Issuu on Google+

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.66

© А.Н. Парфенов, В.А. Шашель, С.С. Ситдиков, 2007

Особенности и опыт проведения проппантного ГРП в ОАО «Самаранефтегаз» А.Н. Парфенов, В.А. Шашель (ОАО «Самаранефтегаз»), С.С. Ситдиков (ОАО «НК «Роснефть»)

И И

стория промышленной добычи нефти в Самарской области берет свое начало в 30-х годах ХХ века. В настоящее время ОАО «Самаранефтегаз» осуществляет добычу углеводородов на большей части территории Самарской области, разрабатывает более 110 месторождений, обеспечивая добычу нефти более 9 млн. т/год. Месторождения Самарской области представлены терригенными и карбонатными коллекторами (соответственно 56 и 44 % фонда скважин), стратиграфически относящимися к девонской, каменноугольной и пермской системам. Возраст отложений и особенности их залегания обусловливают существенное различие свойств пород и содержащихся в них флюидов (табл. 1). Указанное различие свойств пластов и флюидов влияет на выбор способов разработки месторождений, методов интенсификации добычи, способов подъема и транспорта продукции. В частности, для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов применяются различные методы кислотного воздействия на пласт, в том числе гидроразрыв пластов (ГРП) с использованием кислоты, а из терригенных коллекторов - ГРП с использованием проппанта в качестве закрепителя созданной трещины. Так, с 2002 по 2006 г. в ОАО «Самаранефтегаз» выполнено 92 операции ГРП со средним приростом дебита 35 т/сут (рис. 1). Накопленная дополнительная добыча нефти составила более 1300 тыс. т. В 2005 г. ГРП не проводились из-за отсутствия финансирования данного вида мероприятий. Относительно небольшое число проведенных операций, в частности по сравнению с числом ГРП в ООО «РН-Юганскнефте-

Features and experience of proppant hydrofracturing application at Samaraneftegaz OAO A.N. Parfenov, V.A. Shashel (Samaraneftegaz OAO), S.S. Sitdikov (Rosneft NK OAO)

The main objective of the paper is to present differences in performing hydraulic fracturing operation between well known Western Siberia and Samara region geology conditions. Production incremental after fracturing is presented. Marked peculiarities of selection, preparing and realization of hydraulic fracturing operations in «Samaraneftegaz» ОАО, future plans of evolutions are denoted.

газ», где ежемесячно проводится более 100 операций, объясняется небольшим числом вводимых из бурения скважин, отсутствием обширных по простиранию мощных коллекторов, где изученность и опыт выполнения работ позволяют поставить «на поток» проведение стимуляции. По мере накопления опыта проведения ГРП в ОАО «Самаранефтегаз» повышалась эффективность планирования и выполнения работ. На рис. 2 показана динамика расчетного и фактического прироста дебита по скважинам с ГРП, а также средний остановочный дебит скважин до проведения интенсификации.

Таблица 1 Пределы Среднее изменения значение

Параметры Глубина залегания, м

500-3640

2100

Нефтенасыщенная толщина пласта, м

0,5-24

4,5

Пластовая температура, °С

18-97

49

0,05-0,27

0,164

Проницаемость, 10 мкм

2-6630

373

Начальное пластовое давление, МПа

5,5-39

22,3

Плотность нефти, г/см3

0,536-0,926

0,8

Вязкость нефти, м Па с

0,19-272

9,7

2,7-494

54

0,26-29,4

6,6

Пористость -3

2

3

Газовый фактор, м /т Давление насыщения, МПа

38

11’2007

Рис. 1. Динамика числа скважин с ГРП и прироста дебита в 2002-2006 гг.

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО


РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 2. Динамика эффективности проведенных ГРП

В 2006 г. средний дебит скважин до проведения ГРП составлял 5 т/сут, т.е. ГРП выполнялись в скважинах, находящихся в бездействии, в то время как в предыдущие годы интенсификация осуществлялась в скважинах действующего фонда. Отношение фактического дебита к расчетному 95 % свидетельствует о более тщательном подходе к планированию работ, чем в предыдущие годы, когда дизайн обработок выполнялся по аналогии с работами в Западной Сибири. Уход от шаблона «сибирских» ГРП и накопленный опыт позволили существенно повысить качество работ. Наличие подошвенной воды, отсутствие мощных глинистых перемычек для сдерживания роста трещины в ниже- и вышележащие водонасыщенные прослои, высокий газовый фактор на боль-

шинстве объектов разработки ОАО «Самаранефтегаз» существенно снижают число потенциальных скважин-кандидатов для проведения в них операции ГРП. Типичный литологический разрез скважины, вскрывшей залежи каменноугольной системы, представлен на рис. 3. Купольное залегание коллекторов, иногда с существенно различающимися характеристиками, делает невозможным использование аналогий в расчетах дизайнов ГРП по уже проведенным работам. В связи с этим трудно придерживаться теоретических аспектов расчетов при выполнении ГРП, подробно описанных в работе [1]. Каждый расчет является уникальным для отдельно взятой скважины. Рассмотрим основные отличия проведения ГРП в скважинах Западной Сибири и Самарской области. В табл. 2 представлены основные параметры, учитываемые при выполнении ГРП, для Приобского месторождения и месторождений Самарской области. Данные подтверждены исследованиями кернового материала. Проведение ГРП в Самарском регионе имеет следующие особенности. 1. При выполнении мини-ГРП возникали трудности при определении давления закрытия трещин и эффективности жидкости гидроразрыва из-за быстрого снижения давления после остановки насосов вследствие низкого пластового давления и/или высокой проницаемости пласта. При проведении работ в некоторых скважинах из-за наличия естественной трещиноватости породы было затруднено определение давления закрытия трещин (мно-

Рис. 3. Результаты ГИС в скважине, вскрывшей залежи нижнего карбона

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

11’2007

39


РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 3. При выполнении операций ГРП в основном используются проппанты средней прочности фракций 16/20 и Приобское Месторождения Параметры 12/18. Применение в последнее время перфорационных месторождение Самарской области зарядов с увеличенным диаметром входного отверстия (Big Глубина залегания, м 2300-2700 1600-1800 2800-3500 Hole) позволило снизить число закачек, не успешных по 5 Модуль Юнга, 10 МПа 0,1-0,17 0,17-0,27 0,3-0,41 причине непрохождения больших концентраций крупного проппанта через интервал перфорации. Однако наличие в Градиент гидроразрыва, кПа/м 11-13,9 10-14 10-19 пластах в некоторых скважинах высоких градиентов разКоэффициент утечек, см/мин1/2 61-76 213-335 100-274 рыва (напряжений) вынуждают закреплять трещину только проппантом фракции 16/30. Действительно, по данным Мгновенные утечки, см3/см2 0-0,08 0,08-0,16 0,08-0,16 лабораторных испытаний проппанта, при расчетном Эффективность жидкости 30-40 5-14 7-30 напряжении 60 МПа (именно такие напряжения наблюгидроразрыва, % даются в скважинах) разница в проницаемости для пропЧистое давление, МПа 6-7 5-12 8-15 пантов фракций 16/30 и 12/18 составляет 50 мкм2. Однако число разрушенных частиц равно соответственно 9 и 14 %. жественные закрытия на диагностическом графике). В связи с Для снижения риска непрохождения и разрушения проппанта в этим при выполнении мини-ГРП в некоторых скважинах было таких скважинах закачивается более мелкий в отличие от фракзапланировано проведение теста ступенчатой закачки с повышеции 12/18 закрепитель трещины. В настоящее время с отечестнием расхода (Step Rate Test) [1] и/или теста на равновесие венными производителями прорабатывается вопрос о поставках (Equilibrium Test) [2]. Эти тесты позволяют повысить вероятность сверхпрочного проппанта, что позволит снизить описанные определения истинного давления закрытия трещины. Кроме риски, с одной стороны, и недопустить удорожания материалов того, при наличии в пласте естественной трещиноватости повыиз-за закупок сверхпрочных проппантов зарубежных произвошение давления приводит к расширению естественных трещин дителей, с другой. и увеличению коэффициента фильтрации жидкости разрыва в 4. В отличие от Западной Сибири, где период эксплуатации пласт по экспоненциальному закону [3]. В таких случаях при пласкважин относительно непродолжительный по сравнению с нировании стадий закачки жидкости требуется определить оптиСамарской областью и большинство операций ГРП проводится мальный объем закачки: достаточный для создания необходимой на «новом» фонде, в ОАО «Самаранефтегаз» ГРП выполняются в ширины трещины и недопущения значительного расширения естественных трещин. Проведение более тщательного анализа кривой падения давления после мини-ГРП в большинстве случаев позволяет объяснить причины нелинейных эффектов в диагностическом графике давления и рассчитать оптимальный объем закачки. 2. Градиент ГРП изменяется в большом диапазоне (от 10 до 19 кПа/м), что можно объяснить низким пластовым давлением (10 кПа/м) и наличием высоких горных напряжений (19 кПа/м). Высокие горные напряжения, кроме того, являются причиной высоких рабочих давлений при проведении работ. В некоторых скважинах давления приближались к допустимым безопасным значениям для оборудования (рис. 4, а), что является отличительной чертой выполнения работ в Западной Сибири (см. рис. 4, б). В таких случаях неизбежно применение замедлителя сшивания геля, который позволяет снизить рабочие давления на 5-7 МПа. Применение понизителя фильтрации (fluid loss agent) в некоторых скважинах позволяло частично компенсировать низкую эффективность жидкости гидроразрыва (см. табл. 2). Однако использование описанных материалов повышает риск преждевременной остановки закачки в случае неправильно рассчитанного времени сшивания, а также уменьшает проводимость трещины из-за блокирования пор породы частицами понизителя фильтрации. В каждом конкретном случае применение того или иного реагента должно быть обосновано необходимостью использования и оценкой уровня рисков неразмещения расчетной массы Рис. 4. График проведения ГРП в скважинах Самарского (а) и Западно-Сибирского (б) регионов проппанта без его использования. Таблица 2

40

11’2007

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО


РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ основном в скважинах «старого» фонда. Часто техническое состояние таких скважин оставляет желать лучшего, и при отсутствии дополнительных геофизических исследований перед стимуляцией пласта риск возникновения аварии достаточно велик. В частности, в предыдущие годы при проведении гидроразрыва происходили разрывы экплуатационной колонны, и дальнейшая эксплуатация скважин была невозможна. В связи с этим в настоящее время обязательной процедурой при подготовке скважины к ГРП является проведение исследований качества цементирования и дефектоскопии эксплуатационной колонны. С приходом в Самарскую область компании «Роснефть» происходит пересмотр существующих технологий ГРП, реализуемых с применением как проппанта, так и кислоты. В ОАО «НК «Роснефть» создана Система Новых Технологий [4]. Высококлассные специалисты путем анализа существующего опыта работ и новейших разработок ведущих мировых компаний в области гидроразрыва пласта предлагают к внедрению наиболее эффективные и адаптированные к тем или иным геологическим условиям технологии. Таким образом, несмотря на всю сложность геологического строения месторождений Самарской области, в скором времени увеличится не только число потенциальных скважин-кандидатов для проведения ГРП, но и эффективность работ. Это позволит повысить добычу нефти в ОАО «Самарнефтегаз».

Выводы 1. Специфика проведения проппантного ГРП на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз» обусловлена особенностями геологического строения месторождений Волго-Уральского региона. 2. Накоплен значительный опыт в проведении ГРП на месторождениях компании, который позволяет год от года повышать эффективность выполнения работ. 3. Планируемое применение новейших технологий в области не только гидроразрыва пласта, но и ремонтно-изоляционных работ в рамках Системы Новых Технологий ОАО «НК «Роснефть» позволит увеличить число потенциальных скважин-кандидатов для проведения ГРП в ОАО «Самаранефтегаз». Список литературы 1. Unified Fracture Design. Bridging the gap between theory and practice/M. Economides, R. Oligney, P. Valco. – 2002. 2. Weng X., Pandey V., Nolte K. G. SPE/ISRM 78173, «Equilibrium Test A Method for Closure Pressure Determination». 2002. 3. Barree R.D., Mukherjee H. SPE 36424, «Determination of Pressure Dependent Leakoff and Its Effect on Fracture Geometry». 1996. 4. Хасанов М.М. Методические основы управления разработкой месторождений ОАО «НК «Роснефть» с применением гидроразрыва пласта//Нефтяное хозяйство. - 2007. - №3. – С. 38-40.


Особенности и опыт проведения ГРП в Самаранефтегаз, 2007