September 24, 2008
Advanced Search

Login:

Password:

Forgot your password?
Register now

Home / Issue Archive / 2006 / April #4 / Гидроразрыв: от сибирской тундры до тропиков Индонезии

№ 4 (April 2006)

Гидроразрыв: от сибирской тундры до тропиков Индонезии

В последнее десятилетие гидравлические разрывы пластов (ГРП) и так называемая «оптимизация» режимов работы скважин стали основными геолого-техническими мероприятиями (ГТМ) в большинстве нефтяных компаний РФ. Это произошло благодаря высокой технологической эффективности этих работ и простоте их выполнения.

By Михаил Павлов, Игорь Тищенко, Ирзал Чаниаго

В последнее десятилетие гидравлические разрывы пластов (ГРП) и так называемая «оптимизация» режимов работы скважин стали основными геолого-техническими мероприятиями (ГТМ) в большинстве нефтяных компаний РФ. Это произошло благодаря высокой технологической эффективности этих работ и простоте их выполнения.
Под ГРП понимается процесс создания искусственных трещин в наименее прочных слоях нефтенасыщенного пласта, которые изначально имеют более высокую проницаемость и вырабатываются лучше других. Поэтому, когда гидроразрыв производится в слоисто-неоднородных по проницаемости пластах (а это происходит в большинстве случаев), то их естественная неоднородность усиливается, при этом часть нефтенасыщенного объема пород отключается из активной разработки, а запасы нефти на участке воздействия переходят в категорию трудноизвлекаемых.
Под «оптимизацией» в абсолютном большинстве случаев подразумевается форсирование отбора (ФО) жидкости при максимально возможной депрессии на пласт, с максимально возможной глубины, насосом максимально возможной производительности.
Целью данных мероприятий является ускорение разработки месторождения с максимальной прибылью. Под ускорением понимается интенсификация добычи легко доступной и относительно дешевой нефти. Очевидно, что на любом действующем месторождении можно выделить два потока нефти: один поток относительно дешевой нефти, другой поток - дорогой. «Дешевая» нефть без особых затруднений извлекается из активных малообводненных запасов, а «дорогая» нефть с большим трудом добывается из высокообводненных остаточных запасов, рентабельная разработка которых требует применения трудоемких интеллектуальных технологий.
Эти два самых популярных вида ГТМ объединяются в единый поток (так называемый «мейнстрим»), который движется от одного месторождения к другому, вовлекая в ускоренную разработку малообводненные или другие легко доступные запасы нефти. Это позволяет, в целом по компании, временно перекрывать падение добычи нефти на обводненных участках месторождений и поддерживать относительно высокий уровень добычи нефти.
В настоящее время ГРП и ФО являются наиболее рекламируемыми методами увеличения добычи нефти. Однако, на презентациях «мейнстрима», как метода интенсификации добычи нефти, никогда не говорится о состоянии разработки объектов, в котором они оказываются через несколько лет после проведения этих работ. Характер влияния ГРП и ФО на нефтеотдачу пластов пока остается невыясненным из-за крайне малого числа положительных примеров их применения в условиях низкой нефтенасыщенности коллекторов и высокой послойной неоднородности по проницаемости, что характерно для большинства месторождений Западной Сибири.
И ГРП, и ФО являются очень эффективными методами разработки пластов, при использовании их в строго определенных геологических условиях и в сочетании с методами регулирования и совершенствования разработки нефтяных объектов. Например, форсированный отбор жидкости, как метод увеличения нефтеотдачи, хорошо зарекомендовал себя в Башкирии, где высокая нефтенасыщенность коллекторов (70% и более) делает их гидрофобными, способными отдавать воду и нефть по всему перфорированному интервалу пласта с максимальным охватом запасов нефти процессом вытеснения.
Эффективное использование «мейнстрима» для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи возможно только при оптимальном взаимодействии техногенных и природных факторов разработки месторождения и только в том случае, если такая задача ставится. Но, в настоящее время, в РФ отсутствует механизм, поддерживающий баланс права и ответственности недропользователя при добыче нефти, между интенсификацией (как правом на максимальное извлечение прибыли) и обеспечением утвержденной нефтеотдачи (как обязанностью перед государством и обществом). Этот механизм должен определяться и реализоваться через проектирование разработки месторождений, однако, в большинстве случаев, даже самые крупные проектные организации по разным причинам предпочитают не утруждать себя подобными вопросами.
Поэтому «мейнстрим», выполнив упрощенную задачу ускорения разработки легкодоступных запасов нефти, уходит дальше, оставляя за собой необоснованно большой неработающий фонд скважин, требующий ремонтно-изоляционных работ (РИР) и других методов доизвлечения остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти. РИР - это самые дорогие и малоэффективные работы на нефтяных месторождениях, но проводить их необходимо для добычи остаточных запасов нефти.
Поскольку «мейнстрим» интересуют только малообводненные и высокопродуктивные участки месторождений, из сферы стратегических интересов компаний выпадают и теряются в ожидании своей участи миллиарды тонн нефти, числившейся ранее как извлекаемые запасы (скорее всего, компании вернут их государству до истечения срока действия лицензий). Вскоре «мейнстрим» уйдет на новые территории - шельф, Восточную Сибирь и др., а оставшиеся трудноизвлекаемые запасы придется вырабатывать традиционными методами, которые ранее повсеместно применялись для поддержания добычи нефти.
Не все компании ведут себя так. Конечно, компании, располагающие нефтяным потенциалом на ограниченной территории (например, в одной республике или области) не могут себе позволить такого расточительства. Более того, они продолжают обоснованно и успешно применять традиционные методы повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) - физико-химические, гидродинамические, физические, микробиологические, во всем их разнообразии.
В настоящее время основными ГТМ на высокообводненных участках месторождений являются различные химические и гидродинамические методы воздействия с целью регулирования фильтрационных потоков в пласте и профилей приемистости и притока в призабойных зонах скважин (ПЗС). Довольно ограниченно применяются методы селективной изоляции, бурение боковых стволов, кислотные, акустические, тепловые и другие обработки ПЗС.
Чтобы подойти к основной проблеме, рассматриваемой в данной статье, необходимо остановиться на некоторых общеизвестных, но часто не принимаемых во внимание факторах разработки нефтяного месторождения.
Известно, что на любом месторождении, и на любой стадии его разработки, добыча нефти определяется двумя коэффициентами - коэффициентом вытеснения и коэффициентом охвата вытеснением. Первый характеризует природную способность воды или других агентов вытеснить из нефтенасыщенной породы максимальный объем нефти (обычно он составляет 0,4-0,6 от всего объема нефти, содержащейся в заводненной части пласта). Второй определяет ту часть запасов нефти данного объекта, которая вовлечена в разработку. Величина коэффициента охвата вытеснением зависит от стадии разработки месторождения, от пространственного расположения действующих скважин и интервалов перфорации и от ГТМ, проводимых на данном месторождении, и составляет (при максимально эффективной технологии разработки) 0,5-1,0. Произведение этих двух базовых коэффициентов и есть коэффициент нефтеотдачи, который, по действующему в РФ закону «О недрах», обязаны выполнять все недропользователи.
Имея в виду упомянутые коэффициенты, следует признать, что все методы воздействия на пласт в обводненных зонах месторождений, отмеченные выше, направлены исключительно на увеличение охвата залежей нефти процессом вытеснения. При этом, по разным причинам все равно не удается вовлечь в разработку весь объем запасов нефти, особенно заключенных в низкопроницаемых коллекторах.
Очевидно, что необходим новый класс методов и технологий их реализации, позволяющих усилить нефтевытесняющие механизмы традиционных ГТМ. Таким классом методов является группа волновых методов, основанная на технологиях использования различных физических полей: сейсмического, электромагнитного и других.
Более 20 лет прошло с тех пор, как были получены положительные результаты промышленного применения волновых методов воздействия на пласт. Сегодня наиболее эффективным из этих методов считается метод вибросейсмического воздействия (ВСВ).
Сущность метода ВСВ заключается в том, что на нефтяную залежь воздействуют упругими волнами, генерируемыми наземными источниками.
Наиболее эффективными источниками сейсмических волн являются стандартные вибраторы, используемые для геофизических исследований земной коры.
Такое воздействие на залежи нефти пробуждает в них ряд внутрипластовых процессов, приводящих к увеличению текущей добычи нефти. Наиболее очевидными положительными проявлениями этих процессов являются снижение обводненности скважин и увеличение продуктивности призабойной зоны пласта, выражающееся в подъеме динамических уровней и росте дебитов жидкости. Упругие волны способны повысить текучесть вязкой нефти, в результате чего в отдельных скважинах появляется нефть с повышенными значениями плотности, вязкости и других параметров. Это подтверждает, что в разработку вовлекаются   запасы нефти, не извлекаемые методами традиционного заводнения, и открывает новые возможности увеличения нефтеотдачи пластов четвертичными методами.
В различных журналах, патентах и других изданиях описаны многие механизмы, которые, по мнению авторов, приводят к получению дополнительной добычи нефти. Одни авторы считает, что при ВСВ основным механизмом увеличения добычи нефти является разгрузка малых тектонических напряжений в пластах, приводящая к изменению структуры порового пространства и увеличению охвата нефтенасыщенного резервуара процессом вытеснения. Другие утверждают, что основными механизмами являются внутрипоровые и внутрикапиллярные процессы, проявляющиеся в изменении смачиваемости породы, снижении действия сил поверхностного натяжения на границе нефть-порода, повышение фазовой проницаемости для нефти в заводненном объеме породы и др.
Но главное состоит в том, что при ВСВ реализуется новый принцип увеличения добычи нефти: сначала в результате воздействия в обводненном пласте из неизвлекаемой части геологических запасов образуется определенный объем подвижной нефти, а затем она добывается вместе с нефтью, находившейся ранее в относительно малоподвижном состоянии. Впервые дополнительные запасы нефти на месторождении появляются не в результате геолого-разведочных работ, а в результате управляемой технологии объемного воздействия.
Авторы данной статьи участвовали в организации и проведении работ по вибросейсмическому воздействию на ряде нефтяных месторождений в Индонезии. Все обработанные месторождения находятся на последней стадии разработки, имеют высокую степень выработки извлекаемых запасов и связанную с этим высокую обводненность добываемой жидкости.
Эффективность работ зависит от правильного выбора доминантной частоты, интенсивности, режима и участков воздействия, которые, в свою очередь, определяются геологическими кондициями месторождения.
Одна из важных особенностей ВСВ заключается в том, что, в результате нелинейного взаимодействия волн в определенных условиях, эффект увеличения дебитов скважин может проявляться на значительном расстоянии (до 5-10 км) от источника сейсмических колебаний, что позволяет воздействовать на труднодоступные участки месторождений.
В табл. 1 дана общая характеристика обработанных месторождений.
На рис. 1 показана динамика эффекта, полученного на различных по геологическим характеристикам месторождениях Индонезии по данным, представленным индонезийской сервисной компанией PT SVI
(PT Sistim Vibro Indonesia).
Физические поля обеспечивают доступ к межскважинным зонам пласта.
Для сравнения этих разномасштабных месторождений эффект показан в процентах превышения фактической добычи нефти над базовой. На графике видно, что применяемый на этих месторождениях метод позволяет увеличить текущую добычу нефти на 20 и более процентов. Высокая продолжительность эффекта (от одного года до полутора лет), так же как и некоторое изменение физических свойств нефти, подтверждает вовлечение в разработку дополнительных запасов нефти.
Компания PT SVI имеет эксклюзивные права на использование в Индонезии технологии вибросейсмического воздействия - VSIT (Vibro-Seismic Impact Technology). В России эти работы проводит компания с торговым знаком ЗАО «НПЦ ЧГЕОНЕФТЕГАЗ"».
Во время и после проведения работ по ВСВ наблюдается уникальное явление - повышение эффективности всех геолого-технических мероприятий, проводимых на месторождении с целью поддержания добычи нефти. Это относится к работам, направленным на смену насосного оборудования в скважинах и изменение интервалов перфорации, к кислотным обработкам пласта, переводу скважин на другие объекты и др. Эффективность этих работ после ВСВ повышается на 20-50%, по сравнению с предыдущими полутора годами. После проведения одного цикла ВСВ (продолжающегося, в среднем, от одного до трех месяцев) эффект длительное время поддерживается последующими текущими плановыми работами на скважинах и сохраняется до тех пор, пока не будет выработан весь доступный объем подвижных запасов нефти, образовавшийся в результате воздействия.
На рис. 2 показан результат обработки небольшого нефтяного месторождения, которая была проведена с расстояния около 7 км от контура нефтеносности. Несмотря на высокую обводненность данного месторождения (86%), добыча нефти была увеличена в два раза, и продержалась на этом уровне более трех месяцев. Таким способом можно повышать рентабельность разработки малых месторождений, где проведение капитальных ремонтов скважин или организация заводнения экономически не оправданы.
ВСВ позволяет активизировать выработку трудноизвлекаемых запасов в многопластовых залежах при совместной эксплуатации различных по геологическим свойствам горизонтов, поскольку оно увеличивает объем подвижной нефти в межскважинных зонах месторождений и снижает скин-фактор в призабойной зоне скважин.
По опыту компании PT Sistim Vibro Indonesia, проводящей вибросейсмическое воздействие в Индонезии на обработанном месторождении, увеличение дебита нефти наблюдается на 30-40% скважин. Для усиления эффекта от вибровоздействия по тем скважинам, которые не отреагировали на ВСВ, но находятся в зоне охваченной воздействием, логично было бы проводить специальные ГТМ, позволяющие относительно недорогим способом максимально вовлечь в разработку образовавшийся в пласте дополнительный объем подвижной нефти.
С этой целью в Индонезии был образован консорциум RUNTEC-Indonesia. Этот консорциум занимается организацией работ по внедрению российских технологий, объединенных общим названием ОГСВ - объемное гидросейсмическое воздействие.

Выводы

1. Наступил новый период в разработке нефтяных месторождений, когда мероприятия по интенсификации добычи нефти, такие как ГРП и форсированный отбор, следует активно дополнять методами повышения нефтеотдачи.
2. Наряду с необходимостью использования традиционных методов ПНП, наступил этап применения объемных волновых технологий воздействия на пласт, как способа разработки нефтяных месторождений.
3. Главной технологической особенностью объемного волнового воздействия является тот факт, что данный метод обеспечивает прирост подвижных запасов нефти даже на выработанных месторождениях, в результате чего на этих месторождениях существенно повышается эффективность всех внутрискважинных ГТМ.

Copyright © 2007 Eurasia Press, Inc. (USA). All rights reserved.
Copyright © 2007 Eurasia Press (www.eurasiapress.com)