116

С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов”

УКД 62.276.66(47+57) © В.В.Гузеев, А.А.Поздняков, Г.С.Зайцев, 2002

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТАНА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГОАВТОНОМНОГО ОКРУГА

В.В.Гузеев,А.А.Поздняков,

Г.С.Зайцев (ОАО «СибНИИНП»;

Департамент понефти, газу

и минеральнымресурсам ХМАО)

Results of hydraulic fracturing application at thefields of Hanty-Mansiysk Autonomous District

V.V. Guzeev, A.A. Pozdnyakov,

G.S. Zaitsev (OAO “SibNIINP”,

Oil, Gas and MineralResources Department

of Hanty-MansiyskAutonomous District)

Reviewed are results of hydraulic fracturing application at the basic oilproducing enterprises of Hanty-Mansiysk Autonomous District.Presented are scopes of hydraulic fracturing operations, and parame-ters of objects, where such operations have been applied. Analyzed isa character of changes in daily production parameters of producingformations after hydraulic fracturing application. Proposed is to makeamendments to the acting regulations on field development planningwith hydraulic fracturing application.

Встатье рассмотрены результаты при-менения гидроразрыва пластов (ГРП)по основным нефтедобывающим

предприятиям Ханты-Мансийского авто-номного округа (ХМАО): «ЛУКОЙЛ-ЗападнаяСибирь», «Юганскнефтегаз», «Сургутнефте-газ», ТНК, «Мегионнефтегаз».

Объемы и объекты применения ГРП на ме-сторождениях ХМАО характеризуются сле-дующим (рис. 1):

- ежегодно выполняется около 1000 ГРП, сначала применения метода проведено более9 000 ГРП;

- доля скважин с ГРП в общем фонде от-дельных месторождений и эксплуатацион-ных объектов изменяется от 1,5 до 92%;

- область применения ГРП распространя-ется практически на все типы продуктивныхпластов;

- для проведения ГРП выбирались скважи-ны, дебит нефти которых изменяется в боль-ших пределах, основной объем ГРП прихо-дится на следующие группы скважин:

• менее 2 т/сут – 33,1 % скважин, • от 2 до 5 т/сут – 25,8 % скважин, • от 5 до 10 т/сут – 23,4 % скважин, • более 10 т/сут – 17,7 % скважин;

- в широком диапазоне изменяются техно-логические параметры обработок, о чемсвидетельствует, например, количество зака-чанного проппанта (среднее его значениесоставляет 7,7 т); основной объем ГРП при-ходится на следующие группы скважин:

• с массой проппанта от 7 до 10 т - 33,0%скважин,

• от 5 до 7 т – 27,1%, • более 15 т – 7,2%.

В результате применения ГРП по большин-ству скважин достигнута высокая технологи-

ческая эффективность. Дебит жидкости пос-ле проведения ГРП по сравнению с дебитомдо обработки в среднем увеличился в3,7 раза, в том числе в 27% скважин увеличе-ние составляет до 2 раз, в 22,9% - от 2 до 4раз, в 29,8% - от 4 до 10 раз, в 20% – более 10раз. Средняя дополнительная до-быча нефти на скважину равна8,9 тыс. т. По величине дополни-тельной добычи нефти выделенытри группы скважин:

• с добычей менее 3 тыс. т(низкоэффективные) – 35,8%;

• с добычей от 3 до 6 тыс. т(среднеэффективные) - 16,7%;

• с добычей более 6 тыс. т (вы-сокоэффективные) - 47,5 %.

Достигнутые объемы обрабо-ток скважин методом ГРП и тен-денция их дальнейшего повыше-ния свидетельствуют о стадииего широкого промышленногоприменения. В связи с этим воз-растает актуальность обобщенияопыта и оценки перспектив при-менения метода в регионе, а так-же поиска путей повышения еготехнологической эффективно-сти.

Задача комплексного анализарезультатов проведения ГРП со-стояла в оценке влияния этогометода на нефтеотдачу пластови установлении зависимости ре-зультативности обработок отгеолого-технологических фак-торов. Эффективность приме-нения метода оценивалась в дваэтапа.

На первом этапе были проанализирова-ны результаты обработок отдельных сква-жин и установлены зависимости их эффе-ктивности от фильтрационно-емкостныхсвойств (ФЕС) пласта, технологии прове-дения ГРП, состояния разработки. На вто-

Рис. 1. Распределение доли скважин с ГРП в общем числеместорождений и объектов (а), объемов ГРП по продуктив-ным объектам (б) и скважин по дебиту нефти до ГРП (в)

117

С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов”

ром этапе для оценки влияния выполнен-ных ГРП на извлекаемые запасы на каж-дом эксплуатационном объекте были вы-делены участки, которые включали всескважины с ГРП, а также окружающие ихдобывающие и нагнетательные скважины.По возможности границы участков выби-рались совпадающими с разрезающимирядами нагнетательных скважин. Дляоценки прироста извлекаемых запасов засчет применения ГРП рассматривалисьучастки без значительного измененияфонда скважин и темпов закачки воды. Ис-ходной промысловой информацией дляанализа служила динамика отборов нефтии жидкости по добывающим скважинам,закачки воды и фонда добывающих и на-гнетательных скважин. По всем участкам иотдельным скважинам анализировали ди-намику текущих показателей разработки(дебиты жидкости, нефти, объемы закач-ки), а также характеристики вытеснения.

В результате анализа эффективностиГРП установлены следующие закономер-ности.

Коэффициент продуктивности послеГРП по всем скважинам выше текущего доГРП и по большинству скважин выше мак-симального до ГРП. В результате компен-сируется снижение продуктивности в про-цессе эксплуатации.

Степень увеличения продуктивностибольше при малых значениях продуктив-ности до ГРП. С увеличением количествапроппанта степень изменения продуктив-ности после ГРП возрастает. Повышениепродуктивности после ГРП с использова-нием жидкости на водной основе при со-поставимых условиях несколько ниже,чем на нефтяной основе.

ГРП для низкопроницаемых залежей иучастков, проводимый в больших объемах,является методом не только интенсифика-ции добычи нефти, но и повышения коэф-фициента нефтеизвлечения. Наибольшаяэффективность метода, выраженная при-ростом дебита нефти относительно фоно-вого дебита окружающих скважин, дости-гается в сильно неоднородных по степенигидродинамической связи и проницаемо-сти коллекторах. Доля скважин с ГРП мо-жет достигать 80% общей добычи нефтиобъекта (рис. 2).

Гидроразрыв пласта значительно интен-сифицирует работу окружающих скважин.При его проведении в застойных или ос-лабленных дренированием зонах дебитыокружающих скважин возрастают. Еслискважина с ГРП находится в активно дре-нируемой зоне высокопроницаемого кол-лектора, то происходит обратный эффект(рис. 3).

Доля окружающих скважин в величине

получаемой дополнительнойдобычи нефти превышает30%. В результате общий при-рост извлекаемых запасовнефти по участку выше, чемтолько по скважинам с ГРП.Интенсификация добычинефти увеличивается с рос-том расчлененности пласта, взастойных или ослабленныхдренированием зонах.

Определяющими фактора-ми, влияющими на коэффици-ент действующей толщины, яв-ляются геологические: толщи-на пласта, песчанистость и рас-члененность. Чем выше расчле-ненность и общая толщинапласта, тем ниже коэффициент действую-щей толщины. Для повышения степени во-влечения продуктивных пластов большойтолщины (более 30 м) целесообразно про-водить поинтервальный ГРП.

Снижение дебита жидкости после ГРПвозможно из-за несоответствия между от-борами и закачкой и характерно для зале-жей с низкой компенсацией отбора закач-кой и неэффективной системой ППД(рис. 4). Поддержание энергетического со-стояния на постоянном уровне обеспечи-вает стабильный дебит жидкости на дли-тельный (3 года и более) период.

В сильно неоднородных по степени гидро-динамической связи и низкопроницаемыхколлекторах приближение ГРП к нагнета-нию дает положительный результат. В одно-родных продуктивных коллекторах это ме-роприятие, а также увеличение глубины об-работки может дать отрицательный резуль-

тат в связи с резким ростом обводненности.Величина дополнительной добычи нефти

определяется текущими запасами нефти,приходящимися на скважину, и кратностьюувеличения дебита нефти после ГРП, т.е.технологией проведения ГРП в сопостави-мых геолого-технологических условиях.(рис. 5).

Из всего объема проведенных ГРП36% операций оказались низкоэффектив-ными: дополнительная добыча нефти наодну операцию составила менее 3 тыс.т. Ос-новные причины низкой технологическойэффективности:

- несоответствие скважин критериям под-бора под технологию (малая толщина пла-ста, низкая нефтенасыщенность, располо-жение вблизи фронта нагнетания, пони-женное пластовое давление, низкая актив-ность системы ППД);

- неоптимальные проектирование техно-логии и работа скважинного оборудования.

Рис. 2. Динамика добычи нефти по продуктивному комплексуБВ 8-10 Повховского месторождения

Рис. 3. Влияние ГРП на дебит жидкости окружающих скважин пласта БС 102-3

Тевлинско-Русскинского месторождения: а – все скважины; б, в, г – скважины соответственно первой, второй и третьей группы

118

С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов”

Обобщенные критерии предварительно-го выбора скважин для проведения ГРПобъединены в три группы: оценка горно-геологических условий, требования к ха-рактеристикам скважины и ее техническо-му состоянию, оценка состояния разра-ботки, основными из которых являютсяследующие.

Геология:- эффективная нефтенасыщенная толщи-

на ≥ 3,5 м;- минимальная толщина глинистого разде-

ла ≥ 6 м;- плотность текущих запасов нефти

≥ 30 тыс.т.Скважина:- техническая исправность (отсутствие на-

рушений колонны, герметичность ствола,хорошее качество цементного кольца в ин-тервале перфорации и на 15 – 20 м вверх ивниз от него);

- угол отклонения скважины от вертикали

при входе в пласт ≤ 10°.Состояние разработки:- дебит жидкости сква-

жины значительно нижепотенциально возможно-го и соседних скважин;

- расстояние до линиинагнетания и ВНК ≥ 500 м;

- текущая обводнен-ность ≤ 50%;

- степень выработки за-пасов по элементу разра-ботки ≤ 60%;

- текущее пластовое дав-ление больше начальногоили равно ему.

Из-за многочисленно-сти факторов, совместно влияющих нарезультат ГРП, для установления необхо-димых зависимостей между исходнымипараметрами и результатами ГРП в рабо-те использован статистический метод(метод канонических корреляций). Сутьметода заключается в построении двухновых групп параметров (каноническихпеременных), являющихся линейнымикомбинациями исходных из соответству-ющей группы. При этом коэффициентыпри исходных параметрах в линейныхкомбинациях подбираются так, чтобыкорреляция между каждой парой канони-ческих переменных была максимальной.

Задачей статистического анализа при-менения ГРП на месторождениях ХМАОбыло установление обобщающих зависи-мостей для основных объектов разработ-ки – групп пластов А, Б и Ю. Требовалоськоличественно охарактеризовать зависи-мость показателей эффективности ГРП в

скважине с геолого-геофизическими итехнологическими факторами.

Для уменьшения числа параметров, ха-рактеризующих ГРП, исключались пара-метры, имеющие малый вес в линейнойкомбинации и повторном каноническоманализе с уменьшенным числом парамет-ров. При этом параметры исключалисьтак, чтобы в оставшемся множестве небыло сильно коррелированных парамет-ров. Данная процедура прекращается, ко-гда предыдущие канонические корреля-ции значимо отличаются от текущих.Список переменных, отобранных для за-вершающей стадии статистического ана-лиза, приведен ниже с разбивкой на груп-пы. Введены соответствующие удельныевеличины для массы проппанта, темпанагнетания жидкости разрыва и темповотбора и закачки.

Геологические параметры:1) k – проницаемость, мкм2, 2) hн – нефтенасыщеннaя толщина, м, 3) h – общая толщина пласта, м. Промысловые параметры:1) R – отношение дебита скважин с ГРП до

операции к дебиту остальных скважин уча-стка;

2) Т0 = ∆Q / ∆t / khн - удельный темп добы-чи жидкости до ГРП, т/сут/( мкм2⋅м);

3) Тн0 = ∆Qн / ∆t / khн - удельный темп до-бычи нефти до ГРП, т/сут/( мкм2⋅м);

4) Тin0 = ∆Qin0 / ∆tin0 / khн - удельный темпзакачки воды до ГРП, т/сут/( мкм2⋅м);

5) D = (Q0 – Q0)/Q0 – доля остаточных из-влекаемых запасов до ГРП;

6) С = Qin / Q0g – относительная накоплен-ная компенсация до ГРП;

7) Тin = ∆Qin / ∆tin / khн - удельный темп за-

Рис. 4. Зависимость дебита жидкости после ГРП от системы ППД в ус-ловиях низкой компенсации отборов закачкой (а, в) и поддержанияэнергетического состотяния (б, г): а, б, в, г – соответственно Омбинское, Южно-Сургутское, Средне-Балыкскоеи Файнское мксторождение

Рис. 5. Зависимость дополнительной добычи нефти (а) иудельной дополнительной добычи нефти (б) от нефтенасы-щенной толщины при различных отношениях дебита нефтидо ГРП qH1 к дебиту нефти после ГРП qH2 по пласту П месторо-ждения Шаимского района

119

С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов”

качки воды после ГРП, т/сут/(мкм2 ⋅м).Технологические параметры:1) М – средняя концентрация проппан-

та, кг/м3; 2) p – давление разрыва, МПа; 3) q0h = q0 / hн - удельный темп закачки

жидкости разрыва, (м3 ⋅ мин)/м;4) mh = m / h – удельное количество проп-

панта в пласте, т/м;5) mhn = m / h / n – удельное количество

проппанта на одну скважину с ГРП, т/м.Результат:1) Z =(Q0′ – Q0) /Q0 – относительный при-

рост извлекаемых запасов в результате ГРП;2) Т = ∆Q / ∆t / khн - удельный темп добы-

чи жидкости после ГРП, т/сут/( мкм2⋅м); 3) Тн = ∆Qн / ∆t / khн - удельный темп добы-

чи нефти после ГРП, т/сут/( мкм2⋅м); 4) N = Т / Т0 – кратность прироста темпа

добычи жидкости;5) Nн = Тн / Тн0 – кратность прироста тем-

па добычи нефти. Выше приняты следующие обозначения:Q0 – базовые запасы нефти, т; Q0′ – запасы

нефти после мероприятия, т; Q0 – накоплен-ный отбор нефти на дату ГРП, т; Q0g– накоп-ленный отбор жидкости на дату ГРП, т;Qin – накопленная закачка воды на дату ГРП,т; n - число скважин с ГРП.

На основе предварительных теоретиче-ского и численного анализов из всегомножества факторов, описывающих про-цесс ГРП и влияющих на нефтеотдачу,выбрана следующая, наиболее значимаякомбинация из восьми геолого-техноло-гических и промысловых параметров:параметры с номерами 1, 4, 5, 6 из списка“Промысловые” и все параметры из спи-ска “Технологические”, которые сгруппи-

рованы в каноническую переменную,обозначаемую далее ГТП. Эта перемен-ная одновременно коррелируется с про-стыми переменными Z и N (параметры сномерами 1 и 5 из списка “Результат”),которые дают наглядную количествен-ную характеристику изменения нефтеот-дачи Z и интенсификации добычи послеГРП N.

Таким образом, корреляционный ана-лиз проводился для двух пар канониче-ских переменных: {N и ГТП} и {Z и ГТП}.Множественные линейные регрессии вканонических переменных для групппластов Ю и А записываются в следую-щем виде.

• Для объекта Ю (рис. 6 а, б)- для кратности прироста добычи жидкости N = ГТПN + 0,691, ГТПN = 0,1749 R – 0,037 Тin0 + 0,3738 D + + 0,1442 C + 0,0005 M – 0,0003 P ++ 0,0351q0h – 0,0056 mh ; (1)- для прироста извлекаемых запасовZ = ГТПZ - 0,121,ГТПZ = –0,0478 R + 0,0017 Тin0 + 0,4266 D –

– 0,0596 C – 0,0003 M + 0,0008 P – – 0,0505 q0h – 0,0015 mh . (2)

• Для объекта А (рис. 6 в, г)N = ГТПN + 1,049, ГТПN = –0,1185 R – 0,1277 Тin0 + 0,620 D + + 0,0102 C – 0,0004 M + 0,0005 P – – 0,3570 q0h + 0,0024 mh; (3)Z = ГТПZ + 0,5522,ГТПZ = – 0,2111 R – 0,0589 Тin0 + 0,0424 D ++ 0,0361 C – 0,0012 M + 0,0009 P –– 0,8418q0h + 0,0256 mh . (4)

Полученные зависимости для проведен-ных ГРП интерпретируются следующим об-разом.

Для пластов группы А положительное вли-яние на интенсификацию добычи послеГРП N и на повышение нефтеотдачи Z ока-зывают параметры R, D, H и mh , остальныевлияют отрицательно

Для пластов группы Ю на интенсифика-цию добычи после ГРП N и на повышениенефтеотдачи Z положительно влияетпараметр D, отрицательно – параметр mh.Влияние остальных параметров на оба пока-зателя разнонаправленное.

По обоим объектам выделяется положи-тельное влияние параметра D на эффектив-ность, т.е. чем больше относительные оста-точные запасы по объекту, тем выше крат-ность увеличения темпов добычи жидкостии нефтеотдачи после ГРП.

Зависимости (1) - (4) позволяют оператив-но оценить эффективность примененияГРП в соответствующих объектах. Так, об ус-пешности проектов ГРП и применяемыхтехнологий можно судить по выполнениюусловия, в соответствии с которым извлекае-мые запасы не уменьшаются (Z ≥ 1).

Если комплекс влияющих параметров{R, Тin0, D, C, M , P, q0h, mh} обеспечивает сог-ласно зависимостям (2) для объекта Ю и (4)для объекта А выполнение условия неумень-шения извлекаемых запасов, то применяе-мые технологии ГРП могут считаться эффе-ктивными. При этом необязательно должновыполняться условие прироста темпа добы-чи жидкости N > 1 (см. рис. 3), поскольку, на-пример, в активных водонефтяных зонах,высокие значения N могут быть связаны созначительным ростом обводненности. Еслидля комплекса указанных параметров вы-полняется условие Z < 1, то это может указы-вать на недоработанность проектов ГРП.

В результате статистического анализа сиспользованием метода каноническихкорреляций для объектов А и Ю установ-лены зависимости кратности увеличенияпродуктивности и прироста извлекаемыхзапасов нефти от четырех промысловыхпараметров (отношение дебита скважин сГРП до операции к дебиту остальных сква-жин участка, доля текущих извлекаемыхзапасов до ГРП, удельный темп закачки во-ды, накопленная компенсация отбора за-качкой) и четырех технологических пара-метров (средняя концентрация проппан-та, давление гидроразрыва, удельный темпзакачки жидкости гидроразрыва, удельноеколичество проппанта в пласте).

Полученные зависимости позволяютоперативно оценить эффективность при-менения ГРП на рассматриваемых объек-тах, разделить участки, на которых прове-ден ГРП на группы с низкой, средней и вы-сокой эффективностью, а также оператив-но прогнозировать эффективность плани-руемых ГРП.

Рис. 6. Зависимость эффективности ГРП от комплекса геолого-технологических и промысловыхпараметров (ГТП): а, б – объект Ю; в, г – объект А