Литературный обзор технических публикаций

По методу ГРП

По теме ГРП существует огромное количество публикаций, как отечественных, так и зарубежных специалистов.

• Наиболее основательно теория формирования и распространения трещин гидроразрыва разработана С.А Христиановичем, Г.И.Баренблатом и Ю.П. Желтовым, которые получили аналитические зависимости для

определения размеров горизонтальных и вертикальных трещин, образовавшихся посредством закачки нефильтрующейся и фильтрующейся жидкостей. В работах этих исследователей дан расчет размеров вертикальных трещин, полученных в результате закачки нефильтрующейся жидкости

разрыва, для некоторых значений расхода и вязкости жидкости, упругих констант пласта и бокового давления, а также указаны приближенные формулы для расчета размеров горизонтальных трещин. Формулы для расчета технологических показателей ГРП этих и др. исследователей приведены в «Справочном руководстве по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» [8] под редакцией д-ра техн. наук Ш.К.Гиматудинова и учебном пособии [9] И.Т. Мищенко «Скважинная добыча нефти».

• В руководстве [10] «Выполнение ГРП на месторождении / Контроль качества» – Компании Шлюмберже: представлен ряд основных концепций, необходимых для понимания поведения пластов стимулированных ГРП и как оно отражается на добыче; изложен технологический процесс проведения ГРП на месторождении и контроль качества; рассмотрены ключевые параметры которые в целом влияют на ГРП.

• Журнал « Нефтегазовое обозрение», осень 2000 г., опубликована статья [11] А.Н.Губского. «Технология концевого экранирования TSO на месторождениях Западной Сибири» в которой автор проанализировал целесообразность проведения ГРП по технологии TSO и возможность его надежного осуществления в настоящее время; привел основные критерии позволяющие оценить преимущества технологии TSO над обычным ГРП.

• Журнал « Нефтегазовое обозрение», весна 2002 г., статья [12] «Супер – ГРП на Ачимовских пластах Ярайнерского месторождения. (Западная Сибирь)», авторы Дияшев И.Р., Небесный А.И., Гилларди М.П. В данной статье представлен глубокий анализ технологии большеобъемных глубокопроникающих ГРП на примере 4-х скважин Ачимовской залежи Ярайнерского месторождения.

Основные запасы залежи сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах.

Традиционные методы не дают способа рентабельного освоения таких ресурсов. В процессе проведения ГРП создавали трещины с полудлиной 100 м и шириной 10 мм.

До недавних пор считалось, что при проведении ГРП на низкопроницаемых коллекторах нет необходимости создавать широкие и, следовательно, высокопроводимые трещины. Но недавно проведенные исследования в этой области как нефтяными компаниями, так и производителями расклинивающих агентов и проппантов, доказали, что даже незначительное присутствие какой-либо из фаз, будь то вода в нефти, либо газ и наоборот, ведёт к существенному снижению проводимости трещины, упакованной проппантом.

Проведение большеобъемных глубокопроникающих ГРП на Ярайнерском месторождении не только обеспечило интенсификацию притока, но и стало ключевым элементом разработки месторождения.

• Журнал « Нефтегазовое обозрение», весна 1999 г., статья [13] «Усовершенствованные рабочие жидкости для ГРП и улучшение экономичнских показателей скважин», авторы Кевин Армстронг, Нил Василисиа, Джим Коллинс. Настоящая статья посвящена описанию современных операций по гидроразрыву пласта и ключевой роли в них рабочей жидкости. Кроме того, в ней освещаются четыре технологии, повышающие эффективность ГРП и экономические показатели скважины:

– система добавок к рабочей жидкости HIGHSHEAR;

– комбинированное использование деструктора с системой добавок CleanFLOW;

– применение проппанта со смоляным покрытием (RCP);

– применении волоконного армирования - технология PropNET.

• Работа [14] опубликованная в SPE Petroleum Engineering - автор Prats, M.: " Effect of Vertical Fractures on Reservoir Behavior - Incompressible Fluid Case". [Влияние вертикальных трещин на режим работы резервуара – случай несжимаемой жидкости]. Автор представил метод оценки реагирования пласта в условиях устойчивого режима. В своей работе Пратц знакомит с концепцией анализа вертикальной трещины, приравнивая ее площадь к площади

увеличенной призабойной зоны, и вводя термин эффективного радиуса призабойной зоны, r_w'.

• Работа [15], авторы Cinco-Ley, H., Samaniego-V, F., and Dominquez, N." Transient Pressure Behavior for a Well with a Finite Conductivity Vertical Fracture". [Режим неустановившегося давления для скважин с вертикальной трещиной и ограниченной проводимостью]. Опубликовано в SPE Petroleum Engineering. Авторы первыми представили график, определяя прямую зависимость безразмерной проводимости трещины, F_CD, от эквивалентного радиуса призабойной зоны, r_w'. Эта зависимость лежит в основе дизайна гидроразрыва применительно к любым пластам за исключением коллекторов с чрезвычайно низкой проницаемостью.

• С целью создания единых правил подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ, в Компании Роснефть разработан СТАНДАРТ [16] «Подбор кандидатов на проведение, расчет эффекта и оценка технологической эффективности геолого-технических мероприятий» № П4 -02 С – 00.

Анализ эффективности применения ГРП

На других месторождениях

На сегодняшний день, как рубежом, так и у нас в стране накоплен огромный опыт по проведению ГРП. В Западной Сибири крупномасштабные работы по проведению ГРП ведутся с 1988 г. Для целого ряда объектов ГРП стал неотъемлемой частью разработки и проводится в 50...80 % фонда добывающих скважин. Благодаря ГРП по многим объектам удалось добиться рентабельного уровня дебитов скважин по нефти. Успешность ГРП превышает 90 %. В настоящее время на месторождениях Западной Сибири работают более 15 комплексов ГРП, производя ежегодно порядка 2-х тысяч разрывов. Подавляющее число скважино-операций проводится специализированными

совместными предприятиями по зарубежным технологиям и на зарубежном

оборудовании.

За эти годы накоплен определенный опыт в проведении и оценке эффективности ГРП в различных геолого-физических условиях. Большой опыт

гидроразрыва пластов накоплен в АО " Юганскнефтегаз". Анализ эффективности более 700 ГРП, проведенных СП " ЮГАНСКФРАКМАСТЕР" в 1989-1994 гг. на 22 пластах 17 месторождений АО " Юганскнефтегаз", показал следующее.

Основными объектами применения ГРП являлись залежи с низкопроницаемыми коллекторами: 77 % всех обработок проведено на объектах с проницаемостью пласта менее 5*10^-2 мкм². В первую очередь ГРП проводили на малоэффективном фонде скважин: на бездействующих скважинах - 24 % от общего объема работ, на малодебитных скважинах с дебитом жидкости менее 5 т/сут - 38 % и менее 10 т/сут - 75 %. На безводный и маловодный (менее 5 %) фонд скважин приходится 76 % всех ГРП. В среднем за период обобщения по всем обработкам в результате ГРП дебит жидкости

был увеличен с 8, 3 до 31, 4 т/сут, а по нефти - с 7, 2 до 25, 3 т/сут, т.е. в 3, 5 раза при росте обводненности на 6, 2 %. В результате дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила за 5 лет около 6 млн. т.. Наиболее удачные результаты получены при проведении ГРП в чистонефтяных объектах с большой нефтенасыщенной толщиной (ачимовская пачка и пласты Б₁ Приразломного месторождения), где дебит жидкости увеличился с 3, 5...6, 7 до 34 т/сут при росте обводненности всего на 5...6 %.

Опыт гидроразрыва прерывистых пластов, представленных в основном отдельными линзами коллектора, получен в ТПП " ЛУКойл-Когалымнефтегаз" на Повховском месторождении. Пропластки прерывистой зоны вскрываются двумя соседними скважинами при среднем расстоянии 500 м только в 24 % случаев. Основной задачей регулирования системы разработки Повховского месторождения является вовлечение в активную работу прерывистой зоны

пласта B₁ и ускорение по ней темпов выработки запасов. С этой целью на месторождении в 1992-1994 гг. проведено силами СП " КАТКОНЕФТЬ" 154

ГРП. Успешность обработок составила 98 %. При этом по обработанным скважинам в среднем получен пятикратный прирост дебита. Объем дополнительно добытой нефти составил 1, 6 млн. т. Ожидаемая средняя

продолжительность технологического эффекта - 2, 5 года. При этом дополнительная добыча за счет ГРП на одну скважину должна составить 16 тыс.т. По данным СибНИИНП, к началу 1997 г. на месторождении проведено уже 422 операции ГРП, успешность которых составила 96 %, объем дополнительно добытой нефти - 4, 8 млн. т., среднее увеличение дебита скважин - в 6, 5 раз. Среднее отношение дебита жидкости после ГРП по отношению к максимальному дебиту, достигнутому до ГРП и характеризующему потенциальные возможности скважины, составило 3, 1.

В 1993 г. начались опытно-промышленные работы по проведению ГРП на месторождениях ОАО " Ноябрьскнефтегаз", в течение года было проведено 36 операций. Общий объем производства ГРП к концу 1997 г. составил 436 операций. Гидроразрыв проводился как правило в малодебитных скважинах с низкой обводненностью, расположенных на участках с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. После ГРП дебит нефти увеличился в среднем в 7, 7 раза, жидкости - в 10 раз. В результате ГРП в 70, 4 % случаев обводненность возросла в среднем от 2 % до ГРП до 25 % после обработки. Успешность Успешность обработок достаточно высока и в среднем составляет 87 %. Дополнительная добыча нефти от производства ГРП в ОАО " Ноябрьскнефтегаз" к концу 1997 г. превысила 1 млн. т.

Фирма Dowell Schiumberger является одной из ведущих мировых компаний по интенсификации работы скважин. Поэтому большой интерес представляют ее работы по ГРП на российских месторождениях.

В 1994 г. Dowell Schiumberger провела несколько десятков ГРП на Ново-Пурпейском, Тарасовском и Харампурском месторождениях ОАО " Пурнефтегаз". В период до 01.10.95 г. на месторождениях ОАО " Пурнефтегаз" было проведено 120 гидроразрывов. Среднесуточный дебит обработанных скважин составил 25, 6 т/сут. С начала внедрения ГРП добыто 222, 7 тыс. т

дополнительной нефти. Данные о дебитах скважин приблизительно через год после проведения ГРП: во втором полугодии 1994 г. на месторождениях ОАО " Пурнефтегаз" было проведено 17 операций; средний дебит скважины по нефти

до ГРП составлял 3, 8 т/сут, а в сентябре 1995 г. - 31, 3 т/сут. По некоторым скважинам отмечено снижение обводненности. Внедрение ГРП позволило стабилизировать падающую добычу нефти по НГДУ " Тарасовскнефть".

Опыт проведения кислотного гидравлического разрыва пласта имеется на Астраханском газоконденсатном месторождении, продуктивные отложения которого характеризуются наличием плотных пористо-трещиноватых известняков с низкой проницаемостью (0, 1...5, 0) и пористостью 7...14.

Гидравлический разрыв пласта на Астраханском месторождении осуществляется при помощи специального оборудования фирмы " ФРАКМАСТЕР".

Практика проведения ГРП на Астраханском газоконденсатном месторождении показала его высокую эффективность при условии правильного выбора скважин и технологических параметров обработки. Существенный прирост дебита получен даже в тех случаях, когда на скважине до гидроразрыва было проведено несколько кислотных обработок, последние из которых оказались безрезультатными.

В январе 2008 года на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» сервисным предприятием СП «Ньюко Велл Сервис» была проведена серия ГРП. Ниже в таблице 17 приведены технологические показатели по скважинам стимулированных гидроразрывом пласта.

Таблица 17

Технологические показатели скважин после проведения ГРП

на месторождения ОАО «Удмуртнефть»

Месторождение	№ скв	До ГРП	После ГРП
Q_ж м³/сут	Q_н т/сут	Обв %	Q_ж м³/сут	Q_н т/сут	Обв %	Прирост т/сут
Ельниковское
Ельниковское
Кырыкмасское

Таблица 17 (продолжение)

Месторождение	№ скв	До ГРП	После ГРП
Q_ж м³/сут	Q_н т/сут	Обв %	Q_ж м³/сут	Q_н т/сут	Обв %	Прирост т/сут
Кырыкмасское
Кырыкмасское
Ончугинское	150Р
Лудошурское	2944а
Гремихинское
Гремихинское
Прикамское
Прикамское
Прикамское
Прикамское

Предыдущая 1 2 3 4 567 8 9 Следующая