1 К трудноизвлекаемым запасам относят: -Запасы нефти, находящиеся в низкопроницаемых коллекторах, -Запасы нефти в подгазовых зонах, -Запасы вязкой нефти, -Запасы нефти в заводненных месторождениях. Доля трудноизвлекаемых запасов постоянно растет и в настоящее время достигла 70%. Гидроразрыв пласта, в том числе многостадийный гидроразрыв в горизонтальных скважинах, относится к наиболее эффективным технологиям повышения нефтеотдачи. Первый двухстадийный ГРП проведен середине 1960-х г. на газовом месторождении в Северном море с проницаемостью 0,001 мкм2. Широкое применение многостадийного ГРП на месторождениях началось в 2002 году на сланцевом месторождении Баккен. 2 Cовершенствование технологии МГРП в горизонтальных скважинах велось на низкопроницаемых (в т.ч. сланцевых) месторождениях США и Канады. Коллекторские свойства месторождения Элм Кули формации Баккен Толщина коллектора: 2.4-4.3 м. Пористость: 3-9%. Проницаемость: (0.03-0.1)*10-3 мкм2. Плотность нефти: 0.813 т/м3. Типичная конструкция скважины на сланцевой формации Баккен Глубина ~ 3 км, 1 или 2 горизонтальных ствола. Длина горизонтального ствола 2.7 км. Гидроразрыв по секциям, 24-30 секций на ствол, 6400 м3 геля, 900 т проппанта Давление ГРП 425-560 атм. Начальные притоки: 27-260 т/сут. 3 Длина горизонтального ствола – 200-3600м. Количество трещин – 2-40. Длина одной секции ГРП – 70-200м. Объем проппанта на 1 трещину – 4-120т. Взаимное расположение трещины и ГС * 4 Наиболее перспективной является технология спуска многосекционной компоновки с портами (муфтами) для закачки проппанта, разделенными в затрубном пространстве пакерами. В процессе закачки муфты последовательно открываются путем сбрасывания шаров и отсекают нижерасположенные интервалы после проведения в них ГРП. Изоляция интервалов происходит при помощи пакеров (гидравлических или разбухающих) 5 Тарасовское месторождение В 2006 году были проведены первые в России операции ГРП в горизонтальных скважинах. Скважины работали на пласт БП14 со средней проницаемостью – (1-3)*10-3 мкм2. В двух скважинах был проведен «слепой» ГРП. Еще в двух скважинах были проведены операции точечной стимуляции ГРП с использованием технологии SurgiFrac. Технология Прирост дебита нефти, т/сут «Слепой» ГРП 32-40 SurgiFrac 21-33 Кратность коэффициента прироста 3,2-5,1 * 3,1-6,1 Параметры трещин ГРП Технология xf, м hf, м «Слепой» ГРП 143 43 138 37 77/61/76 67/49/63 52/50 36/35 SurgiFrac 6 Приобское месторождение В краевых зонах Приобского месторождения проницаемость не превышает 10-3 мкм2. В 2011-2012 гг. был разбурен опытный участок горизонтальными скважинами с МГРП. Всего 4 ГС, с длинами горизонтальных участков от 800 до 1000 м, на которых делается 7-8 трещин ГРП . ГС расположены вдоль направления распространения трещин ГРП на месторождении. Полудлина трещин – 50 м, масса проппанта на одну трещину 70-110т. Тип скважины Дебит жидкости, м3/сут пусковой на установившемся режиме ННС с ГРП 117 24 ГС с МГРП 307 48 7 В 2011 году началась программа ОПР по внедрению МГРП на Урьевском месторождении. Направление горизонтальных стволов совпадало с направлением распространения трещин. Длина горизонтальных участков 500-800м. На большинстве скважин проводился пятизонный ГРП. Дебит первых скважин превысил дебит нефти ННС в 4 раза и составил 93 и 95 т/сут. Сравнение дебитов пробуренных ГС с МГРП с другими скважинами. Месторождение, объект разработки Средние начальные дебиты нефти, т/сут ННС с ГРП ГС ГС с МГРП 17 22,1 84 Урьевское, ЮВ1 22,7 38,3 68 Ватьеганское, ЮВ1/1 19,7 Тевлинско-Русскинское, ЮС1 Покачевское, АВ 20 44,3 13,6 42,1 8 Тевлинско-Русскинское месторождение Впервые в России проведен многостадийный ГРП в боковом горизонтальном стволе в уже существующей вертикальной скважине. Данная технология заключается в проведении гидропескоструйной перфорации через гибкие насоснокомпрессорные трубы (ГНКТ) с последующим ГРП за одну операцию Было проведено 3 ГРП с использованием гидропескоструйной перфорации с применением гидроизоляции первых двух интервалов. 9 На разбуриваемых месторождениях расположение ГС с МГРП необходимо увязывать с уже существующей сеткой скважин. Среди возможных вариантов взаимного расположения горизонтального ствола и трещин ГРП наиболее интересны два случая: - Трещина расположена вдоль ствола - Трещина ортогональна стволу α 10 ЗАДАНИЕ ОТРИЦАТЕЛЬНОГО СКИН-ФАКТОРА Приближенный метод, позволяющий учесть увеличение дебита жидкости, но не учитывающий направление трещин и перераспределение фильтрационных потоков вблизи скважины ЛОКАЛЬНОЕ ИЗМЕЛЬЧЕНИЕ СЕТКИ Наиболее точный метод, позволяющий детально рассматривать трещину гидроразрыва ЗАДАНИЕ ТРЕЩИНЫ В ВИДЕ СОВОКУПНОСТИ СОЕДИНЕНИЙ С ПЛАСТОМ Трещина рассматривается как совокупность стоков, при этом не учитывается течение в трещине РАЗНОСТНО-АНАЛИТИЧЕСКИЙ ПОДХОД Позволяет детально учитывать трещины гидроразрыва в больших многоскважинных моделях без локального измельчения сетки на основе сопряжения точного аналитического решения, описывающего течение в трещине и вблизи нее, и конечноразностного решения, описывающего течение в пласте 11 Для случая трещины ГРП, ортогональной горизонтальному стволу: 1. Модификация абсолютных проницаемостей: ~ kx kx ; wk f ~ ky ky ; x 2. Модификация фазовых проницаемостей: ~ krjx krj ; k y krj wk f krfj ~ krjy ~ ~ ; ky xk y 3. Задание специальной формулы притока: Q ~~ 2 x k y k z ( p pw ) ln( r0 r ) S * w , wk f ~ kz kz x k z krj wk f krfj ~ krjz ~ ~ kz xk z x k~ k~ y z r0 * S ln 1 rc x k k wk y z f 4. Задание несоседних соединений для случая расчлененного пласта: 12 Карта нефтенасыщенных толщин Рассматривалась возможность бурения горизонтальных скважин с проведением многостадийного ГРП на двух участках. Участок 1 Верхне-Шапшинское нефтяное месторождение, примыкающее к уникальному Приобскому месторождению. Пласты месторождения характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами и высокой расчлененностью. Параметры Участка 1 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м Пористость, доли ед. Проницаемость, 10-3 мкм2 Расчлененность Начальное пластовое давление, МПа Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 Давление насыщения нефти газом, МПа Газосодержание, м3 /т Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с 3.7 0.18 2.1 4.7 26.8 1.38 0.867 78 57 0.38 Участок 2 Параметры Участка 2 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м Пористость, доли ед. Проницаемость, 10-3 мкм2 Расчлененность Начальное пластовое давление, МПа Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 Давление насыщения нефти газом, МПа Газосодержание, м3 /т 13 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с 3.8 0.19 10.9 9.3 25.7 1.77 0.879 83 53 0.38 Проектный куст Участка 1 расположен в неразбуренной зоне Вертикальные скважины с ГРП Горизонтальные скважины с Горизонтальные скважины с продольным МГРП поперечным МГРП Вариант 1 – вариант предполагает разработку вертикальными скважинами с ГРП (6 добывающих и 6 нагнетательных). -Дополнительно рассмотрено бурение четырех горизонтальных скважин с МГРП Вариант 2 – трещины ГРП перпендикулярны горизонтальному стволу. Вариант 3 – трещины ГРП проходят вдоль ствола. Длина горизонтального ствола – 500 м. Расстояние между скважинами подбиралось таким образом, чтобы охватить примерно одинаковые по площади участки. 14 • За 5 лет накопленная добыча нефти выше на 65% по варианту 2 и на 17% по варианту 3. • Стартовые дебиты в варианте 3 ниже, но обеспечивается более равномерная выработка запасов. • В варианте 2 происходит существенное падение пластового давления в межскважинной зоне, которое сопровождается разгазированием пластовой нефти. Доля газа в добываемой Распределение давления в пласте продукции, вариант 2 через 10 лет после начала разработки 15 Участок 2 Проектный куст расположен в частично разбуренной зоне •Текущая система разработки позволяет рассмотреть вариант с ориентацией ГС вдоль направления развития трещин Всего рассмотрено 8 вариантов. Варьировались следующие параметры: 1. расстояние между скважинами в ряду А 2. длина горизонтальной скважины L 3. система разработки (второй ряд вертикальных скважин может быть добывающим или нагнетательным) Р-е между Р-е между Количество Длина ГС Вариант скважинами рядами B , нагнетательных L,м в ряду A , м м скважин 1а 9 1 1100 500 1б 4 2а 9 2 1300 500 2б 4 600 3а 9 3 1500 500 3б 4 4а 9 4 1500 700 4б 4 16 50 400 45 350 40 300 250 200 150 100 50 0 2013 1а 3а 1б 3б 2а 4а 2б 4б Добыча нефти, тыс.т 450 Обводненность, % Дебит нефти, т/сут На основе проведенных расчетов получены следующие результаты: • получены количественные оценки продуктивности скважин по вариантам. • продуктивность скважин существенно зависит от интенсивности системы ППД: максимальные уровни достигаются после 4-5 месяцев после формирования нагнетательных рядов. • лучшими показателями обладает вариант с промежуточной сеткой скважин (2а) и вариант с удлиненными горизонтальными стволами (4а). • наибольший суммарный дебит нефти отмечается в варианте с самой плотной сеткой скважин, так как реакция скважин на закачку происходит раньше. 35 30 25 20 15 10 5 0 2014 2015 2016 2013 2014 2015 2016 два ряда нагнетания один ряд нагнетания 450 430 410 390 370 350 330 310 290 270 250 1 2 Вариант 3 4 17 К настоящему времени имеется достаточно большой опыт проведения МГРП и хорошо развиты технологии по проведению гидроразрыва, позволяющие минимизировать риски неудачных операции. Показано, что на обоснование направления горизонтального ствола при условии последующего проведения многостадийного ГРП могут повлиять как геолого-физические параметры пласта, так и сложившаяся на месторождении система разработки. Возникает задача обоснования направления ГС с учетом направления распространения трещины. Проектирование протяженных горизонтальных скважин с трещинами ГРП требует усиления контроля за пластовым давлением, так как в условиях высоких депрессий расширяется область разгазирования пластовой нефти. 18 19