РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ^ |||'|||
УДК 622.276.66
© Коллектив авторов, 2014
РОСНЕФТЬ
Гидравлический разрыв пласта как инструмент разработки месторождений Самарской области
Г.Г. Гилаев, д.т.н., А.Э. Манасян, А.Е. Летичевский, А.Н. Парфенов
(ОАО «Самаранефтегаз»), И.Г. Хамитов, к.т.н. (ООО «СамараНИПИнефть»), Г.Г. Гилаев
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Адрес для связи: LetichevskiiAE@samng.ru
Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта (ГРП), разработка месторождений, геомеханика, механические свойства горных пород, высоковязкие нефти, трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы нефти.
Hydraulic fracturing as field development instrument in Samara region
G.G. Gilaev, A.E. Manasian, A.E. Letichevskiy, A.N. Parfenov
Samaraneftegas JSC, RF, Samara),
I.G. Khamitov (SamaraNIPIneft LLC, RF, Samara),
G.G. Gilaev (Gubkin Russian State University of Oil and Gas,
RF, Moscow)
E-mail: : LetichevskiiAE@samng.ru
Key words: hydraulic fracturing, field development, geomechanics, rock mechanics, high viscosity oil, unconventional reserves.
This article considers three main applications of proppant hydraulic fracturing in Samaraneftegas JSC as a tool for oil fields development management: 1) low-producing collectors with abnormally high fracturing pressure which cannot be developed without hydraulic fracturing; 2) deposits with highly viscous oil which had no successful practices of EOR methods implementation (traditional for such deposits); 3) newly discovered oil source deposits of Samara region, as a promising areas for maintenance of oil production level in Samaraneftegas JSC.
Месторождения Самарской области представлены терригенными и карбонатными коллекторами, которые вскрыты соответственно 56 и 44 % фонда скважин. Стратиграфически они относятся к девонской, каменноугольной и пермским системам [1]. Возраст отложений и особенности их залегания обусловливают существенные различия свойств горных пород и содержащихся в них флюидов.
Основные геолого-физические параметры месторождений Самарской области (интервал изменения/среднее
значение) представлены ниже.
Глубина залегания, м...................500-3640/2100
Нефтенасыщенная толщина пласта, м........0,5-24/4.5
Пластовая температура, ^....................18-97/49
Пористость............................0,05-0,27/0,164
Проницаемость, 10-3 мкм2..................2-6630/373
Начальное пластовое давление, МПа.......55-390/223
Плотность нефти, г/см3 ................0,536-0,926/0,8
Вязкость нефти, мПа-с.....................0,19-315/9,7
Газовый фактор, м3/т.......................2,7-494/54
Давление насыщения, МПа..................26-294/66
С середины 90-х годов ХХ века разработка месторождений региона вступила в четвертую стадию, которая характеризуется высокой обводненностью продукции, снижением пластового давления, высокой степенью выработки запасов и необходимостью проведения большого числа геолого-технических мероприятий (ГТМ) для интенсификации работы скважин с целью поддержания стабильного уровня добычи.
Среди многочисленных методов интенсификации в мировой практике нефтедобычи наибольшее распространение получил гидравлический разрыв пласта (ГРП). Первый опыт проведения ГРП в ОАО «Самаранефтегаз» был получен в 50-х годах ХХ века. В промышленных масштабах ГРП в Самарской области начали применять с конца 2002 г. Первые работы по ГРП выполнялись в основном в скважинах
бездействующего фонда или в скважинах с низким (остановочным) дебитом нефти (менее 5-10 т/сут). В последующие годы интенсификация с помощью ГРП осуществлялась в скважинах действующего фонда. За последние 12 лет в ОАО «Самаранефтегаз» выполнено более 520 операций, за счет ГРП добыто более 1,2 млн. т дополнительной нефти.
По мере накопления опыта проведения ГРП в ОАО «Са-маранефтегаз» повышалась эффективность планирования и выполнения работ. ГРП стали использовать не только как способ интенсификации скважин, но и как метод управления разработкой месторождения и повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) [2, 3], проводя работы по гидроразрыву в скважинах системы поддержания пластового давления с целью увеличения приемистости и управления процессом заводнения на месторождениях, а также во вновь пробуренных или ранее законсервированных скважинах для увеличения коэффициента охвата пласта заводнением. Применение ГРП как метода заканчивания вновь пробуренных скважин позволило кратно увеличить объемы бурения в 2014 г. (рис. 1). Несмотря на все усложняющиеся геологические условия размещения новых скважин, ГРП обеспечивает сохранение высокой продуктивности пробуренных скважин.
200Sr. 20Ш. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г.
(план)
Рис. 1. Динамика бурения новых скважин (1), новых скважин с ГРП (2) и дебита новых скважин с ГРП (3)
В данной статье рассмотрены три основных области применения проппантного ГРП в ОАО «Самаранефте-газ» как инструмента управления разработкой месторождения:
1) низкопроницаемые коллекторы с аномально высокими давлениями разрыва пласта, которые без ГРП не могут быть вовлечены в разработку;
2) объекты с высоковязкими нефтями, на которых ранее не было получено положительного опыта применения традиционных для подобных залежей методов увеличения нефтеотдачи.
3) вновь открытые нефтематеринские отложения Самарской области как перспектива для поддержания уровней добычи ОАО «Самаранефтегаз».
Особенности проведения ГРП в Самарском регионе
Главным отличием проведения ГРП в Самарском регионе является наличие высоких градиентов разрыва -до 0,22 кПа/м, что полностью соответствует стрессам, сформированным в результате тектонических процессов в окрестности сформированных нефтегазовых ловушек. В региональном структурном плане Самарская область располагается преимущественно в зоне сочленения крупнейших структур юго-востока Восточно-Европейской платформы. Особое значение имеют тектонические валообразные поднятия Кулешовской и Жигулевско-Са-маркинской дислокаций Бузулукской впадины, где находятся крупные месторождения Самарской области - За-падно-Коммунарское, Бариновско-Лебяжинское, Муха-новское, Михайловско-Коханское. На территории этих образований практически все разломы являются «дол-гоживущими», они активно проявлялись в герцинский и альпийский этапы развития. В связи с этим на данных месторождениях ожидаются высокие значения естественного напряжения горных пород или стрессов. Термин «стресс» применяется в геологии для обозначения односторонних напряжений, которые вызывают тектонические деформации горных пород и приводят к возникновению природных трещин (кливажу), раскалыванию горных пород при нагрузке (сланцеватости) и их деформации (динамометаморфизму). Тектонические процессы в терригенных отложениях девона значительно повышают величину стрессов и, как следствие, значения давлений разрыва при ГРП.
Рассмотрим влияние аномально высоких стрессов при проведении ГРП на примере разработки терриген-ного пласта Д3 Чаганского купола Западно-Коммунар-ского месторождения. Месторождение эксплуатируется с 1983 г., утвержденные в ГКЗ (2008 г.) начальные геологические запасы нефти категории В+С1 составляют 32865 тыс. т, извлекаемые - 18217 тыс. т, утвержденный КИН равен 0,554. Пласт Д3 Чаганского поднятия введен в разработку в 1990 г. и является одним из основных эксплуатируемых объектов месторождения по запасам (61,1% запасов нефти Чаганского поднятия, или 26,4 % всего месторождения). Пласт вскрыт и эксплуатируется 18 скважинами. Первые работы по ГРП были начаты в 2003 г., всего за всю историю разработки купола ГРП был выполнен в 11 скважинах, или в 61 % общего фонда скважин, вскрывших пласт Д3. На 01.01.14 г. только за счет ГРП было добыто 583 тыс. т
нефти, или 12 % начальных извлекаемых запасов. При этом в эксплуатации находится пласт Д3 преимущественно в северной части Чаганского купола. Прежде всего это связано с тем, что южная часть Чаганского поднятия характеризуется существенным ухудшением коллекторских свойств по сравнению с северной частью (табл. 1). В южной части происходит как замещение песчаников глинистыми породами (средняя пес-чанистость - 0,57), так и существенное уплотнение самих песчаников в результате тектонических особенностей зоны формирования месторождения. Пористость отдельных прослоев песчаников составляет 6-9 %, проницаемость иногда равна 0,001 мкм2, что близко к граничным значениям для определения «коллектор/неколлектор» по месторождению. В таких условиях вовлечение запасов без использования ГРП практически невозможно. Однако первые попытки проведения ГРП в южной части купола оказались неуспешными вследствие невозможности закачки жидкости разрыва и инициации трещины ГРП из-за мгновенного достижения предельных на тот момент значений давления на поверхности (70 МПа) для оборудования флота ГРП. В результате плановые приросты нефти не были достигнуты, и скважины оставались в бездействующем фонде. При этом ГРП в северной части Ча-ганского купола выполнялись успешно при средних давлениях проведения операции 55 МПа и средней закачке проппанта 35 т (максимально 79 т). Основные геолого-физические параметры Чаганского купола приведены в табл. 1.
Таблица 1
Параметры Северная часть Южная часть
купола
Тип коллектора Терригенный
Средняя глубина залегания, м 3199
Пластовая температура, 0С 76
Начальное пластовое давление, МПа 33,9
Пористость 0,140 0,075
Проницаемость, мкм2 0,02 0,005
Коэффициент песчанистости 0,73 0,57
Для понимания дальнейшей стратегии разработки Чаганского поднятия необходимо было определить причины неуспешных операций ГРП в южной части купола. С точки зрения описанных выше тектонических особенностей наиболее вероятной причиной являются аномально высокие напряжения пласта Д3 в этом районе купола. В данном случае необходима была дополнительная проработка вопроса с целью определения критериев подбора оборудования для проведения ГРП. Для подтверждения или опровержения наличия аномально высоких напряжений пласта Д3 в южной части Чаганского купола и определения минимальных значений инициации трещин в 2012 г. специ
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.