Интенсификация отборов нефти из добывающих скважин

Одним из факторов, снижающих эффективность гидравлического разрыва пласта, является уменьшение проницаемости проппантной пачки и притрещинной зоны пласта вследствие негативного влияния остатков геля и его фильтрата. В мировой практике для повышения эффективности ГРП в качестве технологической жидкости успешно используются пены, представляющие собой псевдопластичные системы с хорошей пескоудерживающей способностью и пониженной из-за эффекта Жамена утечкой в пласт. Уменьшение утечек геля – основы пенной системы – снижает глубину его проникновения в пласт, а поршневой эффект расширения газа при освоении скважины обеспечивает вынос фильтрата геля из притрещинной зоны в скважину, что повышает качество и сокращает продолжительность этого процесса [9]. В настоящее время за рубежом более 40 % всех ГРП выполняются с использованием пенных систем.

В Западной Сибири первые пенные ГРП проведены в 2007 г. компанией Schlumberger на месторождениях ОАО «Газпромнефть» [10]. Опытно-промышленные работы по внедрению этого способа успешно выполнены в ОАО «ТНК-ВР», ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» и др.

На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» первые опытные пенные ГРП проведены в конце 2009 г., основным объектом испытаний являлся пласт ЮС2. Пенная система, используемая на всех стадиях ГРП (инициация, развитие и закрепление трещины), представляла собой смесь технологического геля с азотом. Генерация пены происходила в турбулентном режиме течения смеси в смесителе на устье скважин без использования добавочных диспергаторов.

Анализ режимов работы скважин на участках ОПР показал, что все пенные ГРП эффективны: в 67 % ГТМ средняя годовая дополнительная добыча нефти превысила аналогичные показатели по окружающим скважинам с ГРП, выполненным по традиционным технологиям, в среднем на 2,3 тыс. т (оценка выполнена за первые 365 сут эксплуатации скважин после проведения ГРП). Важным ре-

31

elib.pstu.ru

зультатом выполненных работ является сокращение в 1,5 раза объемов закачанных в пласт технологических жидкостей и времени отработки скважин для их извлечения по сравнению с данными показателями традиционных ГРП в скважинах ближайшего окружения. Отработка осуществляется на фонтанном режиме, что сокращает потери нефти и затраты на отработку и освоение скважины.

В 2011 г. в скважинах с ранее созданными трещинами ГРП, вскрывших низкопродуктивные зоны пластов и участки выклинивания коллекторов, при проведении пенных ГРП на стадии закрепления трещин повышали концентрацию проппанта, снижая качество пены при сохранении расхода смеси, что обеспечило поступление в трещину проппанта с концентрацией 1300–1500 кг/м3 и ее максимальное закрепление в прискважинной зоне, а также сохранение пониженных утечек и эффекта очистки пласта насыщенной азотом жидкостью при отработке скважины. Повышение концентрации проппанта увеличило кратность роста коэффициента продуктивности скважин.

Результаты проведения ГТМ свидетельствуют о высокой перспективности технологии пенных ГРП, обеспечивающей существенное снижение затрат на освоение скважин и повышение их продуктивности по сравнению с традиционными технологиями гидроразрыва.

Анализ проведенных ГРП на пластах Южно-Харампурского и Фестивального месторождений ООО «Роснефть-Пурнефтегаз» с низкими пластовыми давлениями, в том числе на скважинах, ранее выведенных в консервацию по причине 100%-ного обводнения пластовой водой, показывает, что существует возможность вывода из бездействия ранее нерентабельных скважин. Таким способом выведена из консервации скв. 306 Южно-Харампурского месторождения (табл. 3.3), находившаяся в консервации по причине обводнения [5].

В процессе эксплуатации скважин при снижении пластового и забойного давлений возрастает величина геостатического давления, что вызывает деформацию пород-коллекторов, особенно

32

elib.pstu.ru

Таблица 3.3 Результаты ГРП на скв. 306 Южно-Харампурского месторождения

в призабойной зоне. Процесс изменения пород активизируется при обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента.

Целью гидроразрыва является активизация призабойного пространства путем создания высокопроницаемых каналов в зоне нарушенной проницаемости. Тип и масштабы процесса разрыва проектируются с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести давления к значениям, близким к нормальной величине градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

Для вывода скважин из бездействующего фонда проводятся работы по увеличению объемов закачки проппанта в десятки раз. Скважины, ранее выведенные в консервацию по причине 100%-ного обводнения пластовой водой, успешно активизируются при помощи большеобъемного ГРП с закачкой в пласт более 80 т проппанта. Глубокопроникающий гидроразрыв при этом воздействует на при-

33

elib.pstu.ru

забойную зону и на весь пласт в целом, что приводит к увеличению размеров активизированной области.

На поздней стадии разработки площадей Ромашкинского месторождения также применяется гидроразрыв пласта, как один из эффективных методов увеличения производительности добывающих и нагнетательных скважин.

С 2003 по 2009 г. ежегодно ГРП на объектах разработки НГДУ «Альметьевнефть» осуществлялся в среднем в 48 скважинах. В 2011 г. ГРП выполнен в 79 добывающих и в 9 нагнетательных скважинах [2].

На начало 2012 г. общий накопленный объем внедрения ГРП в добывающих скважинах достиг 390, в нагнетательных – 100 сква- жино-обработок. Эффективность применения ГРП обычно характеризуется приростом дебита в первый год внедрения.

По полученным результатам коэффициент продуктивности пластов после ГРП возрастает в среднем в 3,2 раза: по алевролитам – в 2,9 раза, глиносодержащим песчаникам – в 3,3 раза, по песчаникам – в 3,2 раза. Основной объем работ проводится в глинистых коллекторах (более 71 %). Среднее количество проппанта, применяемого в процессе ГРП, составляет 7,2 т/скв (от 4,5 до

18 т/скв).

На начало 2012 г. выполнено 44 повторных ГРП, в том числе 36 в добывающих скважинах. По добывающим скважинам прирост дебита после первой операции составил 2,7 т/сут, после повторной обработки он увеличился еще на 2,1 т/сут. Повторный ГРП проводится в скважинах, в которых не достигнут первоначально планируемый результат или эффект от первого ГРП кратковременный.

Двойные (двухстадийные) ГРП осуществляются в скважинах с потенциалом повышения продуктивности по двум и более пластам. Такая работа проведена в 23 скважинах, в том числе в 18 добывающих со средним накопленным приростом дебита 5,6 т/сут, что выше общих средних показателей в 1,6 раза.

С конца 2010 г. началось применение большеобъемных ГРП, как первичных, так и повторных, с закачкой проппанта более

34

elib.pstu.ru

3,5 т/м. Первичные операции большеобъемных ГРП выполнены в пяти скважинах, из них в трех успешно.

Повторные большеобъемные ГРП проведены в трех скважинах. В целом результаты повторных ГРП можно оценить как удовлетворительные, так как относительно первичного дебита средний прирост составил 3,6 т/сут, что больше, чем после первого воздействия. На отдельных участках постепенно развивается внедрение площадного ГРП. Одним из примеров является участок блока 6 Миннибаевской площади, где основной объем ГРП (более 10 скважин) выполнен в 2010–2011 гг.

По мере выработки запасов нефти эффективность ГРП снижается, а риски, связанные с отклонением от оптимального дизайна в конкретных геологических условиях, приводят к преждевременному высокому обводнению, возникновению заколонных или внутрипластовых перетоков. В результате наряду с ГРП на вновь вводимых участках стало широко применяться строительство горизонтальных скважин (ГС) с длиной горизонтального участка (ГУ) 400–500 м. Одна ГС бурится вместо двух наклонно направленных скважин (ННС), что повышает экономическую эффективность и снижает удельные затраты на добычу нефти.

Результаты бурения ГС показали, что в пластах с невысокой степенью расчлененности коллекторов дебиты нефти ГС существенно выше, чем дебиты ННС. Однако при бурении ГС в продуктивных пластах, характеризующихся высокой степенью расчлененности и состоящих из прослоев небольшой толщины с низкой проницаемостью, фактический дебит ГС не соответствует ожидаемому и ниже, чем дебит ННС с ГРП. Дополнительным осложняющим фактором является бурение ГУ по чередующимся глинистым и алевролитистым прослоям, что приводит к дополнительной кольматации призабойной зоны пласта. Как следствие, по таким скважинам принимается решение о проведении ГРП. В связи с тем, что конструктивно все ГУ оборудуются нецементируемым щелевым фильтром, пакер устанавливается в адаптере хвостовика. В результате получают неуправляемый ГРП с возможностью образования

35

elib.pstu.ru

трещины в том или ином интервале ГУ и точечный приток из наиболее проницаемого интервала.

Одним из путей совершенствования технологии проведения ГРП стало использование технологии многозонных ГРП (МГРП)

вГС. Впервые в России с целью эффективного вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов технология МГРП применена в ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь».

Транспортная секция 178-миллиметровой колонны спускалась до входа в продуктивный пласт и цементировалась. После бурения горизонтальный участок средней длиной 470 м обсаживался 114,3- миллиметровой хвостовиком, оборудованным разбухающими пакерами и портами ГРП. Большинство скважин оборудовалось для пятизонного ГРП (через 100 м), что позволяло охватить все участки ствола. После спуска компоновки хвостовика скважина некоторое время простаивала в ожидании разбухания пакеров. Затем проводились ГРП с последующим разбуриванием фрезером на гибкой НКТ посадочного седла и шара в интервалах ГРП, промывка скважины и ее освоение с применением азотной установки, что позволило ускорить процесс освоения пласта. Уже первые результаты показали эффективность применяемых технологий.

Для изучения перспектив применения ГРП в горизонтальных скважинах месторождений ОАО «НК «Роснефть» был реализован проект испытаний ГРП в ГС в условиях высоких рисков. Испытаны технологии SurgiFrac фирмы Halliburton (точечная стимуляция горизонтального ствола с созданием системы поперечных трещин) и стандартная технология «слепого» ГРП (создание продольной или поперечной трещины), адаптированная для горизонтальных скважин. ГРП выполнены более чем в 20 скважинах. В результате установлена технологическая и экономическая эффективность технологии «слепого» ГРП. Для сравнения эффективности двух технологий

всеверо-восточной части пласта БП14 Тарасовского месторождения

ООО «РН-Пурнефтегаз» был выбран участок с четырьмя горизонтальными скважинами, находящимися в схожих геологических условиях. Направление горизонтального ствола двух скважин опти-

36

elib.pstu.ru

мально для проведения операции точечной стимуляции ГРП. В других двух скважинах проведены операции по стандартной технологии «слепого» ГРП. Выбор технологий в первую очередь обусловлен азимутом горизонтального ствола: трещина ГРП всегда направлена перпендикулярно минимальному горному напряжению, следовательно, ориентация горизонтального ствола к этому направлению определяет возможность создания продольной трещины либо системы перпендикулярных трещин.

Пласт БП14 Тарасовского месторождения характеризуется низкой проницаемостью (1…3)·10–3 мкм2 и малыми различиями геологических и механических свойств пластов и глинистых перемычек. Вследствие этого наблюдается низкая продуктивность скважин пласта в целом, особенно рассматриваемого участка северо-западной части месторождения. Также отмечается низкая эффективность ГРП

ввертикальных скважинах, вызванная неконтролируемым ростом высоты трещины и слабой ее упаковкой.

Основным условием эффективности продольных трещин ГРП

вгоризонтальных скважинах является ориентация ствола вдоль направления максимального горизонтального напряжения. Особенности технологии создания продольной трещины в таких скважинах (большая площадь перфорации, хорошая гидродинамическая связь между горизонтальным стволом и трещиной, сравнительная однородность механических свойств пласта по горизонтали) позволяют создавать протяженные трещины при малой высоте и снижать до нуля скин-фактор на большом протяжении ствола.

Технология SurgiFrac фирмы Halliburton основана на закачке жидкости ГРП через форсунки (число форсунок от 3 до 6) с фазировкой 60°–120°. Операция включает в себя пескоструйную перфорацию обрабатываемого интервала и создание трещины направленной струей жидкости. Технология разработана специально для обработки горизонтальных скважин. Преимуществом ее является возможность точечной стимуляции выбранных интервалов без установки в них пакеров. Недостатки технологии связаны с технологической сложностью обработки, ограничениями по диаметру ко-

37

elib.pstu.ru

лонны, высокими требованиями к качеству подготовки скважины и предельному расходу жидкости при ГРП.

Технология «слепого» ГРП сходна со стандартной технологией, реализуемой в вертикальной скважине. В соответствии с указанной технологией устанавливается пакер на участке скважины с наклоном около 45°, затем закачивается жидкость ГРП. Преимуществами технологии являются простота проведения, доступность для большинства подрядчиков, относительно невысокая стоимость. Однако при ГРП по данной технологии отсутствует контроль за точкой инициации трещины и нет возможности создания системы множественных трещин.

Горизонтальная скв. 266 находится в эксплуатации с сентября 2003 г. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БП14 по окружающим скважинам составляет 10,4 м. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом нефти 7 т/сут при обводненности 1 %. Низкая продуктивность скважины объясняется неполным вскрытием продуктивного пласта (табл. 3.4).

ГРП в данной скважине выполнялся по технологии точечной стимуляции SurgiFrac. При этом были созданы три трещины, общая масса проппанта составила 39 т (по 13 т на каждый обрабатываемый интервал) После пескоструйной перфорации через тот же инструмент закачивалась жидкость ГРП. Одновременно поддерживалась закачка по затрубному пространству с расходом 0,4 м3/мин. Создание трещины в заданном интервале обеспечивалось направленной струей жидкости ГРП, закачиваемой через форсунки малого диаметра.

Горизонтальная скв. 781 находится в эксплуатации с января 2003 г. Эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора по пласту БП14 (по окружающим скважинам) 9,4 м, длина горизонтальной части 295 м. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом нефти 7 т/сут при обводненности 0,5 %. При проведении ГРП произошла преждевременная остановка закачки на стадии продавки, закачано 65 т (88 % запланированной массы проппанта). Полудлина созданной трещины по результатам моделирования составила 128 м.

38

elib.pstu.ru

Таблица 3.4

Результаты применения ГРП в горизонтальных скважинах Тарасовского месторождения

Наклонно направленная скв. 268 находится в эксплуатации с ноября 2002 г. Максимальный угол отклонения составляет 82°, длина горизонтальной части 34 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БП14, оцененная по окружающим скважинам, 12 м. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом безводной нефти 8 т/сут.

39

elib.pstu.ru

В скважине выполнен «слепой» ГРП с общей массой проппанта 65,9 т (65 т по плану). Полудлина трещины составила 143 м. При ГРП использовался гель с загрузкой полимера 40 %, что позволило исключить риск преждевременной остановки закачки.

Горизонтальная скв. 782 находится в эксплуатации с мая 2003 г. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта БП14 по окружающим скважинам 9,4 м. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом нефти 15 т/сут при обводненности 10 %. Скважина оборудована нецементированным хвостовиком диаметром 114 мм с щелевым фильтром. ГРП в этой скважине проводился по технологии SurgiFrac с общей массой проппанта 55 т (две трещины по 25 и 30 т проппанта) (см. табл. 3.4).

Результаты проведенных работ позволяют рекомендовать технологию «слепого» ГРП для скважин, пробуренных в схожих геологических условиях.

Таким образом, установлено, что ГРП является успешным и эффективным методом увеличения производительности и продуктивности скважин.

3.2. Влияние газа и деформаций коллектора на показатели работы скважин после ГРП

Продуктивность добывающих скважин в процессе бурения и эксплуатации может существенно изменяться, в том числе за счет изменения проницаемости коллектора в призабойной зоне пласта, вызванной различными причинами. Снижение проницаемости ПЗП может происходить за счет загрязнения околоскважинной зоны пласта, за счет перераспределения напряжений после вскрытия пласта бурением и в процессе эксплуатации скважин, что приводит к снижению проницаемости естественных трещин. Также существенное влияние на продуктивность добывающих скважин оказывают деформации коллектора, вызванные снижением пластовых давлений в зоне дренирования пласта, и наличие в пласте свободного газа при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом.

40

elib.pstu.ru