Прогноз технологической эффективности и экономическая оценка технологии гидроразрыва пласта



Рассмотрена технология гидроразрыва пласта, раскрыта ее сущность и определены основные аспекты данной технологии.

Ключевые слова: нефтяная скважина, добыча нефти, конструкции скважины, технология гидроразрыва пласта, пластовые давления.

The technology of hydraulic fracturing is considered, its essence is revealed and the main aspects of this technology are determined.

Keywords: oil well, oil production, well designs, hydraulic fracturing technology, reservoir pressures.

Было проведена визуальная оценка эффективности проведения ГРП в 28-и скважинах. В результате оценки получено три класса, при этом в классификации принимали участие все скважины, по данному участку, в которых ГРП проводился в 1999–2000г.

Первый класс — высокоэффективные скважины, характеризуются ростом дебитов нефти при неизмененном и незначительном росте обводненности. Данный класс является самым многочисленным (17 скважин).

Второй класс — эффективные скважины, характеризуются ростом дебитов нефти при одновременном существенном росте обводненности (7 скважин).

Третий класс — неэффективные скважины, характеризуются отсутствием или незначительным ростом дебита нефти, быстрым его снижением в процессе эксплуатации, а также резким обводнением (4скважин).

Важным отличием результатов ГРП в 1-м и 2-м классах является то, что в скважинах первого класса коэффициент успешности ГРП выше, чем в скважинах 2-го класса.

По 1-му классу видно, что дебиты нефти после ГРП резко возросли, так, например, по скважине 576 дебит вырос почти в 6 раз, обводненность, которая до операции была на уровне 60 %, понизилась после ГРП до 0 %. Несмотря на это, те скважины, которые до ГРП давали безводную нефть, после операции же наблюдалось обратное, например, по скважине 3047, где обводненность составила 5,01 %.

Наиболее ярким примером является скважина 601, отнесенная к 3-му классу, обводненность по которой после ГРП составила 100 %, несмотря на то, что она находится в нефтяной зоне (НЗ). Анализируя по данному участку видно, что скважины 1-го класса сосредоточены в нефтяной зоне, только 4 скважины из 11-и в водонефтяной зоне.

По 2-му классу наблюдается, значительны рост дебита по нефти после ГРП, и одновременном, существенном увеличении обводненности. Так, 6 скважин из 7-и дававшие чистую нефть до операции, обводнились после ГРП до 70 %. По графику динамики работы 627 скважины видно, что дебиты нефти и жидкости после ГРП резко возрастают (до50 %), одновременно же наблюдается рост обводненности (до12 %). Скважины данного класса расположены в водонефтяной зоне, кроме 617-й и 1147-й которые находятся в НЗ.

К 3-му классу относятся 4 скважины. По ним наблюдается незначительный рост дебита нефти по отношению с резким обводнением продукции, которая доходит до 100 %.

Во всех скважинах, где не получено увеличения дебитов по нефти после проведения ГРП, происходит резкое увеличение обводненности продукции уже в первые же месяцы. Ясно, что причиной резкого обводнения продукции после ГРП является прорыв вод в призабойную зону скважины по вновь образованным трещинам. Это могут быть либо пластовые, либо нагнетаемые воды.

Для выяснения того, какие именно воды прорвались в ПЗП необходимо проводить геохимический анализ их состава. Известно, что образование трещин при гидроразрыве пласта идет в направлении максимального напряжения пласта, следовательно, наиболее вероятным направлением трещин является направление к зонам повышенных толщин коллекторов. Тем самым обеспечивается хорошая гидродинамическая связь между пластом и интервалом перфорации в скважинах.

Рассмотрим, как влияет гидроразрыв пласта в добывающих скважинах на характер работы соседних с ними скважин.

Как известно, при гидроразрыве пласта трещинообразование идет не одинаково в разных направлениях. Наиболее подверженными разрыву являются зоны пласта с повышенным напряжением, которое предопределяется характером разгрузки пласта в процессе выработки запасов и распределения закачиваемых агентов вытеснения. Наибольшие напряжения возникают в зонах повышенного давления, а это предопределяется характером фильтрационных потоков.

Очевидно, что при разработке пласта с использованием внутриконтурного заводнения, максимальные давления будут связаны с зонами распространения коллекторов, именно по направлению развития их от скважины, в которой проводился ГРП, будет образовываться наибольшее количество трещин, и в этом же направлении они будут достигать наибольшей длины.

По теоретическим оценкам длина трещин может достигать 200–300 метров, следовательно, они могут доходить до зоны дренирования соседних скважин и влиять на характер их работы. Дебиты по нефти, жидкости и обводненность продукции в соседних с ГРП скважинах все же изменяются. Так, по скважине 1147. увеличение дебита по жидкости не наблюдается сразу же после ГРП, как обычно, а через 6 месяцев, ровно в то время, когда проводят гидроразрыв на соседней 3047-й, где получен положительный эффект от ГРП. Такое же (и даже большее) увеличение дебита по жидкости происходит в скважинах соседних к скважине 551 — это 552, 553. Но тем не менее в скважинах 576 и 553, где было, проведено ГРП обводненности не наблюдается.

Отсюда следует, что для пласта Ю12–3 Верхне-Колик-Еганского месторождения гидроразрыв пласта в добывающих скважинах влияет на характер работы окружающих их скважин.

Таким образом, можно сделать выводы для пласта Ю12–3 Верхне-Колик-Еганского месторождения, где был проведен гидроразрыв пласта:

Для 1-го и 2-го класса характерны наибольшие значения коэффициента успешности и длительности проявления эффекта.

Для 3-го класса количество успешных ГРП сокращается за счет прорыва воды из нижележащих горизонтов или из — за близости линий нагнетания.

Допустимо проводить ГРП и при высоких значениях обводненности.

Гидроразрыв пласта оказывает влияния на динамику работы соседних скважин.

Пласт ЮВ ₁ стратиграфически приурочен к отложениям наунакской свиты верхнего отдела юрской системы.

Продуктивный пласт ЮВ ₁ сложен терригенными породами наунакской свиты и подразделяется на два пропластка: верхний (ЮВ ₁ ¹ ) и нижний (ЮВ ₁ ^2–3 ).

Залежь нефти продуктивного пласта ЮВ ₁ ^2–3 является самой крупной по запасам залежью Верхне-Колик-Еганского месторождения и основным объектом разработки (балансовые запасы — 34,2 млн.т, извлекаемые — 14,7 млн т).

По данным исследования керна пласт ЮВ ₁ вскрыт в 37 разведочных и субвертикальных скважинах и представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Для оценки эффективности ГРП в краевых (приконтурных) зонах продуктивных объектов Верхне-Колик-Еганского месторождения проанализируем показатели работы 8 скважин пласта Ю12 ³ . Все скважины расположены в коллекторах типа ПК, СПК. Результаты сведем в таблицу 1. Данные на 1.01.2001 г.

Таблица 1

Показатели эффективности ГРП в приконтурных зонах пласта Ю 12 ³ Верхне-Колик-Еганского месторождения

№ скв.	Hэф,м	Дата ввода	Дата ГРП	Показатели до ГРП				Показатели после ГРП
				qн, т/сут	qж, т/сут	Fв, %	 Qн, тыс.т	qн, т/сут	qж, т/сут	fв, %	 Qн, тыс.т
1202	4,0	09.81	04,98	6,2	6,5	4,3	28,9	13,1	14,2	8,0	36,6
1203	5,2	09.81	09,98	0,2	3,0	93,3	21,3	10,2	14,6	30,1	26,8
1204	4,6	09.81	12,98	5,4	5,9	8,5	30,7	14,0	19,6	28,7	39,0
1207	5,0	06.83	06,98	19,0	21,4	11,3	40,7	42,9	52,1	17,6	48,8
15026	2,0	03.83	01,98	0,1	10,1	99,0	13,6	6,4	12,9	50,0	16,6
15273	3,8	03.84	10,97	4,2	4,2	0	7,0	6,2	18,2	62,5	12,3
16845	3,8	03.83	01,98	4,0	7,1	44,5	19,7	18,9	19,5	3,5	33,7
16846	1,0	03.83	12,97	5,3	9,6	44,8	23,1	13,2	24,8	46,6	28,3

Проведение ГРП позволило в 5 раз увеличить дебит скважины по жидкости, снизив обводненность продукции за счет более интенсивной работы верхних нефтенасыщенных интервалов разреза, ранее не охваченных выработкой. За 2 года и три месяца после ГРП скважиной было отобрано 5,5 тыс.т нефти, общая накопленная добыча нефти на 1.01.2001 составила 26,08 тыс.т при текущей обводненности 26–30 %.

Скважина 15026. С момента ввода скважина эксплуатировала два продуктивных объекта — пласта (два пропластка с эффективными толщинами по 1,0 м) и пласт (два пропластка 0,8 и 1,4 м). Тип разреза СПК. До производства ГРП скважина работала с дебитом жидкости в пределах 10 т/сут. За 14 лет работы обводненность продукции достигла 99 % при текущем дебите нефти 0,1 т/сут, накопленный отбор нефти достиг лишь 13,6 тыс.т. После проведения ГРП и отключения пласта обводненность продукции снизилась до 15–20 % при дебите по жидкости 10–15 т/сут. За три года после ГРП скважиной было отобрано 3,0 тыс.т нефти, при этом обводненность не увеличилась.

Таким образом, проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы. Результаты применения ГРП в рассматриваемых границах заставляют по-другому взглянуть на обоснование рентабельной границы размещения скважин.

Пределы изменения значений параметров и их средние значения приведены в следующей таблице 2.

Таблица 2

Пределы изменения ФЕС и их средние значения

Пористость, %			Проницаемость, %			Карбонатность, %
от	до	сред./n	от	до	сред./n	от	до	сред./n
1.1	26,5	16,6/2608	0,001	2021,6	7,7/2137	0	82,5	2,7/2346

где n — количество образцов.

В кровле пласта (верхние 6–8 м разреза) в большинстве скважин залегают преимущественно глинистые породы с отдельными прослоями песчано-алевритовых разностей. Вниз по разрезу приблизительно до середины пласта существенно преобладают песчаные коллектора, часто объединенные в единый мощный коллекторский прослой (до 22 м). В нижней половине разреза пласта наблюдается чередование глинистых и песчано-алевритовых прослоев. Толщина пласта от кровли верхнего до подошвы нижнего коллекторского прослоя изменяется от 30.8 м в скв. 1086 до 66,2 м в скв. 221.

Средняя расчлененность пласта в пределах НЗ составляет 5.8, в пределах ВНЗ — 3,1. Средневзвешенное значение коэффициента песчанистости в стратиграфических границах по НЗ составляет 0,68, по ВНЗ — 0,64, от кровли до подошвы коллекторов — по НЗ — 0,75, по ВНЗ — 0,81.

Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов обеспечивает повышение объема добычи нефти, эффективности использования запасов.

Для повышения нефтеотдачи низкопродуктивных пластов на Верхне-Колик-Еганском месторождении был проведен гидроразрыв пласта Ю ₁ ^2–3 . Целью данного раздела является определение экономической эффективности этого метода, так как на сегодняшний день он является одним из наиболее эффективных способов увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Для расчета экономического эффекта от проводимых мероприятий по увеличению нефтеотдачи была использована методика, разработанная и утвержденная ОАО «Варьеганнефтегаз». Расчеты проведены в ценах, установленных на 01.01.00 г.

Полученные приросты добычи нефти в результате применения метода воздействия на ПЗП, являются исходной базой для расчета экономического эффекта от проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов.

Стоимость ГРП включает в себя стоимость услуг сторонних организаций, стоимость подготовительных работ и работ по освоению скважины после ГРП, выполняемых собственными силами.

Экономический эффект от рекомендуемых мероприятий определяется как разница между выручкой, которую можно получить от продажи дополнительно добытой и затратами на проведение мероприятий по извлечению нефти. Он рассчитывается по следующей формуле:

Э _эф = В — З _э

где В — выручка (или результат) от реализации продукции,

З _э — эксплуатационные (текущие) затраты, связанные с внедрением мероприятия.

Экономический эффект для скважин 1-й группы составляет 124,2 млн. руб., для 2-й группы — 46,1 млн. руб., для 3-й группы эффект составляет 6,2 млн. руб. В целом для всех групп экономический эффект оказался положительным и составил 176,5 млн. руб.

Из результатов расчета экономического эффекта от проведения ГРП с целью повышения нефтеотдачи пласта Ю ₁ ² Верхне-Колик-Еганского месторождения видно, что наиболее эффективной является 1-я группа скважин, остальные группы являются менее эффективными, но экономический эффект в скважинах 2 и 3-й групп также положителен.

В целом для первой, второй и третьей групп скважин применение ГРП дало положительный эффект, т. к. с течением времени после проведения мероприятия дебиты нефти и жидкости увеличивались, и продолжительность эффекта оказалась не менее 8 месяцев.

В результате проведения ГРП было обработано 27 скважин, разделенных по однотипным группам. Дополнительная добыча нефти на 1 скважину в среднем по всем группам составила 12250 тонн. Общее количество обработанных скважин с эффектом составило 23 штук. Общий технологический эффект от внедрения метода ГРП составил 260820 тонн. Цена нефти за 1 тонну на 01.01.2000г. — 1282 руб. Себестоимость добычи 1 тонны нефти (на 01.01.2000г.) составила 1005 руб. Стоимость ГРП для одной скважины (на 01.01.2000г.) — 2476 тыс. руб.

Литература:

1. Антониади Д. Г., Савенок О. В., Шостак Н. А. Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. — Краснодар: Просвещение- Юг, 2011. — 203 с.
2. Булатов А. И., Савенок О. В. Практикум по дисциплине «Заканчивание нефтяных и газовых скважин»: в 4 томах: учебное пособие. — Краснодар: Издательский Дом — Юг, 2013–2014. — Т. 1–4.
3. Савенок О. В., Борисайко Я. Ю., Яковлев А. Л. Управление продуктивностью скважин: методические указания по изучению дисциплины «Управление продуктивностью скважин» для студентов-бакалавров всех форм обучения и МИППС по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело». — Краснодар: Издательский Дом — Юг, 2016. — 68 с.
4. Патент № 2507389. Способ гидравлического разрыва пласта / Е. П. Запорожец, Н. А. Шостак, Д. Г. Антониади, О. В. Савенок. — Заявка № 2012133791. Приоритет изобретения 07 августа 2012 г. Зарегистрировано в Государственном реестре изобретений Российской Федерации 20 февраля 2014 г. Срок действия патента истекает 07 августа 2032 г. Патентообладатель: Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВПО «КубГТУ»).
5. Савенок О. В., Кусов Г. В. Повышение эффективности газоконденсатоотдачи с помощью гидроразрыва пласта на Ново-Уренгойском газоконденсатном месторождении // Аналитический научно-технический журнал «ГеоИнжиниринг». — Краснодар: Изд- во ЗАО НИПИ «ИнжГео», 2006. — № 2. — С. 88–91.
6. Яковлев А. Л., Березовский Д. А., Кусов Г. В. Техника и технология проведения кислотного гидравлического разрыва пласта / Сборник статей научно-информационного центра «Знание» по материалам XXI Международной заочной научно-практической конференции «Развитие науки в XXI веке» (16 января 2017 года, г. Харьков). — Х.: научно-информационный центр «Знание», 2017. — Часть 2. — С. 25–40.
7. Арутюнов Т. В., Березовский Д. А., Кусов Г. В. Анализ технологии проведения гидравлического разрыва пласта в условиях объекта Ю1 Снежного месторождения // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. — 2017. — № 02. — URL: vsn.esrae.ru/2–9 (дата обращения: 21.11.2017).