Issuu on Google+

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ  Коллектив авторов, 2010

УДК 622.276.76

Вывод скважины из бездействия при помощи гидравлического разрыва пласта

А.В. Джабраилов (ООО «РН-Пурнефтегаз»), Т.Ю. Юсифов, И.Д. Латыпов, к.ф.-м.н., Г.А. Борисов, к.ф.-м.н., А.Н. Горин, А.М. Хайдар, к.ф.-м.н. (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

15 ЛЕТ Well recommissioning by hydraulic fracturing operations A.V. Dzhabrailov (RN-Purneftegaz LLC), T.Yu. Yusifov, I.D. Latypov, G.A. Borisov, A.N. Gorin, A.M. Khaidar (RN-UfaNIPIneft LLC) The paper attempts to generalize the results of reservoir hydraulic fracturing operations (HFO) aimed at recommissioning inactive wells on a number of oil fields operated by RN-Purneftegaz LLC. Criteria for selecting candidate wells are proposed, and the results of the implemented operations are analyzed. Practical recommendations on running HFO on inactive wells are given.

H

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта (ГРП), вывод скважин из бездействия при помощи ГРП, проведение ГРП на обводненном фонде, критерии подбора скважин-кандидатов. Адрес для связи: borisovga@ufanipi.ru

а месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки, одной из наиболее актуальных является задача вывода скважин из бездействия. Особого внимания заслуживают скважины, переведенные в бездействующий (консервационный) фонд по причине существенного снижения дебита жидкости и высокого обводнения, при этом остаточные запасы в зоне их дренирования остались значительными. В статье описан успешно реализованный подход к доизвлечению нефти из обводненных скважин бездействующего фонда при помощи гидравлического разрыва пласта (ГРП) на месторождениях ООО «РНПурнефтегаз» в 2007 г. В 2007 г. на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» было проведено 127 скважино-операций ГРП, из них 28 (22 %) – в скважинах бездействующего фонда. Из табл. 1 видно, что основной причиной перевода скважин в консервацию стала высокая (более 90 %) обводненность продукции. В среднем скважины, в которых были выполнены ГРП, находились в бездействии 4,5 года.

Н

Таблица 1 Число скважин, выведенных из бездействующего фонда Причина перевода скважин в бездействующий фонд

находившихся в консервации, годы

Всего

Обводнение

<2 5

2-4 8

4-6 5

>6 3

21 (75 %)

Прорыв газа

1

1

1

3 (11 %)

Отсутствие притока

1

1 (3 %)

Другие

1

1

1

3 (11 %)

В табл. 2 представлен объем мероприятий, проведенных для вывода из бездействия скважин на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз». Из-за разной экономической и технологической эффективности со четания методов в данной статье анализируется эффективность операции ГРП без дополнительных мероприятий, таких как переход на вышеили нижележащий горизонты или зарезка боковых стволов. Кроме того, из рассмотрения исключены операции ГРП в горизонтальных скважинах. Описываемый подход основывается на хорошо известном факте: растворенный газ снижает вязкость нефти и увеличивает ее подвижность. Поэтому основной идеей применения ГРП для доизвлечения запасов

58

08’2010

Таблица 2 Число скважино-операций

Месторождение Барсуковское Ново-Пурпейское

ГРП -

ПВЛГ+ГРП 1

ЗБС+ГРП -

Всего 1 1

-

1

-

Харампурское: Северный купол

3

-

-

3

Южный купол

10

-

-

10

Тарасовское

-

2

2

4

Фестивальное

2

-

-

2

Всего 15 4 2 Примечание. ПВЛГ – перевод скважин на вышележащие горизонты; ЗБС – зарезка боковх стволов.

21

нефти из обводненных скважин было создание достаточно длинных трещин с целью вовлечения в разработку отдаленных недренируемых зон с остаточными запасами маловязкой нефти и растворенного в ней газа. На Фестивальном и Харампурском месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» вязкость нефти в пластовых условиях составляет соответственно 0,32 и 0,38 мПа⋅с. Создаваемая трещина ГРП позволяет достичь недренируемых зон с более подвижной нефтью и получить устойчивую гидродинамическую связь скважины с этими зонами. На рис. 1 представлены результаты вывода из бездействия обводненных скважин при помощи операции ГРП. Из него видно, что в части скважин Южного купола Харампурского месторождения получены трещины малой полудлины, это не позволило увеличить добычу нефти. Недостижение необходимой полудлины трещины обусловлено: – техническими отказами оборудования при проведении операции гидроразрыва в одной скважине [1] (закачано 30 % плановой массы проппанта); – ростом трещин гидроразрыва в высоту из-за неверного планирования интервала инициации трещины в двух скважинах. На Северном куполе Харампурского месторождения технологическая эффективность операций ГРП высокая, однако дебиты нефти низкие (рис. 2). Это связано с тем, что, несмотря на высокий газовый фактор, источником газа является не растворенный в нефти газ, а газовая шапка, вследствие чего образуется конус газа, слабо влияющий на подвижность нефти.

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО


ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ В процессе выполнения работ был установлен важный факт, который следует учитывать при подборе скважин-кандидатов для проведения ГРП. Результаты анализа проб воды в трех скважинах, перешедших в бездействующий фонд из-за обводнения, показали, что высокая обводненность обусловлена подходом фронта нагнетаемых вод (ФНВ). При проведении ГРП в таких скважинах возникает большая вероятность прорыва трещины ГРП в зоны ФНВ. В данном случае основанием для принятия решения о выполнении ГРП послужило бездействие соседних нагнетательных скважин за период нахождения целевых скважин в бездействии. Результаты проведения ГРП представлены на рис. 3. Выводы 1. Для успешного вывода обводненных скважин из бездействия при помощи операции ГРП необходимы следующие условия. Геологические условия: – низкая вязкость нефти (менее 0,4 мПа⋅с); – наличие остаточных запасов; – наличие в нефти растворенного газа. Технологические условия: – создание достаточно длинной трещины ГРП с высокой проводимостью; – снижение риска незапланированного роста трещины в высоту: интервал инициации трещины ГРП должен быть в месте наименьшего горизонтального напряжения. 2. Для обеспечения технологических условий необходимо: – знать геомеханические свойства породы [2-4] для корректного расчета получаемой геометрии трещины ГРП; – ограничить рост трещины ГРП в высоту одним из следующих методов: • ограничение эффективного давления трещины за счет использования жидкостей малой вязкости (вязкоэластичные жидкости, жидкости ГРП с применением волокон, недосшитый гель и другие низкополимерные жидкости); • снижение расхода (скорости закачки жидкости ГРП); • увеличение разности между напряжениями в пласте и в сдерживающих барьерах снижением пластового давления; • искусственное усиление барьеров (закачка проппанта разной плотности) с использованием специальных технологий.

Рис. 1. Средние технологические параметры ГРП и работы скважин на второй месяц после ГРП (СХ, ЮХ – соответственно Северный и Южный купол Харампурского месторождения; Ф – Фестивальное месторождение)

Рис. 2. Средние значения относительных технологических параметров работы скважин на второй месяц после операции ГРП (k – проницаемость, H – эффективная толщина пласта)

Список литературы 1. Анализ и классификация причин преждевременных остановок закачки при проведении гидравлического разрыва пластов/ А.М. Хайдар, Г.А. Борисов, А.Н. Горин, И.Д. Латыпов//Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 11. – С. 38-41. 2. Hydraulic Fracture Geometry Investigation for Successful Optimization of Fracture Modeling and Overall Development of Jurassic Formation in Western Siberia/A. Nikitin, А. Yudin, I. Latypov [and other]//Paper SPE 121888 presented at the 2009 SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Jakarta, Indonesia, 4–6 August 2009. 3. Применение плотностного и поляризационного акустического каротажа для оптимизации гидравлического разрыва пласта// Г.А. Борисов, И.Д. Латыпов, А.М. Хайдар [и др.]/Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 9. – С. 98-101. 4. Прогноз геометрии трещины гидроразрыва пласта/И.С. Афанасьев, А.Н. Никитин, И.Д. Латыпов [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 62-66.

Рис. 3. Средние значения технологических параметров работы трех скважин Южного купола Харампурского месторождения, перешедших в бездействующий фонд вследствие подхода ФНВ, на второй месяц после проведения ГРП

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

08’2010

59


Вывод скважины из бездействия при помощи гидроразрыва пласта, 2010