Гидроразрыв пласта – прорывная технология!

Задача автора – напомнить специалистам оте­чественной нефтяной промышленности об истории проведения самых первых пяти («пилотных») гидроразрывов пласта в Западной Сибири, выполненных на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз». Источником информации для написания статьи послужили архивные материалы ООО «ТЭРМ», в обобщенном виде они представлены здесь впервые.
К необходимости использования технологии гидроразрыва в Западной Сибири добывающие предприятия пришли только спустя 25 лет после начала добычи нефти (май 1964 г.). Это было обусловлено наличием здесь большого количества высокопродуктивных запасов нефти, не требующих в тот период применения гидроразрыва пласта.
Самый первый (пробный) ГРП был проведен (11 июля 1988 г.) фирмой «Canadian Fracmaster, LTD» в скважине № 113 Восточно-Сургутского месторождения, разрабатываемого передовым в Главтюменнефтегазе производственным объединением «Юганскнефтегаз». (Напомним, что ровно через два года – в июле 1990 г. Главтюменнефтегаз – крупнейшая нефтедобыващая организация СССР была расформирована в соответствии с Приказом Министра нефтяной и газовой промышленности Л.И. Филимонова).
Во второй половине 1988 г. фирма «Canadian Fracmaster, LTD» выполнила (кроме указанного первого ГРП) – еще четыре показательных гидроразрыва в скважинах Малобалыкского, Салымского и Средне-Балыкского месторождений. Таким образом (еще – до создания собственно СП «Юганскфракмастер») в сумме было выполнено пять показательных гидроразрывов – табл. 1.
Идея провести указанные гидроразрывы в Западной Сибири (именно в ПО «Юганскнефтегаз») возникла не на пустом месте. К концу 1980-х – началу 1990-х гг. в Западной Сибири сложились все необходимые условия и предпосылки для «реанимации» технологии ГРП (ранее применявшейся в СССР [1], однако не получившей широкого развития из-за несовершенства имевшейся тогда техники) – но уже на базе современных зарубежных технологий гидроразрыва, технических средств и оборудования.
Предпосылки для начала освоения технологии ГРП были следующие:
1). Значительное ухудшение структуры запасов нефти на месторождениях Западной Сибири, увеличение здесь доли низкопроницаемых коллекторов (при планируемом росте объемов добычи нефти из них). Например, в ПО «ЮНГ» доля добычи нефти из низкопродуктивных пластов составляла: в 1980 г. – 1 %, в 1985 г. – 1 %, в 1990 г. – 5 % (табл. 2).
2). Структура запасов ухудшилась, в частности, и из-за того, что в декабре 1988 г. ГКЗ СССР (впервые) утвердила запасы уникального Приобского нефтяного месторождения (СЛТ), содержащего ТрИЗ – в объеме 614 млн т при КИН – 0,261. Общий же объем ТрИЗ нефти в Юганском районе к этому времени – превысил 1 млрд т. Эти запасы рентабельно можно было начинать осваивать только при массовом применении гидроразрыва пластов.
3). Либерализация российского законодательства, позволившего к концу 1980-х гг. создавать в стране сов­местные предприятия, в т.ч. в сфере нефтедобычи. Стремление западных сервисных компаний выйти на российский рынок нефтегазовых услуг и технологий с целью развития здесь своего бизнеса – реализовалось.
В начале 1990-х годов доля нефти, добываемой в Юганском районе из ВПК, сократилась до 50 %, по СПК она составляла – 40 %, а по НПК (за счет массового применения ГРП) увеличилась – до 10 % от общей добычи нефти.
Из табл. 3 следует, что дополнительная добыча нефти, полученная за счет применения технологии ГРП, уже в 1995 г. достигла 2,837 млн т или 10 % от общей добычи по «Юганскнефтегазу». Таким образом, направлению внедрения технологии ГРП в Западной Сибири был дан «зеленый» свет!
Несмотря на активизацию (в течение нескольких лет) работ по применению ГРП на месторождениях Юганского района, поле деятельности для дальнейшей реализации этой технологии в НПК оставалось огромным. Доля эксплуатационного бурения в 1995 г. на объектах НПК превысила 50 % от общего объема. Текущие извлекае­мые запасы нефти в НПК предприятия оценивались в 1 млрд т, а перспективное количество ГРП оценивалось здесь во многие тысячи скважино-операций.
Для справки также укажем, что к началу 1996 г. запасы нефти ВПК в АО «ЮНГ» были выработаны на 78 %, СПК – на 52 %, а НПК – всего лишь на 3 %. Текущие дебиты нефти в 1995 г. составляли: по ВПК – 12,9 т/сут, по СПК – 10,5 т/сут, по НПК – 15,4 т/сут, средний – 12 т/сут; дебит жидкости: по ВПК – 76 т/сут (при обводненности 83 %), по СПК – 30 т/сут (при обводненности 65 %), по НПК – 20 т/сут (при обводненности 25 %), средний дебит жидкости – 50 т/сут при обводненности 76 % [3].
Таким образом, в Западной Сибири посредством массового внедрения технологии ГРП был запущен механизм эффективного извлечения запасов нефти из НПК с доведением КИН по этим объектам – до 0,3.
Однако вернемся к «пилотным» объектам и скважинам-«пионерам» гидроразрыва пласта в Западной Сибири.

Краткая геологическая характеристика объектов применения первых ГРП
В 1988 г. (а это первый год апробации ГРП) в ПО «ЮНГ» в годовой добыче нефти на долю ВПК приходилось – 61 %, СПК – 37 %, а на НПК всего лишь – 2 %. Средний дебит нефти по предприятию в 1988 г. составлял 27 т/сут (в т.ч. по новым скважинам – 25 т/сут), дебит жидкости – 74 т/сут.
Выбранные для проведения (силами фирмы «Canadian Fracmaster, LTD») показательных ГРП первые пять добывающих скважин действительно были пробурены на плохие, низкодебитные пласты ЮС0, ЮС2 и ачимовскую толщу (табл. 4). Глубины залегания рассмат­риваемых залежей нефти – 2,6 – 3 км, нефтенасыщен­ная толщина пластов – 6 – 23 м, проницаемость – 2 – 7 мД (без пласта ЮС0), пористость – 16 – 17 % (без ЮС0), начальная нефтенасыщенность – 45 – 60 % (без ЮС0), песчанистость – 20 – 40 %, проводимость пластов – 50 – 160 мД·м (без ЮС0).
Запасы нефти, содержащиеся в рассматриваемых залежах, согласно существовавшим тогда критериям, несомненно, относились к трудноизвлекаемым. Для вовлечения их в эффективную разработку требовалось применить новые (для Западной Сибири) прорывные технологии интенсификации добычи нефти из скважин. Основные надежды сибирских ученых и производственников в этом плане были связаны с внедрением массированного гидроразрыва пласта. И эти надежды в перспективе полностью оправдались.

Показатели разработки низкопроницаемых пластов – объектов первых гидроразрывов (до начала применения технологии ГРП)
В 1988 г. пласты–объекты, подвергнутые первым ГРП, имели в целом следующие общие технологические показатели разработки (табл. 5):
– суммарная по этим четырем объектам добыча нефти – 239 тыс.т/год;
– добыча жидкости – 260 тыс.т/год при небольшой обводненности – 8 %;
– на этих объектах работало 163 добывающих и 63 нагнетательных скважины (причем 70 % из них относились к ачимовской толще Средне-Балыкского месторождения);
– средний дебит нефти был невелик, всего лишь – 4,4 т/сут (в том числе по новым скважинам – 17,3 т/сут – за счет Малобалыкского месторождения), средний дебит жидкости – 4,8 т/сут;
– закачка воды осуществлялась на двух объектах (ачимовской толщи) – из четырех рассмотренных;
– накопленная добыча нефти с начала разработки составляла 2,518 млн т (в том числе по пласту ЮС0 Салыма – 2,164 млн т или 86 % от общей);
– утвержденный КИН изменялся от 0,07 до 0,27 (ЮС0).
В целом, ранее полученные (до начала проведения работ по ГРП) результаты разработки низкопроницаемых объектов в ПО «ЮНГ» следует расценивать как малоуспешные. Вопрос о необходимости апробации применения технологии ГРП – к 1988 г. назрел особенно остро.

Основные результаты пробных гидроразрывов, выполненных в 1988 г. силами фирмы «Канадский Фракмастер»
Результаты показательных ГРП, проведенных в пяти скважинах ПО «ЮНГ», оцениваются, в общем, как удовлетворительные, однако к сколь-нибудь впечатляющим их отнести нельзя. После ГРП входные дебиты нефти увеличились от 6,1 до 32 т/сут, в среднем составив 18 т/ сут. Средний дебит жидкости после ГРП составлял – 20 т/сут при обводненности – 12 %.
Причины невысокой эффективности «пионерных» ГРП были обусловлены неотработанностью технологии проведения скважино-операций в новых сибирских геологических условиях (высокие пластовые давления в залежах, неизученность механических свойств пород-коллекторов (модуль Юнга, коэффициент Пуассона и т.п.), а также крайне малыми объемами закачанного в скважины пропанта, так как все проведенные ГРП были – «малообъемными».

За полный период анализа результатов эксплуатации скважин после ГРП (от 1387 до 3486 суток, в среднем – 2050 суток или 5,6 года) общая (включая базовую) накопленная добыча нефти по скважинам изменялась от 8510 до 13 753 т, в среднем – 10 520 т. Усредненный – за весь указанный период дебит нефти изменялся от 4,6 до 9,9 т/сут, в среднем – 5,1 т/сут (табл. 6).
Из табл. 6 видно, что две скважины (№№ 113 и 592) из пяти обработанных до ГРП – не имели истории разработки, т.е. ранее не эксплуатировались. Три же остальных скважины (№№ 3003, 2637, 2633) отработали до проведения ГРП – в среднем 641 сутки каждая. За этот период ими было отобрано в среднем по 2,9 тыс. т скв. при среднем дебите нефти – 4,67 т/сут, жидкости – 4,87 т/сут и обводненности – 4 %. Таким образом, для выполнения «пилотных» ГРП были выбраны действительно неэффективные, малодебитные скважины.
После проведения ГРП средний дебит нефти по скважинам увеличился с 4,67 до 17,7 т/сут (или в 3,8 раза), дебит жидкости вырос – с 4,87 до 20,1 т/сут (или в 4,13 раза), обводненность продукции изменилась незначительно – с 4,1 до 11,9 %. С учетом малообъемности закачанного пропанта эти результаты были, в целом, удовлетворительными. Однако производственники все же ожидали получения от этих первых гидроразрывов гораздо более высокой эффективности.

Из рис. 2 и табл. 8 следует, что за 12 «уплотненных» месяцев после ГРП средний дебит нефти по пяти обработанным скважинам снизился – с 17,7 до 5,9 т/сут, или в три раза. Ежемесячный темп падения дебита нефти составлял при этом в среднем 5,6 %. Указанное снижение дебитов нефти после ГРП – достаточно велико. Причины этого: малые объемы закачки пропанта (< 1 т на 1 метр нефтенасыщенной толщины), а также существенный рост обводненности после ГРП (средняя достигла 50 % – на 12-й месяц).
Возможно, некоторый интерес может представлять также начальная посуточная динамика дебита за первый месяц после ГРП – по скважине № 2633 Средне-Балыкского месторождения (рис. 3).
Из рис. 3 следует, что первые 10 суток после ГРП с даты запуска скважины № 2633 в работу дебит жидкости поддерживался стабильным – на уровне 35 – 30 м³ сут, а затем резко снизился.
Спустя 12 «уплотненных» месяцев работы скважин после ГРП эффект от гидроразрыва (по дебиту нефти, по сравнению с базовым 4,7 т/сут) – практически закончился (рис. 4), т.к. на 13-й месяц он снизился – до 4 т/сут.
По расчетам ООО «ТЭРМ», для условий деятельности АО «ЮНГ» в 1996 г. количество дополнительной нефти, добываемой для покрытия затрат на проведение одной операции ГРП, оценивалось в 3285 т. Таким образом, первые «пилотные» пять гидроразрывов оказались экономически убыточными.

Создание СП «Юганскфракмастар»
Первое в России СП «Юганскфракмастер» по гидроразрыву пласта было организовано в 1989 г., спустя почти год после проведения показательных работ по ГРП. Его создали ПО «Юганскнефтегаз» и фирма «Canadian Fracmaster, LTD» на основании Соглашения, заключенного в марте 1989 г. для проведения работ по ГРП в скважинах Юганского нефтеносного района [2].
Первые гидроразрывы силами уже собственно СП «Юганскфракмастер» были проведены во второй половине 1989 г. в скважинах пласта АС4 Мамонтовского месторождения: скв. 7407 – 30 июля 1989 г., скв. 7278 – 5 ав­густа 1989 г., скв. 7438 – 12 августа 1989 г., скв. 7459 – 19 августа 1989 г., скв. 7398 – 28 августа 1989 г.
В самой первой скважине № 7404 (пласт АС4) Мамонтовского месторождения параметры ГРП, выполненного СП «ЮФМ», были: масса закачанного пропанта – 4,2 т, геля – 97 м³, максимальная концентрация пропанта – 900 кг/м³, минимальная – 100 кг/м³, давление закачки – 54 МПа. Показатели по скважине до ГРП составляли: дебит нефти – 20 т/сут, жидкости – 23 м³/сут, обводненность – 0%; после ГРП: дебит нефти – 50 т/сут, жидкости – 58 м³/сут, обводненность – 0%; общая добыча нефти (после ГРП) по скважине № 7404 за 1989 г. – 4662 тонны.
В среднем по 11 скважинам Мамонтовского месторождения (9 – пласта АС4, 2 – пласта БС10), обработанным методом гидроразрыва в 1989 г., показатели были: до ГРП: дебит нефти – 26,8 т/сут, жидкости – 32,3 м³ сут, обводненность – 3,5%; после ГРП: дебит нефти – 42,5 т сут, жидкости – 53,6 м³/сут, обводненность – 8%. Кратность роста дебита нефти за счет ГРП – 1,59 раза, дебита жидкости – 1,66 раза. Невысокая кратность увеличения дебитов за счет гидроразрыва обусловлена тем, что пласт АС4 относился к СПК, а БС10 – к ВПК, в которых ГРП являлся лишь способом снятия «скин-эффекта» в призабойной зоне пласта.
За период чуть более года (по состоянию на 01.09.1990 г.) СП «ЮФМ» выполнило 80 ГРП, в том числе на Мамонтовском месторождении – 46 ГРП, на Средне-Балыкском – 19 ГРП, на Малобалыкском – 6 ГРП, на Правдинском – 4 ГРП, на Приразломном – 3 ГРП, на Восточно-Сургутском – 1 гидроразрыв, на Салымском – 1 гидроразрыв.
АО «Юганскфракмастер» за период с 1989 по 1996 гг. выполнило более 1000 гидроразрывов пласта на 26 неф­тяных пластах месторождений «Юганскнефтегаза». Успешность работ составила 94%. Доля ГРП, приходящихся на НПК, составила 85 % от общего количества. Объем закачанных жидкостей разрыва изменялся – от 90 до 261 м³ (в среднем – 130 м³), масса закачанного пропанта – от 6 до 25 т/скв., в среднем – 14,5 т/скв. опер.). Ширина раскрытия трещин ГРП около скважины – 20 мм.
В 1991 г. «Юганскнефтегаз», стремясь демонополизировать рынок услуг по ГРП, создал собственное предприятие по проведению гидроразрыва – управление «ИНТРАС» (интенсификация работы скважин), закупив для него американское оборудование. За первые пять лет работы (1991 – 1995 гг.) «ИНТРАС» выполнил более 200 гидроразрывов пласта (при плане на 1996 г. – 257 ГРП). Фактическая дополнительная добыча нефти за 5 лет составила – 438 тыс. т (эффект продолжался). Численность работников в управлении была доведена почти до 600 человек.
В 1991г. с участием фирмы «Canadian Fracmaster, LTD» в Западной Сибири было создано еще три совместных предприятия по производству гидроразрыва пласта: «Самотлор Сервисиз», «Васюган Сервисиз» и «Вах Фракмастер Сервисиз».
В целом, выполненные в 1988 г. первые пять ГРП, несмотря на их скромные результаты, явились своеобразным катализатором начала процесса массового применения гидроразрыва пласта в Западной Сибири. В частности, только по АО «ЮНГ» спустя несколько лет (в 1996 г.) было выполнено 517 ГРП/год с дополнительной годовой добычей нефти 3,545 млн т (удельная в год проведения ГРП – 6859 т/скв.). Накопленное же количество ГРП здесь достигло 1630 скважино-операций при удельной накопленной дополнительной добыче нефти – 10 тыс.т/скв. (при продолжающемся эффекте).
Таким образом, охват общего добывающего фонда в АО «ЮНГ» методом ГРП в 1996 г. составлял ~ 15 %, а действующего фонда ~ 25 %. Наибольшее количество ГРП было выполнено в НПК месторождений: Приразломное (463 ГРП), Малобалыкское (385 ГРП), Средне-Асом­кинское (179 ГРП), Приобское (144 ГРП), а также в СПК и ВПК Мамонтовского месторождения (127 ГРП).
В последующие годы технология гидроразрыва пласта нашла в России широкое применение. По информации В.В. Шелепова [4], в 2011 г. в РФ, в сумме по крупным ВИНК, в скважинах было выполнено 6084 гид­роразрыва пласта (что составляло 18 % от всех ГТМ), средняя технологическая эффективность одной скважино-операции ГРП составляла 8,1 тыс.т/скв. В декабре 2011 г., по данным журнала «ТЭК России» (ФГУП «ЦДУ ТЭК»), в сумме по ВИНК действующий добывающий фонд составлял 128 585 скважин. Таким образом, доля скважин, подвергнутых ГРП, по России в целом в 2011 г. составляла около 5 % от действующего добывающего фонда. Однако эти объемы многократно уступают объемам работ по гидроразрыву пласта в США.
В целом, за прошедшие 30 лет метод ГРП в России (с привлечением технологий западных сервисных компаний) получил колоссальное развитие. Технология ГРП за рассматриваемый период была кардинально усовершенствована. К настоящему времени в Западной Сибири выполняют уникальные гидроразрывы с закачкой в скважину огромных масс пропанта.
Например, ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2007 г. в нефтяной скважине выполнило рекордный гидроразрыв пласта с закачкой – 864 тонн пропанта [5]. При проведении этой уникальной операции было использовано 10 насосных агрегатов, два блендера, две линии подачи пропанта, две станции управления, более 40 емкостей для воды с общим объемом – более 2000 м³, 10 емкостей для пропанта с общей загрузкой – 1000 тонн. В проведении работ участвовало более 60 специалистов [5].

В июле 2016 г. ООО «Газпромнефть-Хантос» в горизонтальной скважине Приобского месторождения (южная часть) на участке длиной 1500 м был выполнен 30-стадийный ГРП с закачкой 1200 т пропанта. Компания «Роснефть» в 2016 г. провела в ГС на Самотлоре 29-стадийный ГРП. Таким образом, возможности метода ГРП и эффективность его проведения, даже в самых сложных геологических условиях, значительно увеличились.
Суммарная эффективность применения технологии ГРП при освоении ТрИЗ низкопроницаемых пластов в Западной Сибири оказалась очень высокой. Например, на Приобском месторождении (южная часть) за счет массового 100 %-ного охвата фонда скважин технологией (всего на середину 2011 г. выполнено – 3,3 тыс. скважино-операций), дополнительная добыча нефти за счет ГРП за период с 2002 по 2010 гг. превысила – 26,4 млн т, что составляет 2/3 общей добычи нефти по месторождению за это время [6].

Выводы
1). К концу 1980-х гг. в Западной Сибири сложились все необходимые предпосылки для начала массового применения технологии гидроразрыва пласта. Основная причина – существенное ухудшение структуры запасов нефти, возрастание доли запасов в слабопроницаемых коллекторах, требующих широкогомасштабного применения ГРП.
2). Первые пять «пилотных» (показательных) гидроразрывов пласта были выполнены в Западной Сибири фирмой «Canadian Fracmaster, LTD» (еще до создания СП «Юганскфракмастер») – в июле-декабре 1988 г. в скважинах Восточно-Сургутского, Салымского, Малобалыкского и Средне-Балыкского месторождений ПО «Юганскнефтегаз».
3). Несмотря на скромные, в целом, результаты первых работ по ГРП (обусловленные малыми объемами закачки пропанта), была показана принципиальная возможность и большая перспектива их применения для эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти, содержащихся в слабопроницаемых пластах месторождений Западной Сибири.
4). Выполненные в 1988 г. первые пять гидроразрывов пласта явились мощным «катализатором», инициировавшим массовый процесс последующего развития и внедрения технологии ГРП – на сотнях нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Достигнутые в этой области к 2018 г. результаты внедрения технологии гидроразрыва пласта иначе, как выдающимися – наз­вать нельзя.