1. МУН преимущества и недостатки, область применения
Согласно обобщенным данным потенциальные возможности увеличения нефтеотдачи пластов различными методами по России следующие: тепловыми методами – 15–30%, газовыми – 5–15%, химическими – 25–35%, физическими – 9– 12%, гидродинамическими – 7–15%. Но производственные затраты, связанные с добычей нефти и газа, постоянно растут, вместе с тем цены на нефть снижаются, что приводит к тому, что экономическая привлекательность методов повышения нефтеотдачи снижается.
В то же время при применении современных методов увеличения извлекаемых запасов из продуктивных пластов коэффициент извлечения нефти составляет в среднем 30–70%, из них 20– 25% – при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии), а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) – 25– 35%.
Физико-химические методы позволяют определять малое содержание компонентов в анализируемых объектах. Они снизили предел обнаружения до 10-5 – 10-10% (в зависимости от метода анализа). Химические методы анализа (титриметрический и гравиметрический) не позволяют обнаружить такое количество определяемого компонента. Их предел обнаружения – 10-3 %. Физико-химические методы позволяют проводить анализ достаточно быстро. Экспрессность этих методов дает возможность корректировать технологический процесс. Инструментальные методы анализа позволяют автоматизировать сам процесс анализа, а некоторые приборы – проводить анализ на расстоянии. Анализ можно проводить с помощью физико-химических методов без разрушения анализируемого образца и в какой-то определенной точке.
Достоинством физико-химических методов анализа является использование ЭВМ как для расчета результатов анализа, так и для решения других аналитических вопросов. Недостатки физико-химических методов анализа заключаются в том, что погрешность анализов составляет 2–5 %, что выше погрешности классических химических методов. Для применения физико-химических методов требуются дорогостоящие приборы, эталоны и стандартные растворы.
К преимуществам тепловых МУН относятся: уменьшение вязкости воды и нефти, они практически являются безальтернативным способом при добыче битумов и высоковязких нефтей, к недостаткам - их высокую капиталоемкость, обусловленную большой стоимостью специального оборудования и необходимостью использования достаточно плотных сеток скважин, что малоэффективно при больших глубинах залегания пластов
К преимуществам химических МУН относятся: снижение обводненности добываемой жидкости; восстановление дебита жидкости закольматированных скважин. К недостаткам: малая продолжительность эффекта; вероятность недостижения планируемого эффекта при проведении обработки; высокая стоимость химических реагентов.
Гидродинамические МУН имеют большое количество преимуществ: уменьшение объема прокачиваемой через пласт воды; снижение обводненности добываемой жидкости; простота реализации; применимость в широком диапазоне пластовых условий; высокая экономическая и технологическая эффективность; отсутствие больших экономических затрат на реализацию. Недостатки: временное снижение притока по реагирующим скважинам (вследствие остановки влияющих нагнетательных скважин); вероятность не достижения планируемого эффекта при проведении мероприятия.
К преимуществам газовых методов можно отнести: использование недорого агента – воздуха; использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70 С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента. Важным условием эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи является правильный выбор объекта для метода или, наоборот, метода – для объекта. Критерии применимости методов определяют диапазон благоприятных свойств флюидов и пласта, при которых возможно эффективное применение метода или получение наилучших технико-экономических показателей разработки. Эти критерии определены на основе анализа технико-экономических показателей применения метода, обобщения опыта его применения в различных геолого-физических условиях, а также использования широких теоретических и лабораторных исследований. Обычно выделяются три категории критериев применимости методов: Геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и толщины нефтенасыщенного пласта), параметры и особенности нефтесодержащего коллектора (насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, условия залегания) и другие; Технологические (размер оторочки, концентрация агентов в растворе, размещение скважин, давление нагнетания и т.д.); Материально-технические (обеспеченность оборудованием, химическими реагентами, их свойства и др.); Критерии первой категории являются определяющими, наиболее значимыми и независимыми.
Технологические критерии зависят от геолого-физических и выбираются в соответствии с ними. Материально-технические условия большей частью также являются независимыми, остаются неизменными и определяют возможность выполнения технологических критериев. Тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей, химические применяются в залежах с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи функционируют внутри осуществляемой системы разработки, чаще при заводнении нефтяных пластов, и направлены на дальнейшую интенсификацию естественных процессов нефтеизвлечения.
Газовые МУН применяются в непроницаемых коллекторах, высокообводненных и глубокозалегающих пластах, с вязкой нефтью, в подгазовых зонах. Таким образом, методы увеличения нефтеотдачи нефти повышают извлекаемые мировые запасы нефти в 1,5 раза, а это до 65 млрд т. По оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению коэффициента извлечения нефти. А повышение его, например, лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн т в год. Следовательно, можно утверждать, что востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи возрастает, и их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен.
2. Критерии выбора объекта для применения МУН (ГРП)
Комплексный подход к проектированию гидравлического разрыва пласта требует рассмотрения этой технологии не только как средства обработки призабойной зоны скважин, но и как элемента системы разработки. В связи с этом предлагаются следующие основные принципы выбора скважин для ГРП.
Выявление скважин с загрязненной призабойной зоной
В скважинах с загрязненной призабойной зоной наблюдается падение добычи жидкости при сохранении тех же условий эксплуатации, более низкие значения дебита по сравнению с расположенными поблизости скважинами данного месторождения. Выявление таких скважин осуществляется на основе промысловых данных либо в результате расчета. Расчетный метод состоит в следующем: оценивается радиус области дренирования скважины и вычисляется дебит жидкости по формуле Дюпюи; если расчетный дебит значительно выше фактического, то можно предположить, что имеется загрязнение призабойной зоны. Кроме того, ухудшение коллекторских свойств в призабойной зоне может быть выявлено по результатам гидродинамических исследований. Трещины гидроразрыва обеспечивают связь скважины с областью пласта неухудшенной проницаемости.
Гидроразрыв в скважинах с загрязненной призабойной зоной позволяет не только восстановить первоначальную добывную способность скважин, но и добиться ее значительного превышения. Увеличение производительности скважины после ГРП определяется соотношением проницаемостей пласта и трещины и размерами трещины. Причем дебит скважины не возрастает неограниченно с ростом длины трещины. Существует предельное значение длины трещины, превышение которого не приводит к росту дебита жидкости. Определение этой величины может быть осуществлено на основе расчетных зависимостей
Целесообразность проведения ГРП не во всех добывающих скважинах
Расчеты показывают нецелесообразность обработки всех добывающих скважин, так как при этом достигается незначительный прирост дебита системы по сравнению со случаем, когда обработана лишь часть скважин. Так, например, для пяти- и обращенной семиточечной систем расстановки скважин обработка всех добывающих скважин по сравнению со случаем, когда обработана лишь половина скважин (через одну), приводит к увеличению среднего дебита всего на 5—13 %. Для обращенной девятиточечной системы прирост дебита при проведении ГРП во всех добывающих скважинах по сравнению со случаем, когда обрабатываются лишь скважины, расположенные в середине сторон элемента, составляет менее 5 %. Для трехрядной системы обработка всех добывающих скважин или только скважин первого и третьего рядов дает практически одинаковый результат.
Высокая эффективность гидроразрыва в нагнетательных скважинах
Расчеты показывают высокую эффективность проведения ГРП в нагнетательных скважинах для обращенных семи-, девятиточечной и трехрядной систем расстановки скважин. Гидроразрывы в добывающих скважинах не приводят к ожидаемому приросту добычи нефти, если они не обеспечиваются необходимым объемом закачки или энергетической "поддержкой” со стороны пластовой системы. Кратное увеличение дебита системы в результате ГРП происходит лишь при одновременной обработке добывающих и нагнетательных скважин.
Учет ориентации трещин при гидроразрыве в обводненных добывающих скважинах в краевых зонах пласта и в рядных системах разработки
Влияние ориентации трещин на обводненность после ГРП оказывается наиболее существенным при рядных системах расстановки скважин и в краевых зонах пласта. В этих случаях ориентация трещин является важным фактором, определяющим долю воды в продукции скважин после ГРП. Возможны как резкое падение, так и быстрый рост обводненности. Время, в течение которого затем восстанавливается первоначальное значение, может быть сопоставимо с продолжительностью эффекта ГРП. Если трещина ориентирована параллельно нагнетательному ряду или водонефтяному разделу, то гидроразрыв приведет к замедлению роста обводненности или даже к значительному снижению этого показателя. В данном случае эффективность ГРП даже в обводненных скважинах может оказаться достаточно высокой. Если трещина ортогональна водонефтяной границе или нагнетательному ряду, то эффект ГРП может оказаться отрицательным. В случае благоприятной ориентации трещин целесообразно проведение повторных ГРП для получения дополнительного эффекта.
Для площадных систем разработки эффекты, связанные с изменением обводненности из-за различной ориентации трещин, носят непродолжительный и менее выраженный характер, поэтому их можно не учитывать.
Расстановка скважин при проектировании разработки новых месторождений или участков с применением ГРП
Образование трещины гидроразрыва приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте, изменению геометрии области дренирования и динамики обводнения добывающих скважин. Учет ориентации трещин при проектировании системы разработки с использованием ГРП дает возможность замедлить процесс обводнения скважины при одновременном увеличении добычи жидкости. Если предполагается применение рядной системы расстановки скважин, то по возможности следует ориентировать ряды вдоль направления трещин. Если трещины параллельны водонефтяному контакту, целесообразно располагать добывающие скважины в краевой зоне в виде ряда вдоль этого направления. Эффективным может оказаться увеличение расстояния между скважинами в направлении распространения трещин и уменьшение расстояния в ортогональном направлении, при этом площадь дренирования скважины может остаться прежней.
Учет возможных осложнений в процессе ГРП
Осложнения в процессе ГРП возможны прежде всего за счет прорыва по трещинам газа или воды. Толщина естественных барьеров, отделяющих продуктивный коллектор от выше- или нижележащих газо или водонасыщенных пластов, как правило, должна быть не менее 4,5 — 6 м.
Вертикальная трещина развивается по высоте обычно за счет роста вверх; в направлении развития трещины может находиться водо- или газонефтяной контакт. В добывающих скважинах, дающих продукцию с высоким содержанием воды или газа, как правило, проводить ГРП нежелательно.
Учет технологических ограничений, связанных с техническим состоянием скважины
Для проведения ГРП пригодны только технически исправные скважины.
Анализ геологического строения объекта; выявление продуктивных изолированных областей и скважин в низкопроницаемых включениях
Выбор скважин для ГРП должен осуществляться на основе адресной геологической модели пласта . По каждой скважине необходимо учитывать результаты геофизических исследований, а также всю информацию, полученную в результате гидродинамических исследований, промыслового анализа и т.п. Степень достоверности исходных представлений о геологическом строении пласта определяет обоснованность принимаемых решений по выбору скважин для проведения ГРП.
Выявление линз и продуктивных зон пласта, не дренированных или слабо дренированных ранее, и последующее создание протяженных трещин гидроразрыва, обеспечивающих связь скважины с этими зонами, позволит повысить коэффициент нефтеизвлечения, что обеспечит высокую эффективность ГРП. Для этого в каждом конкретном случае необходим анализ геологического строения пласта.
Проведение ГРП в скважинах, вскрывающих низкопроницаемые включения, приводит к значительному повышению производительности этих скважин. Гидроразрыв в скважинах, оказавшихся в непроницаемых линзах небольших размеров, позволит ввести эти скважины в эксплуатацию. Если размеры включения или линзы относительно невелики, эффективным окажется гидроразрыв с созданием трещины, выходящей за пределы включения. Особую актуальность в этой ситуации приобретает знание ориентации трещины, поскольку это позволит подобрать размер трещины таким образом, чтобы она выходила за пределы включения. В некоторых случаях ГРП в нагнетательных скважинах создаст возможность для заводнения новых пропластков, которые до этого были изолированы от нагнетания.
Определение рекомендуемой длины трещины в условиях неоднородного пласта должно осуществляться на базе детерминированной геологической модели и с учетом реального направления трещин. Расчеты рекомендуется проводить с использованием математической модели, позволяющей рассчитывать фильтрацию в пласте с трещинами гидроразрыва.
Использование математического моделирования на базе адекватной геолого-математической модели объекта для выявления скважин-кандидатов для проведения обработки
Априорные оценки, выполненные без учета детального геологического строения объекта, не могут выявить многие конкретные особенности фильтрационного процесса. Неоднородность пластов оказывает сильное влияние на происходящие в них процессы. Поскольку истинная структура неоднородного пласта недоступна непосредственному изучению, а современные математические модели, используемые при проектировании, не позволяют учесть явно многие детали строения пласта (например, неоднородности мелкого масштаба и т.п.), то использование методов усреднения и расчета эффективных параметров — проницаемости, пористости, модифицированных фазовых проницаемостей — является неотъемлемым элементом построения геолого-гидродинамической модели объекта. При этом, естественно, крупномасштабные неоднородности, доступные непосредственному наблюдению, такие как уверенно выделяемые зоны, слои и прослои, включения неколлектора, должны быть учтены в модели явно.
Только детальное математическое моделирование позволяет учесть влияние интерференции скважин и неоднородности пласта, оценить запас пластовой энергии и наметить для ГРП нагнетательные скважины. Интерференция приводит к тому, что ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин. В некоторых скважинах отмечается неувеличение или даже снижение добычи нефти по сравнению с вариантом без ГРП.
Поэтому для принятия решения по выбору скважин для обработки необходимо произвести расчеты базового варианта (без ГРП) и вариантов с гидроразрывами в различных скважинах на базе детальной трехмерной геолого-математической модели объекта. Технологически эффективные варианты должны характеризоваться минимальным количеством гидроразрывов при максимальных уровнях отбора нефти.
Использование технико-экономического анализа при выборе скважин для проведения ГРП
При комплексном подходе к проектированию разработки с применением ГРП технико - экономическая оценка эффективности этого метода должна проводиться не для отдельных скважин, а для объекта в целом.
Выбор рекомендуемого варианта разработки с применением ГРП осуществляется на основе комплексного технико-экономического анализа технологически эффективных вариантов, при этом должны учитываться затраты на проведение ГРП, прирост добычи нефти в целом по объекту, увеличение добычи жидкости, закачки и др. Целесообразно сопоставление варианта с ГРП с другими конкурирующими технологиями (например, с применением горизонтальных скважин). В случае локального ГРП рекомендуется оценка технологической и экономической эффективности этого метода по сравнению с другими средствами обработки призабойной зоны скважин (кислотные обработки, глубокая перфорация и др.).
