Этапы оптимизации проведения ГРП на объекте

1. Выбор скважин для обработки с учетом существующей или проектируемой системы разработки, обеспечивающий максимизацию добычи нефти и газа при минимизации затрат.

2. Определение оптимальной геометрии трещины - длины и проводимости с учетом проницаемости пласта, системы расстановки скважин, удаленности скважины от газо- или водонефтяного контакта.

3. Выбор модели распространения трещины на основе анализа механических свойств породы, распределения напряжений в пласте и предварительных экспериментов.

4. Подбор проппанта с соответствующими прочностными свойствами, расчет объема и концентрации проппанта, необходимых для получения трещины с заданными свойствами.

5. Подбор жидкости разрыва с подходящими реологическими свойствами с учетом характеристик пласта, проппанта и геометрии трещины.

6. Расчет необходимого количества жидкости разрыва и определение оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик жидкости и проппанта, а также технологических ограничений.

7. Расчет экономической эффективности проведения ГРП.

Совместными усилиями Американского газового исследовательского института (GRI) и крупнейших нефтяных и газовых компаний США (Mobil Oil Co., Amoco Production Co., Schiumberger и др.) разработан новый технологический комплекс, включающий в себя мобильное оборудование GRI для тестирования и контроля качества операции ГРП, агрегат GRI для исследования реологии, трехмерную компьютерную программу для "дизайна" трещины FRACPRO, приборы для определения профиля напряжений в пласте и микросейсмическую технику для определения высоты и азимута трещины.

Использование новой технологии позволяет подобрать жидкость разрыва и проппант, максимально соответствующие конкретным условиям, и проконтролировать распространение и раскрытие трещины, транспортировку проппанта во взвешенном состоянии вдоль всей трещины, успешное завершение операции. Знание профиля напряжений в пласте позволяет не только определить давление гидроразрыва, но и предсказать геометрию трещины. При высоком различии напряжений в коллекторе и в непроницаемых барьерах трещина распространяется на большую длину и меньшую высоту, чем в пласте с незначительной разницей этих напряжений. Учет всей информации в трехмерной модели позволяет быстро и достоверно прогнозировать геометрию и фильтрационные характеристики трещины. Апробация новой технологии ГРП на шести газовых месторождениях США (в шт.Техас, Вайоминг и Колорадо) показала ее высокую эффективность для низкопроницаемых коллекторов.

При проведении ГРП в наклонных скважинах, направление которых отклоняется от плоскости разрыва, возникают проблемы, связанные с образованием нескольких трещин от различных интервалов перфорации и с искривлением трещины вблизи скважины. Для создания единой плоской трещины в таких скважинах используется специальная технология, основанная на ограничении числа перфорационных отверстий, определении их размеров, количества и ориентации по отношению к направлениям главных напряжений в пласте.

В последние годы разрабатываются технологии применения ГРП в горизонтальных скважинах. Ориентация трещины по отношению к оси скважины определяется направлением горизонтального ствола по отношению к азимуту минимального главного напряжения в пласте. Если горизонтальный ствол параллелен направлению минимального главного напряжения, то при гидроразрыве образуются поперечные трещины. Разработаны технологии создания нескольких трещин в одной горизонтальной скважине. В этом случае число трещин определяется с учетом технологических и экономических ограничений и обычно составляет 3.-.4.

Первый промысловый эксперимент по созданию нескольких трещин в наклонной скважине был проведен компанией Mobil в 60-х годах. Гидроразрывы в нефтяных горизонтальных скважинах проводились на месторождениях в датской части Северного моря. На газовом месторождении в Северном море (Нидерланды) в пласте с проницаемостью 1-10 -3 мкм 2 в горизонтальной скважине созданы две поперечные трещины.

Крупнейший проект осуществлен на газовом месторождении Золинген в Северном море (Германия), характеризующемся сверхнизкой проницаемостью (10-6...10 -4 мкм2), средней пористостью 10...12 % и средней толщиной пласта около 100 м. В горизонтальном стволе с длиной 600 м создано четыре поперечные трещины, полудлина каждой из которых составляет около 100 м. Пиковый дебит скважины был 700 тыс. м 3/сут, в настоящее время скважина работает со средним дебитом 500 тыс.м 3/сут.

Если горизонтальный участок скважины параллелен направлению максимального горизонтального напряжения, трещина гидроразрыва будет продольной по отношению к оси скважины. Продольная трещина не может дать значительного увеличения дебита горизонтальной скважины, но сама горизонтальная скважина с продольной трещиной может рассматриваться как трещина очень высокой проводимости. Учитывая, что рост проводимости является определяющим фактором увеличения дебита скважин с трещинами в средне- и высокопроницаемых пластах, при разработке таких пластов возможно использование гидроразрыва в горизонтальных скважинах с образованием продольных трещин. Опытные работы по определению эффективности продольных трещин, проведенные на месторождении Купарук-Ривер (Аляска) в четырех горизонтальных скважинах, показали, что продуктивность в среднем увеличилась на 71 %, а затраты на 37 %. Во всех случаях выбор между проектированием вертикальных скважин с ГРП, горизонтальных скважин или горизонтальных скважин с ГРП осуществляется на основе оценки экономической эффективности той или иной технологии.

Технология импульсного гидроразрыва позволяет создавать в скважине несколько радиально расходящихся от ствола трещин, что может эффективно использоваться для преодоления скин-эффекта в призабойной зоне, особенно в средне- и высокопроницаемых пластах.

Гидроразрыв средне- и высокопроницаемых пластов является одним из наиболее интенсивно развивающихся в настоящее время методов стимулирования скважин. В высоко-проницаемых пластах основным фактором увеличения дебита скважины вследствие ГРП является ширина трещины, в отличие от низкопроницаемых пластов, где таким фактором является ее длина. Для создания коротких широких трещин используется

технология осаждения проппанта на конце трещины (TSO-tip screen out), которая состоит в продавливании проппанта в первую очередь к концу трещины путем постепенного увеличения его концентрации в рабочей жидкости в ходе обработки. Осаждение проппанта на конце трещины препятствует ее росту в длину. Дальнейшая закачка жидкости, несущей проппант, приводит к увеличению ширины трещины, которая доходит до 2,5 см, тогда как при обычном ГРП ширина трещины составляет 2...3 мм.

В конце 70-х годов с созданием новых прочных синтетических проппантов начался подъем в области применения ГРП на газовых и нефтяных месторождениях Западной Европы, приуроченных к плотным песчаникам и известнякам, расположенным на больших глубинах. К первой половине 80-х годов приурочен второй пиковый период в проведении операций ГРП в мире, когда число обработок в месяц достигало 4800 и было направлено в основном на плотные газовые коллекторы. В Европе основные регионы, где проводился и проводится массированный ГРП, сосредоточены на месторождениях Германии, Нидерландов и Великобритании в Северном море, и на побережье Германии, Нидерландов и Югославии. Локальные гидроразрывы проводятся также на норвежских месторождениях Северного моря, во Франции, Италии, Австрии и в странах Восточной Европы.

Крепление трещин гидроразрыва в нефтесодержащих пластах, в отличие от газосодержащих, осуществлялось в основном с использованием песка, поскольку глубина залегания этих пластов составляет всего 700...2500 м, лишь в некоторых случаях использовались среднепрочные проппанты. На нефтяных месторождениях Германии и Нидерландов расход проппанта составлял 20...70 т/скв., а в Венском бассейне Австрии оптимальный расход проппанта составлял всего 6...12 т/скв. Успешно обрабатывались как старые, так и новые добывающие скважины с хорошей изоляцией соседних интервалов.

С начала 80-х годов получила распространение технология последовательной закачки в трещину проппантов, различающихся как по фракционному составу, так и по другим свойствам. Согласно этой технологии в трещину сначала закачивалось 100...200 т песка с размером зерен 20/40 меш, затем 25...75 т среднепрочного проппанта с размером зерен 20/40 или 16/20. В некоторых случаях успешно использовался трехфракционный метод с последовательной закачкой проппантов 20/40, 16/20 и 12/20 либо 40/60, 20/40 и 12/20.

Наиболее распространенный вариант двухфракционного гидроразрыва состоял в закачке основного объема песка или среднепрочного проппанта типа 20/40 с последующей закачкой средне- или высокопрочного проппанта типа 16/20 или 12/20 в количестве 10...40 % общего объема. Имеются различные модификации этой технологии, в частности, хорошие результаты дает первоначальная закачка в трещину тонкозернистого песка типа 40/70 или даже 100 меш, затем основного количества песка или проппанта типа 20/40, и завершение трещины прочным крупнозернистым проппантом 16/20 или 12/20. Преимущества такой технологии состоят в следующем:

• крепление трещины высокопрочным проппантом в окрестности скважины, где напряжение сжатия наиболее высокое;

• снижение стоимости операции, так как керамические проппанты в 2...4 раза дороже песка;

• создание наибольшей проводимости трещины в окрестности забоя, где скорость фильтрации флюида максимальная;

• предотвращение выноса проппанта в скважину, обеспечиваемое специальным подбором разницы в размерах зерен основного и заканчивающего трещину проппантов, при котором зерна меньшего размера задерживаются на границе между проппантами;

• блокирование тонкозернистым песком естественных микротрещин, ответвляющихся от основной, а также конца трещины в пласте, что снижает потери жидкости разрыва и улучшает проводимость трещины.

Проппанты, закачиваемые в разные области трещины, могут различаться не только по фракционному составу, но и по плотности. В Югославии нашла применение технология массированного ГРП, когда в трещину закачивается сначала легкий среднепрочный проппант, а затем тяжелый более качественный высокопрочный проппант.

Легкий проппант дольше поддерживается во взвешенном состоянии в транспортирующей его жидкости, поэтому может быть доставлен на более далекое расстояние вдоль трещины. Закачка на завершающей стадии ГРП более тяжелого высококачественного проппанта позволяет с одной стороны обеспечить сопротивление сжатию в области наиболее высоких напряжений около забоя, и с другой снизить риск неудачи операции на завершающей стадии, так как легкий проппант уже доставлен в трещину. Массированные ГРП, проведенные в Югославии,. являются одними из крупнейших в Европе, так как на первой стадии в трещину закачивалось 100...200 т легкого проппанта, а на второй - примерно 200...450 т более тяжелого. Таким образом, общее количество проппанта составляло 300...650 т.

Наиболее высокая активность по проведению и планированию ГРП в Западной Европе отмечается в Северном море на газовых месторождениях в британском секторе и в нефтесодержащих меловых отложениях в норвежском секторе.

Значимость технологии ГРП для месторождений Западной Европы доказывается тем, что добыча трети запасов газа здесь возможна и экономически оправдана только с проведением гидроразрыва пласта. Для сравнения - в США 30...35 % запасов углеводородов могут быть извлечены только с применением ГРП.

В Китае проводятся ГРП с закачкой бокситного проппанта собственного производства в объеме до 120 т. Показано, что даже низкая концентрация боксита обеспечивает лучшую проводимость трещины, чем более высокая концентрация песка. Имеются широкие перспективы для применения технологии ГРП на месторождениях Северной Африки, Индии, Пакистана, Бразилии, Аргентины, Венесуэлы, Перу. На месторождениях Среднего Востока и Венесуэлы, приуроченных к карбонатным коллекторам, основной технологией должен стать кислотный ГРП. Следует отметить, что в большинстве стран третьего мира в качестве расклинивающего материала используется натуральный песок, использование синтетических проппантов предусматривается только в Алжире и в Бразилии.

В отечественной нефтедобыче ГРП начали применять с 1952 г. Общее число ГРП в СССР в пиковый период 1958-1962 гг. превышало 1500 операций в год, а в 1959 г. достигло 3000 операций, которые имели высокие технико-экономические показатели. К этому же времени относятся теоретические и промыслово-экспериментальные исследования по изучению механизма гидроразрыва и его влияния на дебит скважин. В последующий период число проводимых ГРП снизилось и стабилизировалось на уровне примерно 100 операций в год. Основные центры по проведению ГРП были сосредоточены на месторождениях Краснодарского края, Волго-Уральского региона, Татарии (Ромашкинское и Туймазинское месторождения), Башкирии, Куйбышевской области, Чечено-Ингушетии, Туркмении, Азербайджана, Дагестана, Украины и Сибири.

Гидроразрыв производился в основном для освоения нагнетательных скважин при внедрении внутриконтурного заводнения и в некоторых случаях на нефтяных скважинах. Кроме того, метод гидравлического разрыва использовался для изоляции притоков подошвенных вод в скважинах с монолитными пластами; при этом горизонтальная трещина гидроразрыва, созданная в заранее выбранном интервале, использовалась в качестве водоизолирующего экрана. Массированный гидроразрыв в СССР не производился. С оснащением промыслов более мощной техникой для закачки воды необходимость в широком проведении ГРП в нагнетательных скважинах отпала, а после ввода в разработку крупных высокодебитных месторождений Западной Сибири интерес к гидроразрыву в отрасли практически исчез. В результате с начала 70-х по конец 80-х годов в отечественной нефтедобыче гидроразрыв в промышленных масштабах не применялся.

Возрождение отечественного ГРП началось в конце 80-х годов в связи с существенным изменением структуры запасов нефти и газа.

До недавнего времени в качестве проппанта в России использовался только натуральный песок в количестве до 130 т/скв„ а в большинстве случаев закачивалось 20...50 т/скв. В связи с относительно небольшой глубиной залегания обрабатываемых пластов не было необходимости в применении синтетических высококачественных проппантов. До конца 80-х годов при проведении ГРП использовалось в основном отечественное или румынское оборудование, в некоторых случаях - американское.

Сейчас имеются широкие потенциальные возможности для внедрения крупномасштабных операций по проведению ГРП низкопроницаемых газоносных пластах на месторождениях Сибири (глубина - 2000...4000 м), Ставропольского (2000...3000 м) и Краснодарского (3000...4000 м) краев. Саратовской (2000 м). Оренбургской (3000...4000 м) и Астраханской (Карачаганакское месторождение (4000...5000 м)) областей.

В нефтедобыче России большое внимание уделяют перспективам применения метода ГРП. Это обусловлено прежде всего тенденцией роста в структуре запасов нефти доли запасов в низкопроницаемых коллекторах. Более 40 % извлекаемых запасов отрасли находится в коллекторах с проницаемостью менее 5-10-2 мкм2, из них около 80 %-в Западной Сибири. Интенсификация разработки малопродуктивных залежей нефти может быть осуществлена двумя путями - уплотнением сетки скважин, требующим значительного увеличения капитальных вложений и повышающим себестоимость нефти, либо повышением дебита каждой скважины, т.е. интенсификацией использования как запасов нефти, так и самих скважин.

Опыт нефтедобычи показывает, что одним из эффективных методов интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов является метод ГРП. Высокопроводящие трещины гидроразрыва позволяют увеличить продуктивность скважин в 2...3 раза, а применение ГРП как элемента системы разработки, т.е., создание гидродинамической системы скважин с трещинами гидроразрыва, дает увеличение темпа отбора извлекаемых запасов, повышение нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата заводнением.

За период 1988-1995 гг. в Западной Сибири проведено более 1600 операций ГРП. Общее число объектов разработки, охваченных ГРП, превысило 70. 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. Увеличение дебитов составило в среднем 3,5 при колебании по различным объектам от 1 до 15. Успешность ГРП превышает 90 %. Подавляющее число скважине-операции проводилось специализированными совместными предприятиями по зарубежным технологиям и на зарубежном оборудовании. В настоящее время объем проведения ГРП в Западной Сибири достиг уровня 500 скважино-операции в год. Доля ГРП в низкопроницаемых коллекторах (юрские отложения, ачимовская пачка) составляет 53 % всех операций.

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 из них 51 % -менее 10-2 мкм2 и 45 %- менее 5-10 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.

На месторождениях ТПП "ЛУКойл-Лангепаснефтегаз" в течение 1994-1996 гг. проведено 316 операций ГРП, в 1997 г. -еще 202 гидроразрыва. Обработки осуществляются собственными силами и СП "КАТКОНЕФТЬ". Дополнительная добыча нефти составила около 1,6 млн.т, средний прирост дебита -7,7 т/сут на скважину.

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 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. Этой компанией был подготовлен проект первого советстко-канадского эксперимента по проведению массированного ГРП на Салымском месторождении. Например, на одной из скважин в пласте с проницаемостью 10^ мкм² была запроектирована трещина полудлиной 120 м при полной высоте 36,6 м. После проведения летом 1988 г. ГРП в Баженовской свите скважина стала фонтанировать с дебитом 33 м/сут, который через 17 сут снизился до 18 м^/сут. До ГРП приток был "непереливающий", т.е. уровень жидкости в скважине не поднимался до ее устья.

В 1994 г. Dowell Schiumberger провела несколько десятков ГРП на Ново-Пурпейском, Тарасовском и Харампурском месторождениях АО "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. Применение ГРП осложняется большими глубинами эксплуатационных скважин (4100 м) и высокими забойными температурами (110 °С). В процессе эксплуатации скважин произошло образование локальных депрессионных воронок и снижение пластового давления в некоторых случаях до 55 МПа от начального 61 МПа.

С помощью компьютерной модели процесса разработки с применением ГРП можно оценить целесообразность проведения ГРП в нагнетательных скважинах, влияние гидроразрыва на нефтегазоотдачу и темпы выработки запасов объекта разработки, выявить необходимость повторных обработок и т.п. 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. Необходим систематический авторский надзор за внедрением ГРП, что позволит принимать оперативные меры для повышения его эффективности.

Основные понятия о методе гидравлического разрыва пласта

Определение. Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.