкодебитном фонде скважин следует продолжать апробирование установок электродиафрагменных насосов.

Динамика основных показателей по викуловской свите Ем - Еговской площади представлена в табл. 3.1. Более наглядно динамику показателей можно проследить по рис. (3.3.- 3.6.).

3.4 Осложнения при эксплуатации скважин

3.4.1 Мероприятия в области борьбы с парафиноотложением

Добыча нефти на Ем-Еговской площади осложнена выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании (НПО). Для решения вопроса борьбы с АСПО был проведен анализ состава и свойств нефтей, который показал, что данные нефти относятся к парафинистому типу П₂, маловязкие, легкие, усредненные. Содержание парафина в нефти составляет 3,8%, температура насыщения дегазированной нефти парафином составляет 31⁰С.

Для исключения простоев скважин и недобора нефти по причине выпадения АСПО необходимо предусмотреть мероприятия, включающие в себя защиту скважинного оборудования с помощью химических и тепловых методов.

В зависимости от интенсивности парафиноотложений изменяется и межочистной период (МОП) скважин от нескольких суток до нескольких месяцев. Для предотвращения выпадения АСПО необходимо низкодебитные скважины с интенсивной парафинизацией (МОП менее 15 суток) защищать с помощью ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ.

Так как по составу нефти Ем-Еговской и Талинской площадей сопоставимы, то можно рекомендовать реагенты СНПХ 7214р и 7215м, прошедшие опытно-промысловые испытания на Талинской площади и показавшие хорошие результаты. При применении данных ингибиторов на скважинах Талинской площади МОП в среднем составил 75 суток (при периодической подаче), без применения реагентов на 90 скважинах МОП составил 31 сутки.

Применение ингибиторов парафиноотложения наиболее эффективно методом непрерывного дозирования в затрубное пространство скважин дозированными насосами типа НД, УДЭ, БР. Удельный расход реагентов 100 г. на тонну нефти.

Часть скважин с АСПО (МОП 15-30 суток) необходимо обрабатывать растворителями с целью удаления АСПО со стенок насосно-компрессорных труб. В качестве растворителей применять гексановую, ксилольную фракции (ГФ, КФ), легкую пиролизную смолку (ЛПС) и их композиции: ГФ с КФ в объемном соотношении 5:1, ГФ с ЛПС 1:1 или 3:1. Закачку реагентов проводить периодически с помощью агрегата ЦА-320. При применении химреагантов руководствоваться РД 39-01-48070-88Р “Технология удаления и предотвращения парафинообразования в нефтепромысловом оборудовании”.

Скважины с незначительной интенсивностью парафинизации (МОП более 30 суток) обрабатывать горячей нефтью с помощью агрегата ЛДП-4, периодичность обработок 1-2 раза в квартал.

3.4.2 Мероприятия по борьбе с солеотложениями

Анализ промыслового материала (состав пластовой и закачиваемой в систему поддерживания пластового давления вод, динамика изменения обводненности продукции добывающих скважин, термобарические параметры пластов) показывает, что появления отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании на площади можно ожидать с 1992 года. месторождение пласт нефть еговский

Для своевременного выявления фонда скважин, работа которых осложнена отложением солей в оборудовании, необходимо проводить обследование скважин, обводненность продукции которых достигла 50%, в соответствии с РД 39-0148070-026ВНИИ-86 “Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения”.

Для предупреждения отложений солей в нефтепромысловом оборудовании наиболее эффективным является химический способ с использованием ингибиторов солеотложения типа ПАФ.

В настоящее время ингибиторы применяются по способу периодической задавки в призабойную зону продуктивного пласта и по способу непрерывной подачи реагента дозированием в попутно добываемую воду; способ подачи ингибитора зависит от условий и зоны отложений солей. На скважинах, оборудованных ЭЦН и ШГН при отложении солей выше приема насоса, возможно применение реагента по способу непрерывной подачи в затрубное пространство скважин. При отложении солей в призабойной зоне продуктивного пласта, а также при невозможности регулярного подъезда к скважинам для обслуживания дозировочного оборудования, целесообразно производить задавку реагента в призабойную зону продуктивного пласта.

Технология применения ингибиторов изложена в РД 39-01-48070-003 ВНИИ-86 ”Руководство по технологии применения ингибиторов отложений солей ПАФ-13А в добывающих скважинах”.

Необходимое оборудование:

· цементировочный агрегат ЦА-320М или ЦА-320А;

· дозировочное устройство НД, выбор типоразмера производится с учетом суточного расхода реагента;

· автоцистерны ЦР-7АП, АЦП-7,5, АЦП-11.

3.4.3 Требование и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

При сепарации нефти викуловской свиты, имеющей меньший по сравнению с тюменской свитой газовый фактор (25 м³/т против 198 м³/т), следует применять сепараторы по проекту ГП 496.00.000.В0 без УПО.

В случае смешения нефтей обеих свит в пропорциях, обеспечивающих газовый фактор 100 м³/т и более, узел первой ступени сепарации должен проектироваться по РД 39-0148070-303-85, что обеспечит качественную сепарацию при высоком газовом факторе.

Поскольку массовое содержание пропана в пластовой нефти превышает 2% (3.98% и 9.47% для викуловской и тюменской свит), с целью увеличения глубины сепарации на концевой ступени Красноленинского ЦТП целесообразно предусмотреть продувку нефти газом в соответствии с РД 39-0148070-87Р.

В ближайшие годы весь объем добываемой жидкости будет транспортироваться на ЦТП, а в перспективе, как на ДНС-1 и ДНС-2, так и на других ДНС, которые будут проектироваться при дальнейшем освоении площади, целесообразно запланировать предварительное обезвоживание. Срок ввода в эксплуатацию установок предварительного сброса воды определяется при проектировании, для разработки технологической схемы этих установок и параметров работы необходимо проведение специальных исследований.

Товарную подготовку нефти Ем-Еговской площади в перспективе целесообразно осуществлять (так же как в настоящее время) на существующей УПН Красноленинского ЦТП. В связи с тем, что доля сравнительно тяжелой (d=857 кг/м³) нефти викуловской свиты в общем объеме сырья, поступающего на УПН, будет возрастать, целесообразно оптимизировать параметры, а при необходимости и схему работы установки, с учетом этого обстоятельства. Кроме того, при проектировании необходимо учитывать динамику добычи нефти по всем площадям, обработка сырья которых будет осуществляться на УПН Красноленинского ЦТП, поскольку при совпадении максимумов добычи может потребоваться расширение или реконструкция установки.

Согласно проектным решениям Гипротюменьнефтегаза газ с ДНС-1 и ДНС-2 в ближайшее время будет транспортироваться до Красноленинского ЦТП по системе газопроводов и использоваться главным образом на собственные нужды. В перспективе целесообразно подключение всех ДНС к общей системе газосбора района.

3.4.4 Требования и рекомендации к системе ППД

Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться по колонне насосно-компрессорных труб. Для оборудования нагнетательных скважин рекомендуется использовать для пласта ВК двухсекционные, ЮК- трехсекционные насосно-компрессорные трубы типа размера 60*5,0.

Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать надежную эксплуатацию в течение всего срока разработки месторождения при проектном давлении нагнетания 18.0 МПа.

Устья всех нагнетательных скважин рекомендуется оборудовать малогабаритной утепленной арматурой Д_у = 65 мм. В случае задержки выпуска данной арматуры следует применять серийно-выпускаемую арматуру АНК1-65*210 с обязательным утеплением ее в зимнее время специальными пенополистирольными колпаками и электрообогревом с помощью гибкой электронагревательной ленты. С целью защиты эксплуатационной колонны от высокого давления низ колонны насосно-компрессорных труб необходимо оборудовать пакерующими устройствами типа Б-76М. В первую очередь это мероприятие следует проводить на скважинах, обсадные колонны которых по каким-либо причинам не способны работать при проектном давлении.

Весь нагнетательный фонд должен быть оснащен расходомерами и регуляторами расхода воды. При отсутствии автоматических регуляторов расхода воды следует предусмотреть на устье каждой нагнетательной скважины или на блок-гребенках кустов и КНС установку легкосъемных штуцеров из износостойких материалов.

В качестве источника водоснабжения рекомендуется использовать подтоварную и пресную воду. Для обеспечения проектного устьевого давления всех нагнетательных скважин рекомендуется использовать насосы ЦНС 180-1900.

Допустимые нормы содержания твердых взвешенных веществ (ТВВ) составили 35 мг/л, нефтепродуктов- 50 мг/л. Допустимые нормы содержания ТВВ и нефтепродуктов следует уточнять в процессе разработки месторождения.

В целях контроля за технологическими параметрами работы оборудования систем ППД следует установить средства учета закачиваемой воды на выкидной линии каждого насосного агрегата, на каждом напорном водоводе в помещении распределительной гребенки КНС и на устьях всех нагнетательных скважин.

Нагнетательные скважины пласта ЮК следует подключать к системе закачки воды основного объекта ВК. Учитывая, что в процессе эксплуатации системы ППД может возникнуть необходимость в дифференциации давлений нагнетания, необходимо устья всех скважин (в первую очередь скважин пласта ЮК) оборудовать средствами регулирования расхода воды.

4. Техническая часть

4.1 Назначение гидравлического разрыва пласта, его развитие и особенности

В настоящее время в разработку широко вовлекаются месторождения с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, приуроченными к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Бурение новых скважин требует привлечения значительных капитальных вложений. Для уточнения характера насыщения и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов в слабоизученных зонах месторождения проводится расконсервация и пробная эксплуатация разведочных скважин. Бурение разведочных скважин на Талинском месторождении производилось в 1980-1990 гг., т.е. период консервации скважин, в среднем, составляет 10 - 15 лет.

Ввод в эксплуатацию разведочных скважин обусловлен увеличением времени освоения и требует использования специальных методов и различных технологий. Из-за неблагоприятного воздействия на пласт при бурении, вторичном вскрытии и проведении различных технологических операций коллекторские свойства призабойной зоны пласта значительно ухудшены.

Одним из методов, позволяющим увеличить проницаемости призабойной зоны скважин является гидравлический разрыв пласта. ГРП позволяет соединить призабойную зону скважины с зоной коллектора не подвергшейся влиянию процессов происходящих при бурении и перфорации с ненарушеной зоной пласта.

Идея гидравлического создания трещины в продуктивной зоне для повышения ее производительности была разработана в 20-х годах Р.Ф. Фаррисом из компании “Станолинд Ойл энд Гэс Корп.” Эту концепцию он разработал на основе изучения давлений, с которыми при задавливании цемента, нефти и воды в пласт. В 1947 году ”Cтанолинд» (в настоящее время компания “АМОКО Продакш Корп.”) осуществила первый экспериментальный гидроразрыв в скважине №1 месторождения Клеппер в Грант Каунти, штат Канзас, США. Скважина не дала существенного прироста дебита, однако сама техника гидроразрыва продемонстрировала свою перспективность и уже в следующем году компания ”Станолинд” представила документ, посвященный процессу “гидрофрак”. Компания “Халлибертон Ойл Велл Сементинг” приобрела лицензию на этот процесс и в 1949 году осуществила первые коммерческие обработки скважин, методом гидроразрыва, “значительно” подняв продуктивность двух скважин. Метод получил признание. К 1955году объем гидроразрывных работ достиг 3000тысяч скважин в месяц, а к 1968 году уже было выполнено более полумиллиона гидроразрывов.В настоящее время от 35 до 40% скважин подвергаются обработке методом гидроразрыва, а в США, где этот метод получил самое широкое распространение, запасы нефти возросли на 25 - 30%. Признаков снижения интереса к гидроразрыву пока не наблюдается. Диапазон применения данной технологии распространяется от, главным образом, низкопроницаемых коллекторов до пород со средней и высокой проницаемостью. Гидравлический разрыв пласта представляет собой закачивание жидкостей с такой производительностью и под такими давлениями, которые достаточны для разрыва породы с идеальным формированием трещины с двумя “крыльями”одинаковой длины по обеим сторонам ствола скважины. Если закачивание будет прекращено после формирования трещины, жидкости постепенно протекут в пласт. Давление внутри трещины упадет, и трещина закроется, не дав никакой дополнительной проводимости. Чтобы сохранить открывшуюся трещину, нужно либо использовать кислоту, чтобы она разъела ее поверхности, не дав им сомкнуться, либо забить трещину проппантом (расклинивающим материалом) (обычно это-песок), чтобы удержать ее в открытом состоянии.

В настоящее время в типичной гидроразрывной обработке применяются сгущенные жидкости, которые закачивают последовательно. Первая стадия-это водяной буфер, полимер и добавки. Затем следует раствор, представляющий собой буфер плюс проппант - обычно песок - во взвешенном состоянии. По мере выполнения обработки закачиваются различные концентрации проппанта и различные объемы раствора.

Давление, производимое буфером, дает начало трещине и служит причиной ее распространения. Раствор помогает удлинить трещину и перенести проппант дальше. Постепенно трещина заполняется до тех пор, пока не набивается в ее оконечности.

Особенность метода в том, что при достаточно небольших затратах он чрезвычайно эффективен. Дебет нефти повышается в 5-8 раз, затраты на проведение ГРП единовременные, нет необходимости многократно вкладывать средства, как при других методах интенсификации нефтедобычи (эффективность, которых обычно кратковременная), небольшие единовременнные затраты дают большой экономический эффект и наконец, отсутствует экологический риск, т.к. гель являющийся песконосителем, саморазрушается не принося никакого экологического ущерба.

Оценив экономическую, технологическую и экологическую выгоду метода «Гидравлического разрыва пласта», проанализировав особенности залегания, а также коллекторских свойства пласта, по рекомендациям специалистов Сибирского Научно-Исследовательского Института Нефтяной Промышленности (СибНИИНП), Российской Академии Наук и др. научно-исследовательских и проектных организаций, руководство ОАО «ТНК-Нягань» пришло к выводу о необходимости реализации проекта гидроразрыва пласта на Талиинском месторождении нефти.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс обработки призабойной зоны скважины с целью расширения и углубления естественных и образования новых трещин в породах призабойной зоны скважины, в результате чего увеличивается средняя проницаемость пласта в зоне распространения трещин и значительно улучшаются условия притока жидкости. Достигается это путем создания высоких давлений на забое закачкой в пласт вязких жидкостей при больших расходах, что обеспечивает быстрое повышение давления на забое. При достижении давления, превышающее гидростатическое примерно в 1,5-2 раза, расширяются естественные и образуются новые трещины. Для сохранения трещин в раскрытом состоянии их заполняют песком, который вводят вместе с вязкой жидкостью. В дальнейшем эта жидкость извлекается в процессе освоения скважины.

В западно-Сибирском регионе и в целом по России в основном применяется бурение скважин при помощи забойных двигателей, приводимых в движение буровым раствором, циркулирующим в скважине. В процессе бурения образуется шлам, который выносится из скважины на поверхность буровым раствором. Разбуривание продуктивных зон с применением необработанных буровых растворов на водной основе приводит к разбуханию глин присутствующих в пласте, и засорению пласта глинистой фазой бурового раствора. Попадание воды в продуктивный пласт влечет за собой снижение фазовой проницаемости пласта для нефти.

При цементировании эксплуатационной колонны также происходит кальматация продуктивного горизонта по всей ее длине, включая продуктивный горизонт. В силу высокого удельного веса тампонажного раствора происходит значительное отфильтровывание его в продуктивные горизонты, что зачастую влечет за собой необходимость производства ГРП для восстановления связи скважины с коллектором.

Наиболее распространенный метод перфорации, кумулятивный метод, также имеет некоторые отрицательные черты. При простреле колонны на стенках перфоканала и в пласте образуется стекловидная пленка из-за высокой температуры взрыва. Кроме того канал загрязняется продуктами взрыва и частицами перфозаряда.

Такие загрязнения призабойной зоны скважины приводят к потребности применения ГРП для восстановления связи с чистым незакальматированным коллектором.

Основной целью ГРП является образование канала с высокой пропускной способностью для жидкости в пласте. На пласт действуют силы, обусловленные весом вышележащих пород, образующих горное давление. Для того чтобы образовать трещину в пласте необходимо преодолеть эти давления и разорвать связывающие породу силы. Это достигается путем создания в зоне пласта высокого давления, которое превышает значение горного давления. В призабойную зону скважины нагнетается жидкость высокой вязкости с пониженным значением отфильтрования в пласт.

Высокий темп закачки обеспечивает условие, когда скорость подачи жидкости превышает скорость ее отфильтрования (матричный темп закачки) и за счет этого давление в зоне пласта возрастает до значения, при котором происходит образование трещины.

Затем производится закачка так называемого объема "подушки", жидкости необходимой для создания трещины необходимых размеров. Когда эта цель достигнута, трещина заполняется сыпучим расклинивающим агентом, который сохраняет трещину в раскрытом состоянии после снятия давления.

В результате описанной операции в пласте создается высокопроводимый канал, обеспечивающий свободный доступ пластового флюида из неразработанной части пласта в скважину.

4.2 Виды ГРП

В настоящее время в мировой нефтедобывающей практике используются три основных вида гидравлического разрыва пласта: обычный гидроразрыв пласта (ГРП), глубокопроникающий (ГГРП) и массированный (МГРП). Каждый из этих видов имеет свою область применения.

ГРП используется как средство увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Применяется, как правило, в отдельных скважинах с загрязненной призабойной зоной с целью восстановления их естественной продуктивности, характеризуется использованием незначительного количества закрепляющего материала (5-10 тонн).

ГГРП является одним из наиболее эффективных методов, позволяющих увеличить продуктивность скважин, дренирующих низкопроницаемый пласт (с проницаемостью менее 0,05мкм²). Характеризуется этот процесс использованием больших количеств закрепляющего материала - 10-50тонн и жидкостей разрыва - 150-200м^3. В этом случае создаются трещины или система трещин значительной протяженности (50-100 и более метров), охватывающие не только призабойную зону, но и значительную часть пласта. В этом основное отличие ГГРП от обычного ГРП. Область применения ГГРП - низкопроницаемые залежи или отдельные её участки с целью, в частности, достигнуть рентабельности разработки таких месторождений. Технология ГГРП предназначается для воздействия на неистощенные (невыработанные) нефтяные залежи, где продуктивные пласты представлены терригенными (песчаными) коллекторами.

МГРП - массированный гидроразрыв пласта, который на практике применяется в низкопроницаемых коллекторах газовых месторождениях. Основной особенностью этого процесса является создание искусственных трещин очень большой протяженности. Для этих целей используются большие количества закрепляющего материала.

4.3 Новые технологии ГРП

Существенное расширение области применения гидравлического разрыва и рост числа операций в течение последнего десятилетия связаны с интенсивным развитием технологий проведения обработок. К новым эффективным методам следует отнести технологию осаждения проппанта на конце трещины или концевое экранирование трещины (TSO), которая позволяет целенаправленно увеличить ее ширину, остановив рост в длину, и тем самым существенно увеличить проводимость (произведение проницаемости и ширины). Для снижения риска попадания трещины в водо- или газоностные горизонты, а также для интенсификации выработки запасов низкопроницаемых слоев применяется технология селективного гидроразрыва. Постоянно создаются новые материалы для ГРП. С целью предотвращения выноса проппанта из трещины создана технология PropNET, предусматривающая закачку в пласт одновременно с проппантом специального гибкого стекловолокна, которое, заполняя промежутки между частицами проппанта, обеспечивает максимальную устойчивость проппантной пачки. Для снижения степени остаточного загрязнения трещины разработаны низко полимерные жидкости разрыва LowGuar и система добавок к деструктору CleanFLOW. Применяется незагрязняющая пласт жидкость ClearFrac, которая не требует деструктора.

Совершенствуется информационная база проведения ГРП. Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, промысловый эксперимент, состоящий в проведении микро- и минигидроразрывов перед основным ГРП. Таким образом определяется распределение напряжений в пласте, определяется эффективное давление разрыва и давление смыкания трещины, выбирается модель развития трещины, рассчитывается её геометрические размеры. Специальные приборы позволяют определить высоту и азимут трещины. С использованием специальных программ с учетом целей ГРП осуществляется «дизайн» трещины.

Применение новых технологий позволяет подобрать жидкость разрыва и проппант, максимально соответствующие конкретным условиям, и проконтролировать раскрытие и распространение трещины, транспорт проппанта во взвешенном состоянии вдоль всей трещины, успешное завершение операции. В последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированию ГРП как элемента системы разработки. Такой подход основан на учете многих факторов, в том числе проводимости и энергетического потенциала пласта, системы размещения добывающих и нагнетательных скважин, механики трещины, характеристик жидкости разрыва и проппанта, технологических и экономических ограничений.

4.4 Расширение области применения ГРП

В связи с появлением новых технологий практически нет ограничений по проницаемости на применение ГРП, в то время как в соответствии с традиционными представлениями гидроразрыв применялся только в низкопроницаемых пластах. Так, ГРП может применяться в нефтяных пластах низкой проницаемости k<0.005мкм², средней-0,005<k<0.05мкм² и высокой k>0.05мкм²; в газовых пластах соответственно k<0.0005мкм², 0,0005<k<0.005мкм² и k>0.005мкм² с выбором соответствующей технологии. В средне- и высокопроницаемых пластах эффективны короткие и широкие высокопроводящие трещины, в низкопроницаемых - трещины большой длины и меньшей проводимости. Увеличение дебитов скважин после ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещины, а также размерами трещины, причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает с ростом длины трещины, существует предельная длина, превышение которой практически не увеличивает дебит жидкости. С учетом увеличения зон влияния скважин в результате создания трещин гидроразрыва при проектировании разработки с применением ГРП можно планировать более редкую сетку скважин.

Основные ограничения на применение ГПР относятся к проведению операций в водонефтяных и газонефтяных зонах, в которых возможны ускоренное конусообразование и резкий прорыв воды и газа в скважины, а также в истощенных пластах с низкими остаточными запасами и нефтенасыщенных линзах очень малого объема, так как это не обеспечит окупаемости ГРП.

ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии гидроразрыва различаются прежде всего объемами закачки технологических жидкостей и проппантов, а также размерами создаваемых трещин.

Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективный метод снижения сопротивления призабойной зоны и увеличения эффективного радиуса скважины. При этом достаточно создать трещины длинной 10-20м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц проппанта. В таких условиях дебит скважины увеличивается в 2-3 раза.

ГРП средне- и высокопроницаемых пластов - один из наиболее быстро развивающихся методов интенсификации добычи нефти. В высокопроницаемых пластах основным фактором увеличения дебита скважины вследствие ГРП является ширина трещины, в низкопроницаемых пластах - ее длина. Для создания коротких трещин используется технология TSO (tip-screen-out), которая позволяет снизить объем жидкости гидроразрыва до 1-5м³, одновременно увеличив массу проппанта до 20т и более. Осаждение проппанта препятствует увеличению ее длины. В результате дальнейшей закачки содержащей проппант жидкости ширина трещины возрастает до 25мм (при обычном ГРП она составляет 2-4мм) и эффективная проводимость трещины повышается до 500-3000мкм²*мм. Эта же технология используется для предупреждения распространения трещины к водонефтяному контакту. Технология TSO успешно применяется на месторождениях России, Северного моря, США, Канады, Бразилии, Венесуэлы, Мексиканского залива, Индонезии, Вьетнама, Саудовской Аравии. Создание коротких широких трещин в скважинах, в скважинах, вскрывающих средне- и высокопроницаемые пласты , дает хорошие результаты при значительном ухудшении коллекторских свойств в призабойной как средство увеличения эффективного радиуса скважины. Оно эффективно в многопластовых песчаных коллекторах, где вертикальная трещина обеспечивает непрерывную связь тонких песчаных прослоев с зоной перфорации; в коллекторах с миграцией мельчайших частиц, в которых в результате снижения скорости течения вблизи ствола скважины предотвращается вынос песка; в газовых пластах для снижения негативных эффектов, связанных с турбулизацией потока вблизи скважины.

Технология импульсного гидроразрыва позволяет создавать в скважине несколько радиально расходящихся от ствола трещин, что может эффективно использоваться для преодоления скин-эффекта, особенно в средне- и высокопроницаемых пластах.

Проведение глубокопроникающего гидроразрыва с образованием протяженных трещин увеличивает не только проницаемость призабойной зоны, но и охват пласта воздействием, способствует вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышает нефтеотдачу. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Оптимальная длина закрепленной трещины, превышение которой практически не увеличивает дебит жидкости, при проницаемости пласта 0,01-0,05мкм² обычно составляет 40-60м, объем закачки составляет десятки-сотни кубических метров жидкости и десятки тонн проппанта. При проницаемости пласта около 0,001мкм² оптимальная длина трещины равна 100-200м, объем закачки - сотни кубических метров жидкости и 100-200т проппанта.

Для вовлечения в промышленную разработку газовых коллекторов сверхнизкой проницаемости (менее 10^-4мкм²) в США, Канаде и некоторых странах Западной Европы успешно применяют технологию массированного ГРП. При этом образуются трещины протяженностью около 1000м с закачкой от сотен до тысяч кубических метров жидкости и от сотен до тысяч тонн проппанта. В большинстве случаев операции оказались успешными, и дебит увеличился в 3-9 раз. Получила распространение технология последовательной закачки в трещину проппантов, различающихся по фракционному составу и другим свойствам.

4.5 ГРП в горизонтальных скважинах

По характеру расширения зоны дренирования скважины глубокопроникающий и массированный гидроразрыв можно сравнить только с горизонтальными и пологонаправленными скважинами. Основные отличительные особенности каждой из этих технологий определяют их возможности по интенсификации добычи и увеличению нефтеотдачи. Если направление трещины ГРП предопределено распределением тектонических напряжений в пласте, то направление горизонтального ствола можно выбирать в соответствии с распределением запасов. Высокопроводящая трещина ГРП представляет собой поверхность, пересекающую пласт, к которой направлен поток флюида. Горизонтальная скважина является линейным стоком, и, следовательно, в ее окрестности возникают гораздо более высокие фильтрационные сопротивления. Ситуация усугубляется в анизотропных пластах, в которых вертикальная проницаемость существенно ниже горизонтальной. При этом в отличие от ГРП эффект от бурения горизонтального ствола значительно уменьшается.

Существенные преимущества по сравнению с ГРП горизонтальные скважины имеют в водо- и газонефтяных зонах, где эффективно используются для снижения конусообразования. С помощью горизонтального ствола сложной траектории можно осуществлять выработку отдельных нефтяных линз малого объема, самостоятельная разработка каждой из которых экономически неэффективна. В остальных случаях возможно применение каждой технологии, но окончательный выбор конкретной технологии должен осуществляться на основе технико-экономического анализа с учетом стоимости операции. Обычно операция ГРП в 5-10 раз дешевле бурения вертикальной скважины, тогда как бурение горизонтального ствола в 1,5-3 раза дороже ГРП.

Развиваются технологии проведения ГРП в горизонтальных скважинах. При этом удается существенно увеличить зону дренирования скважины, однако из-за высокой стоимости такие работы проводятся в основном на морских месторождениях. Ориентация трещины по отношению к азимуту минимального главного напряжения в пласте. Если горизонтальный ствол параллелен направлению минимального главного напряжения, то при гидроразрыве образуются поперечные трещины. Разработаны технологии создания нескольких трещин в одной горизонтальной скважине. При этом число трещин определяется с учетом технологических и экономических ограничений и обычно составляет 3-4. Гидроразрывы в нефтяных и газовых горизонтальных скважинах проводились на месторождениях Северного моря. Крупнейший проект реализован на газовом месторождении Золинген (Германия), характеризующемся сверхнизкой проницаемостью коллекторов (10^-6 - 10^-4мкм²), средней пористостью 0,1-0,12 и средней толщиной пласта около100м. В горизонтальном стволе длинной 600м созданы четыре поперечные трещины, полудлина каждой составляет около 100м. Максимальный дебит составил 700тыс.м³/сут, затем снизился и стабилизировался на уровне 500тыс.м³/сут.

Если горизонтальный участок скважины параллелен направлению максимального горизонтального напряжения, то трещина гидроразрыва будет продольной по отношению к оси скважины. Такая продольная трещина не может обеспечить значительного увеличения дебита горизонтальной скважины, но скважина, пересеченная продольной трещиной, может рассматриваться как трещина очень высокой проводимости. С учетом того, что рост проводимости является определяющим фактором увеличения дебитов скважин вследствие ГРП в средне- и высокопроницаемых пластах, при разработке таких пластов возможно использовать гидроразрыв в горизонтальных скважинах с образованием продольных трещин. Опытные работы по определению эффективности продольных трещин, проведенные на месторождении Купарук Ривер (Аляска) в четырех горизонтальных скважинах, показали, что продуктивность в среднем увеличилась на 71%, а затраты - на 37%. Во всех скважинах выбор между проектированием вертикальных скважин с ГРП, горизонтальных скважин или горизонтальных скважин с ГРП осуществляется на основе оценки экономической эффективности конкретной технологии.

Значимость технологии ГРП для месторождений Америки и Западной Европы подтверждается тем, что добыча 1/3 запасов углеводородов здесь возможна и экономически оправдана только с проведением гигроразрыва пласта. В настоящее время ГРП осуществляется в более 40% нефтяных и более70% газовых скважин.

Технология нефтедобычи включает в себя целый ряд мероприятий, связанных с продуктивностью скважины и индексом приемистости. В сущности, есть разница между технологией разработки пласта, которая охватывает широкий круг вопросов, связанных с нефтяными и газовыми коллекторами (в частности, объемом и временным охватом извлечения сжиженных нефтепродуктов), и технологией нефтедобычи, часто относящейся к одной или нескольким конкретным скважинам. Одним из главных факторов является стремление ускорить темпы добычи путем увеличения дебита скважины или объема закачиваемой жидкости в единицу времени. Широко внедряются и используются новые понятия, такие как повышение продуктивности и воздействие на скважину. Иногда настолько же важным является уменьшение депрессии скважины, т.е. разности давления вытеснения (пласта) и динамического забойного давления. На первый взгляд, чем ниже динамическое забойное давление, тем больше должен быть темп добычи, но это не всегда желательно. Понижение динамического забойного давления может повлечь за собой множество вредных последствий, таких как загрязнение, запарафинивание и отложение асфальтена; образование конуса обводнения или газового конуса и вынос песка. Таким образом, очень важно сразу же осознать, что возбуждение и предполагаемое увеличение коэффициента продуктивности скважины не приводят сами по себе к повышению темпа добычи. Коэффициент продуктивности распределяется при этом таким образом, что некая соответствующая его часть идет на повышение темпа выработки и/или уменьшение депрессии, в зависимости от характеристик данной скважины.

4.6 Задачи гидроразрыва высокопроницаемых пластов

Первая задача заключается в интенсификации притока или нагнетания скважины.

Помимо очевидных, имеются следующие основания для применения гидроразрыва высокопроницаемых пластов:

1. Предотвращение повреждения продуктивного пласта

Трещина, распространяющаяся за пределы области повреждения призабойной зоны, эффективно предотвращает и сводит на нет эффекты упомянуой зоны повреждения. Если не принять мер против этих эффектов, производительность уменьшится, и произойдет значительное нежелательное падение давления в скважине. Кислотная обработка под давлением ниже давления гидроразрыва часто недостаточно эффективно предотвращает повреждения в призабойной зоне, либо оказывается безрезультатной.

2. Снижение депрессии в призабойной зоне при выходе продукта

Депрессия, равная разности давления пласта и динамического забойного давления, является единственной силой, обеспечивающей движение потока от пласта к стволу скважины. Увеличение депрессии может сказаться на прочности пласта. Непрочность пласта может привести к миграции мелких фракций и песка в зону ствола скважины. При коротком и широком разрыве эта проблема решается в результате уменьшения как депрессии, так и скорости песка-коллектора вблизи ствола скважины.

3. Улучшение сообщения между слоями пласта и стволом скважины

В многослойных пластах из песка и сланца тонкий слой песка может недостаточно эффективно сообщаться со стволом скважины. Образование трещины обеспечивает непрерывную проницаемую по вертикали связь с перфорационными каналами.

4. Уменьшение воздействия недарсиевого потока в очень осушенном газе и/или в газоконденсатах

Обычно для пластов с проницаемостью ниже 5 миллидарси влияние недарсиевого потока незначительно. В высокопроницаемых пластах недарсиев член, возрастает и может существенно уменьшить дебит скважины. Гидроразрыв обеспечивает более высокую удельную проводимость, и скорость потока от резервуара может уменьшиться достаточно для устранения или существенного уменьшения недарсиевых эффектов⁽⁸⁾.

4.7 Основные параметры гидроразрыва высокопроницаемых пластов

В целом гидроразрыв высокопроницаемого пласта не отличается от гидроразрыва малопроницаемого пласта. Оптимальное достижимое значения безразмерной удельной проводимости трещины равно 1.6 для любого объема расклинивающего агента в бесконечном разрабатываемом пласте (согласно Пратсу (Prats). Безразмерная удельная проводимость трещины по Синко-Лей (Cinco-Ley)⁽¹⁰⁾ определяется по формуле:

(1)

где C_fD - безразмерная удельная проводимость трещины, k_f - проницаемость пачки расклинивающего агента, w - среднее значение ширины трещины, k - проницаемость пласта и x_f - полудлина трещины. При оценке скин-эффекта учитывается и проницаемость трещины, и ее длина, s_f, используемая для «учета» стимулирующего воздействия гидроразрыва. При сложении с безразмерным членом давления, описывающим поведение пласта данный скин-эффект учитывается в радиальном и псевдорадиальном потоке в точности как любой другой скин-эффект.

При гидроразрыве высокопроницаемого пласта основным требованием является гораздо более высокая проницаемость трещины по сравнению со случаем неограниченного распространения трещины; длина трещины при этом играет второстепенную роль. Высокая проницаемость трещины достигается за счет увеличения ее ширины (по сравнению с гораздо меньшей шириной трещины при гидроразрыве малопроницаемого пласта) при высокой проницаемости пачки расклинивающего агента и малой длине трещины (по сравнению с требуемой длиной трещины в малопроницаемых пластах).