В статье говорится о применении методов увеличения проницаемости призабойной зоны скважин на месторождении Жетыбай. Для низкопроницаемых терригенных коллекторов данного месторождения, среди рассматриваемых методов наиболее эффективным считается гидравлический разрыв пласта (ГРП). Рассмотрены изменение технологических параметров работы скважины до и после ГРП.
Ключевые слова: скважина, коллектор, ГРП, дебит, скин-фактор, добыча.
Среди методов увеличения дебита скважин на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами эффективными признаны горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта [1–4]. Теоретическим обоснованием этих методов для конкретных условий залегания пластов является гидродинамическое моделирование. На месторождении Жетыбай для решения задач анализа и проектирования разработки месторождений интенсивно используются гидродинамические модели процесса вытеснения нефти водой в системах вертикальных и горизонтальных скважин, в том числе с образованием вертикальных трещин после обычного или глубоко проникающего гидроразрыва пласта (ГРП). АО «КазНИПИмунайгаз» рекомендовало проведение ГРП как в низкопроницаемых зонах (для дополнительного вовлечения запасов), так и высокопроницаемых — как способ очистки ПЗС с созданием коротких широких трещин, что является основным фактором увеличения производительности скважин.
Гидродинамика вытеснения нефти водой.
Принципиальный результат математического моделирования заключается в том, что для нефтяных месторождений Мангышлакской области с низкопроницаемыми коллекторами (на 01.01.2017г. на месторождении отбор керна осуществлен из 140 скважин, отобрано 9893,82 м керна) режим вытеснения нефти водой является гидродинамически устойчивым, также для них определены коэффициенты открытой пористости и абсолютной проницаемости. Значение проницаемости образцов керна изменяется в пределах от 0,0035 до 225,0*10–3 мкм2., Значения Кп изменяются в пределах 1,0–24,0 %, в среднем составляя 15,0 %.
Средние дебиты на 01.01.2017 г. по объектам эксплуатации колеблются в пределах от 2,8 т/сут на Ю-13 горизонте и до 11,3 т/сут на Ю-2+3 горизонте. 59 % действующего фонда скважин являются на дату анализа низкодебитными (дебит нефти до 5 т/сут).
Рис. 1. Динамика изменений основных показателей по объектам месторождения
Текущая компенсация отбора жидкости закачкой по объектам гораздо выше 100 % и достигает в среднем по месторождению 174,1 %, что говорит о наличии непроизводительной закачки практически на всех объектах (где осуществляется заводнение), за исключением Ю-7 горизонта, где текущая компенсация составила 98,9 %. Накопленная компенсация в среднем по месторождению достигает 158,3 %. Несмотря на высокую компенсацию отбора жидкости закачкой воды в среднем по большинству объектов эксплуатации, реализуемая система ППД не достаточно эффективна, поскольку не обеспечивает полную компенсацию в отдельных взятых зонах объекта из-за хаотического размещения нагнетательных скважин по площади горизонтов, низкой приемистости, неоднородности пласта по площади,
Одной из важнейших задач рациональной разработки месторождения является поддержание объемов добычи нефти. Уменьшение темпа падения добычи и ее стабилизация достигается массированным применением различных гидродинамических методов. На месторождении Жетыбай в последние годы применялись следующие технологии:
– гидравлический разрыв пласта (ГРП);
– соляно-кислотная обработка (СКО);
– многокомпонентный кислотный состав (МКС);
– кислотный поверхностноактивный состав (КПАС);
– электровоздействие (ЭВ);
– комплексное оборудование реанимации скважин (КОРС);
– перераспределение фильтрационных потоков (ПФП).
Основная цель различных методов воздействия на призабойную зону — увеличение дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Проведен анализ промыслового материала и определены объемы работ по видам применяемых технологий, результаты представлены на рисунке 2.
Рис. 2. Объемы применяемых технологий на месторождении Жетыбай
Горизонтальные скважины. Основываясь на положительных результатах бурения скважин с горизонтальным окончанием (ГС) и с зарезкой боковых стволов с горизонтальным окончанием в пробуренных скважинах (ББГС) в 2011 г., на месторождении Жетыбай начато внедрение данных технологий. Суммарная добыча скважин, пробуренных с горизонтальным окончанием (ГС) составляет 1041,9 тыс. т, суммарная добыча скважин с зарезкой бокового горизонтального ствола (ЗБГС) — 49 тыс. т. По состоянию на 01.01.2017 г. средний дебит горизонтальной скважины (ГС) составляет 8,4 т/сут., при начальном 30 т/сут., а средний дебит нефти при ЗБГС составляет 9,6 т/сут., при начальном 10,5 т/сут. Средняя начальная обводненность составила 62,7 %, текущая — 71,4 %. На 01.01.2017 г. из 6 скважин ББГС, 3 находятся в бездействующем фонде.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидродинамические модели позволяют рассчитывать технологические показатели разработки как для обычного, так и для глубокопроникающего ГРП. Обычный гидроразрыв учитывается через приведенный радиус скважины, равный 1/4 полной длины образовавшейся трещины. Этот прием основан на известном аналоге двух типов течений, приведенном в работе [3]. Для глубокопроникающего ГРП внутренние граничные условия задаются явным образом (давление вдоль трещин равно забойному).
Подтверждена несомненная его эффективность, прежде всего для интенсификации процесса разработки нагнетательных скважинах (3 %).
Технологический эффект по каждому ГРП оценивался исходя из динамики изменения текущего дебита нефти относительно начального (базового) уровня, по которой вычислялась не только величина полученной накопленной добычи нефти, но также ее продолжительность. Эффективность применения технологии гидравлического разрыва пласта определялась путем определения прироста фактической добычи нефти над базовым уровнем. Расчет дополнительной добычи нефти проводился для каждой обработанной скважины в отдельности. В качестве базового дебита использовалось среднее значение дебита за 3 месяца нефти до проведения ГРП. Оценка продолжительности эффекта после применения технологии ГРП производилась на основе темпов падения дебитов во времени.
В качестве критериев эффективности ГРП приводятся следующие показатели: средний прирост дебита нефти по одной скважине, суммарная дополнительная добыча нефти по всем скважинам за определенный период, успешность проведения работ.
Рис. 3. Анализ эффективности технологии ГРП за период 2010–2016 гг.
Технологическая эффективность от проведения работ получена по 236 скважинам — прирост нефти составил в среднем 9,8 т/сут, продолжительность эффекта 407 суток. Накопленная дополнительная добыча от проведения работ — 902,7 тыс. тонн нефти [5].
Для примера, представлено изменение технологических параметров работы скважин (4114, 2978, 478 и 1238) до и после проведения ГРП. на рисунках 4.
Рис. 4. Изменение технологических параметров работы скважины 4114, 2978 до и после ГРП
Как следует из представленных данных, по скважинам 4114, 2978, 478, 1238, прирост добычи нефти в среднем составил 6.8, 3, 14.5 и 5.2 т/сут соответственно, при продолжительности эффекта в среднем 496 суток.
По группе скважин различных горизонтов определена успешность применения технологии ГРП по изменению коэффициента продуктивности, рассчитанный коэффициент продуктивности по скважинам до проведения работ составлял в среднем 1,19; после — 4,60 м3/сут*МПа. Увеличение коэффициента продуктивности после применения технологии ГРП свидетельствует об его эффективности.
Эффективность проведения ГРП подтверждается расчетом по определению вовлеченных в разработку запасов нефти до и после проведения ГРП по характеристикам вытеснения (рис. 5).
Рис. 5. Изменение вовлеченных запасов нефти до и после проведения ГРП в скважине 3348, 4114
Несмотря на то, что крупное многопластовое нефтегазовое месторождение Жетыбай было открыто в 1961 г., в промышленную эксплуатацию вступило в 1969 году, с целью модернизации системы разработки и в настоящее время продолжается бурение новых скважин. Из-за неблагоприятного воздействия на пласт при бурении, вторичном вскрытии и проведении различных технологических операций коллекторские свойства призабойной зоны пласта значительно ухудшены.
Поэтому для повышения продуктивности скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения, из бездействующего фонда и при переводе на другой горизонт также применение гидравлического разрыва пласта является необходимостью.
Основным фактором, характеризующим эффективность проведенного ГРП, является величина скин-фактора после ГРП. Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.). С использованием уравнения (1)
[1](1)
можно рассчитать текущий скин-фактор (S") по значению текущей продуктивности (η"), при которой определяется этот скин-фактор, и при условии, что по данному объекту уже были проведены эталонные замеры продуктивности (η') и скин-фактора (S'), 
гидропроводность пласта.
В соответствии с уравнением (1) для двух гидродинамических исследований (текущего η" и эталонного η') одного объекта (с одним и тем же значением гидропроводности) можно записать два уравнения:
(2)
(3)
Из этих двух уравнений можно получить расчетную общую формулу для определения скин-фактора (S«) по значениям текущей (η") и эталонной (η’) продуктивностей с использованием эталонного скин-фактора (S’=0), т. е.
(4)
Результаты расчета показали, что величина скин-фактора по всем скважинам отрицательная, т. е. скважина после ГРП считается совершенной (идеальной).
Таким образом, проведенный анализ результатов проведения ГРП в добывающих скважинах показал высокую технологическую успешность, накопленная дополнительная добыча нефти за счет проведения работ составила 749,36 тыс. т. нефти.
Как показал анализ результатов проведения ГРП дополнительная добыча нефти на одну скважину составила 9,7 т/сут. Применение данной технологии позволяет не только увеличить продуктивность скважин, но и повысить коэффициент извлечения нефти за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон с повышением нефтеотдачи пласта.
Литература:
- Форест Грей. Добыча нефти. — М.: ЗАО «Олимп-бизнес», 2001. 409с.
- Муслимов Р. Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. — Казань: Издательство Казанского университета, 2010. 280с.
- Курмангалиев Р. М. Основы методов увеличения добычи нефти. Уральск, 2006. 112с.
- Мирзаджанзаде А. Х., Хасанов М. М., Бахтизин Р. Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. — Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 368 стр.
- Уточненный проект разработки (УПР) месторождения Жетыбай г. Актау, 2017 г.
