В 1993г. начались опытно-промышленные работы по проведению ГРП на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз", в течение года было проведено 36 операций. Общий объем производства ГРП к концу 1997г. 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. Дополнительная добыча нефти, от производства ГРП в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" к концу 1997г. превысила 1 млн. т.
Общепринятый подход к оценке эффективности гидроразрыва состоит в анализе динамики добычи нефти только обработанных скважин. При этом за базовые принимаются дебиты до ГРП, а дополнительная добыча рассчитывается как разница между фактической и базовой добычей по данной скважине. При принятии решения о проведении ГРП в скважине часто не рассматривается эффективность этого мероприятия с учетом всей пластовой системы и расстановки добывающих и нагнетательных скважин. Видимо, с этим связаны негативные последствия применения ГРП, отмечаемые некоторыми авторами. Так, например, применение этого метода на отдельных участках Мамонтовского месторождения вызвало снижение нефтеотдачи из-за более интенсивного роста обводненности некоторых обработанных и особенно окружающих скважин. Анализ технологии проведения гидроразрыва на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" показал, что зачастую неудачи связаны с нерациональным выбором параметров обработки, когда темп закачки и объемы технологических жидкостей и проппанта определяются без учета таких факторов, как оптимальная длина и ширина закрепленной трещины, рассчитанные для данных условий; давление разрыва глинистых экранов, отделяющих продуктивный пласт от выше- и нижележащих газо- и водонасыщенных пластов. В результате уменьшаются потенциальные возможности ГРП как средства увеличения добычи, увеличивается обводненность добываемой продукции.
При промышленной реализации ГРП предварительно необходимо составление проектного документа, в котором была бы обоснована технология ГРП, увязанная с системой разработки залежи в целом. При проведении ГРП необходимо предусмотреть комплекс промысловых исследований на первоочередных скважинах для определения местоположения, направления и проводимости трещины, что позволит внести корректировку в технологию ГРП с учетом особенностей каждого конкретного объекта. /6/.
2.5. Проектирование гидравлического разрыва пласта
2.5.1. Подбор скважин для осуществления программы по проведению гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении
Подбор кандидатов является, вероятно, наиболее критичным этапом всего проекта ГРП. Успех ГРП в очень большой степени зависит от подбора скважины. Например, эффект от ГРП истощенного коллектора может оказаться весьма краткосрочным и неутешительным. Наоборот, такой ГРП на скважине с сильно поврежденной призабойной зоной, в коллекторе с большими запасами может привести к значительному и устойчивому приросту добычи.
Параметры для оценки скважин-кандидатов для ГРП: для корректной оценки скважины-кандидата ГРП требуется минимальный объем данных. Ниже приведен перечень параметров и данных, необходимых для проведения такую оценку.
1. Карта месторождения с указанием:
1) расположения скважины-кандидата;
2) расположения соседних скважин, включая нагнетательные;
3) расположения скважин с выполненными ГРП;
4) легендой, дающей возможность рассчитать расстояния до соседних скважин.
2. Данные по добыче прошлых лет:
1) графики работы скважины по нефти, воде и газу, динамика давления на устье, данные по всем внутрискважинным работам;
2) текущий режим эксплуатации;
3) сведения по скважинам после ГРП в районе работ, в т.ч. данные ГИС.
3. Данные (диаграммы) ГИС в открытом стволе:
1) ГК, ПС, пористость, сопротивление и/или данные акустического каротажа;
2) содержать сведения об интервале как минимум на 50м выше и 50м ниже интересуемой зоны;
3) на диаграммах должны быть показаны зоны ПВР (в прошлом, настоящие и планируемые в будущем);
4) текущий и планируемый искусственный забой;
5) должна быть показана кровля всех зон.
4. Данные по целевому интересуемому и соседним пластам:
1) пластовое давление;
2) пластовая температура;
3) пористость;
4) литология;
5) местонахождение разломов;
6) естественная трещиноватость коллектора.
5. Данные по фильтрационным свойствам пласта, полученные при бурении:
1) модуль Юнга;
2) данные, свидетельствующие о том, будут ли прилегающие зоны являться барьером на пути развития трещины в высоту, или нет;
3) проектные кровля и подошва трещины;
4) требуется изоляция перфорационных отверстий для обеспечения развития трещины в целевой зоне?;
5) представляет ли проблему близкорасположенный водоносный горизонт?
6. Представляет ли проблему вынос проппанта?
7. АКЦ с данными по 50м выше и ниже целевого интервала.
8. Схемы конструкции скважин с указанием расположения интервалов перфорации, высоты подъема цемента, интервалов посадки и диаметров, цементных мостов-пробок, мест выполнения ловильных работ.
9. Сведения по обсадным и НКТ колоннам:
1) диаметры, марки стали, интервалы спуска;
2) наличие хвостовика в скважине?;
3) диаметр планируемой колонны ГРП?;
4) выдержит ли колонна ГРП преждевременный «Стоп»?;
5) выдержит ли затруб ожидаемые давления?;
6) достаточно ли качество цементирования над предполагаемой высотой трещины?;
7) достаточно ли сцепление цементного камня (качество и количество) чтобы избежать смятия обсадной колонны над пакером?;
8) можно ли выполнить исследование с применением тетраборнокислого натрия или импульсный нейтронный каротаж для выявления воды в каналах цементного камня?
10. Данные о перфорации:
1) тип перфоратора;
2) плотность перфорации (отв. на м);
3) диаметр и глубина отверстий (мм);
4) фазирование (град);
5) отношение диаметра к макс. размеру частиц проппанта (меш).
11. Искривление ствола:
1) глубина максимальной кривизны ствола;
2) отклонение от вертикале на кровле интервала перфорации.
12. Полные данные по эксплуатации скважины.
13. Наземные сооружения.
14. Поддержка проекта со стороны ППД:
1) в состоянии ли нагнетательные скважины обеспечить повышенные объемы нагнетания в связи с возросшим отбором нефти?;
2) требуется карта (схема) заводнения.
При выполнении ГРП колонна подвергается экстремальным нагрузкам: Аномальные давления. При выполнении ГРП давление на устье может превышать 680 атм. Очень важно, чтобы ФА была пригодна для работы с такими давлениями
Абразивные составы. Важно защитить ФА от чрезмерной эрозии.
Высокие нагрузки на НКТ и пакер
Высокие нагрузки на обсадную колонну. Обсадная колонна должна выдерживать давления в затрубе, необходимые для выравнивания давлений ГРП в колонне ГРП.
Высокие нагрузки на хвостовик. Хвостовики должны выдерживать высокие забойные давления ГРП.
Жидкости – всегда следует проверять жидкости до начала КРС: качество, плотность, процент содержания соли, кальция и магния в воде, общее содержание взвешенных частиц и рН. В качестве основных жидкостей рекомендуется отфильтрованная до 10 микрон вода с 3% содержанием хлористого калия. «Чистую» нефть необходимо проверить на содержание воды и частиц песка. Для глушения скважин и КРС должна применяться только нефть с содержанием частиц песка < 0.003%. Все емкости для хранения нефти должны быть очищены паром. Для транспортировки разрешается использование только очищенных емкостей. Перед применением все жидкости подлежат обязательной проверке.
Посадка пакера . Запрещается спуск скребков и пакеров ниже интервала перфорации. Обычно пакер устанавливается на расстоянии 35 мм над перфорационными отверстиями. В случае надежного цементирования пакер может устанавливаться на высоте до 50 метров над верхними перфорационными отверстиями. Одно соединение НКТ устанавливается ниже пакера. В ежедневный отчет по КРС должны включаться данные по глубине посадки пакера и весу лифтовой колонны до и после установки. Отклонения от заданных параметров должны также фиксироваться в отчете.
Интервал проработки обсадной колонны скребком. Проработка обсадной колонны скребком должна производится на расстоянии от 40 метров над пакером до 5 метров над перфорационными отверстиями. При отсутствии перфорационных отверстий проработка скребком производится до планируемой
нижней перфорации.
Размер шаблонов . Рекомендуется максимально возможный для заданной колонны размер шаблонов. Таким образом, шаблон должен быть больше диаметра пакера и иметь достаточную длину и наружный диаметр для установки скважинного насоса./7/
2.5.2. Выбор скважин-кандидатов
На основании выше изложенного мы провели детальный анализ всего добывающего фонда скважин Ельниковского месторождения: работа скважины; проведенные на ней ремонты (аварии); проводимые на ней ГИС; конструкцию скважин; проведенные на ней ГТМ, оптимизации; способ эксплуатации; расположение скважины по отношению к другим скважинам. После этого были выбраны 10 скважин для осуществления программы по гидроразрыву пласта.
Мощность продуктивной зоны (Н) – очевидно, наиболее важная переменная величина коллектора, по моему мнению, поскольку на ее основе мы делаем оценочные расчеты общей проницаемости.
Кривизна ствола в зоне перфораций – часто проблемы с гидроразрывами возникают по причине увеличения угла отклонения ствола в интервале перфораций. На результат может влиять и модуль. Чем мягче порода, тем менее важен угол ствола. Однако, если породы характеризуются предполагаемым модулем 3-6 млн. psi, тогда кривизна является важной величиной.
Количество перфорированных зон – гидроразрыв может быть осложнен в результате неоднородности коллектора песчаных пропластков или по причине мощных перемычек между ними.
Проницаемость – поскольку значения приближенные, я бы не полагался на эту переменную при ранжировании скважин. Скважина может иметь низкое значение Кпр по причине высокого скин-фактора.
Обводненность (%) – при подборе кандидатов на ГРП предпочтение не отдается скважинам с высокой обводненностью продукции. Однако, лично я руководствуюсь тем, сколько нефти можно добыть со скважины даже при большом отборе воды.
Пластовое давление – опять-таки вопрос о точности оставляет место сомнениям совместимости данной переменной.
Таблица 10
Динамика добычи по скважинам - кандидатам
Дата |
Скважина 4006 |
Скважина 4025 |
Скважина 2806 |
Скважина 4002 |
Скважина 2805 |
|||||||||||||||||||||||||
Qж |
Qн |
% |
Qж |
Qн |
% |
Qж |
Qн |
% |
Qж |
Qн |
% |
Qж |
Qн |
% |
||||||||||||||||
янв. 06 |
12,9 |
5,1 |
56 |
7,0 |
2,9 |
54 |
12,5 |
4,9 |
56 |
9,0 |
7,2 |
10 |
7,0 |
3,1 |
50 |
|||||||||||||||
фев. 06 |
12,7 |
5,1 |
55 |
7,1 |
2,9 |
54 |
13,0 |
5,2 |
55 |
8,8 |
7,0 |
10 |
7,5 |
3,4 |
50 |
|||||||||||||||
мар. 06 |
12,8 |
4,7 |
59 |
7,1 |
2,9 |
54 |
12,5 |
5,2 |
53 |
8,9 |
7,1 |
10 |
7,2 |
3,1 |
51 |
|||||||||||||||
апр. 06 |
11,2 |
4,9 |
51 |
7,0 |
2,9 |
54 |
12,1 |
5,1 |
53 |
9,2 |
7,4 |
10 |
7,2 |
3,1 |
52 |
|||||||||||||||
май 06 |
11,5 |
4,8 |
53 |
7,0 |
3,0 |
52 |
12,3 |
5,0 |
54 |
9,0 |
7,2 |
10 |
7,2 |
3,1 |
52 |
|||||||||||||||
июн 06 |
11,5 |
4,7 |
54 |
7,0 |
2,8 |
55 |
12,4 |
5,1 |
54 |
9,3 |
7,4 |
11 |
7,4 |
3,0 |
55 |
|||||||||||||||
июл 06 |
11,9 |
4,9 |
54 |
7,1 |
2,8 |
55 |
12,5 |
4,9 |
56 |
9,3 |
7,4 |
11 |
7,0 |
2,8 |
55 |
|||||||||||||||
авг 06 |
12,0 |
5,2 |
51 |
7,2 |
2,9 |
55 |
12,6 |
5,3 |
53 |
9,1 |
7,2 |
11 |
7,2 |
3,0 |
53 |
|||||||||||||||
сен 06 |
12,0 |
5,0 |
53 |
7,3 |
3,1 |
53 |
12,3 |
4,9 |
55 |
9,0 |
7,2 |
11 |
7,2 |
2,9 |
55 |
|||||||||||||||
окт 06 |
11,4 |
4,4 |
56 |
7,3 |
3,1 |
52 |
12,4 |
4,9 |
56 |
9,6 |
7,5 |
12 |
7,6 |
3,0 |
55 |
|||||||||||||||
ноя 06 |
11,8 |
4,3 |
59 |
7,2 |
3,0 |
53 |
12,5 |
5,0 |
55 |
9,1 |
7,2 |
11 |
7,6 |
3,1 |
54 |
|||||||||||||||
дек 05 |
12,0 |
4,7 |
56 |
7,4 |
3,0 |
54 |
12,5 |
5,2 |
53 |
9,0 |
7,1 |
11 |
7,5 |
3,2 |
53 |
|||||||||||||||
Дата |
Скважина 2792 |
Скважина 2758 |
Скважина 2814 |
Скважина 3786 |
Скважина 2817 |
|||||||||||||||||||||||||
Qж |
Qн |
% |
Qж |
Qн |
% |
Qж |
Qн |
% |
Qж |