CC BY
8Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 3(22) 2018 ■ http://oilgasjournal.ru
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ БЕЗПРОППАНТНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА С ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКОЙ ЖИДКОСТИ (НА ПРИМЕРЕ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРНОЙ АФРИКИ)
С.Н. Попов, Е.И. Метляев ИПНГ РАН, e-mail: popov@ipng.ru, ei_metl@mail.ru
Технология безпроппантного гидроразрыва пласта (ГРП) не получила широкого применения среди методов увеличения приемистости или продуктивности скважин, несмотря на имеющийся положительный опыт в мировой практике [1, 2]. Чаще всего при проведении данного геолого-технического мероприятия (ГТМ) производится циклическая закачка больших объемов (более 1000 м3) жидкости при максимальном темпе ее нагнетания, поэтому для создания трещины ГРП требуются насосные агрегаты высокого давления. В результате жидкость гидроразрыва образует трещину и изменяет поле распределения температуры в пласте. После остановки насосов происходит закрытие трещины и повышение температуры. Продолжительность ожидания закрытия трещины может варьироваться от нескольких минут до нескольких часов, в зависимости от эффективности рабочей жидкости. Анализ закрытия трещины выполняется по общепринятым зависимостям (например, с помощью G-функции). Затем цикл повторяется. Оптимизация подбора количества циклов, так же как типа жидкости и ее объема, производится опытным путем исходя из экономических затрат и результатов работ.
В рамках данной статьи рассмотрена эффективность производства безпроппантного ГРП в нагнетательных скважинах на примере одного из нефтяных месторождений Северной Африки. Ниже приведена краткая геологическая и стратиграфическая характеристика месторождения и продуктивного объекта, а также информация по его разработке (рис. 1).
Структура месторождения - комплексная, ограниченная на востоке разломом с вертикальным смещением более 200 метров. Месторождение в целом характеризуется наличием локальных разломов, которые параллельны основному нарушению, что разделяет структуру на несколько участков.
Общая мощность пласта составляет около 80-100 метров, представляет собой терригенные залежи чередующихся однородных и заглинизированных песчаников. Пласт - неоднородный, со множеством пропластков, с разными ФЕС. Средние и верхние
участки вмещают заполненные каналы и поймы высохших рек, особенно хорошо развитые в верхнем участке. Нижний интервал (30-50 м) состоит из песчаников с пористостью приблизительно 14%. Средний и верхний интервалы мощностью 30-50 м относятся к трансгрессивному залеганию, представлены речными отложениями с пористостью 15%. В среднем интервале залегает 39% начальных геологических запасов углеводорода, в верхнем - 43%.
На рис. 1 представлены основные сейсмические горизонты мезозойской эры. Добыча на месторождении ведется из нижнего отдела триасовой системы. Над триасовой системой залегают лейасовые соли юрского периода, а ниже - герцинское несогласное залегание каменноугольного периода палеозойской эры.
Основной продуктивный пласт ТАГИ (см. рис. 1) - глинистый песчаник верхнего триаса трансгрессивного образования. Он представлен речными, аэрогенными и озерными осадками. Иногда встречаются промежуточные дельтовые отложения. Пласт ТАГИ разделен на три части: верхний, средний и нижний.
В табл. 1 приведены средние характеристики по исследуемому продуктивному объекту.
Таблица 1
Средние характеристики пласта ТАГИ
№ п/п Параметр, единицы измерения Значение
1 Проницаемость, мД 94,3
2 Пористость, % 13
3 Глубина залегания, м 3075
4 Эффективная мощность, м 19,4
5 Давление насыщение нефти газом, МПа 21,7
6 Начальное пластовое давление, МПа 35,5
7 Пластовая температура, ° С 92
8 Вязкость, мПас 0,32
9 Давление смешиваемости, МПа 28,0
10 Начальный объемный фактор, д.е. 1,6
11 Начальное отношение газ/нефть, м3/м3 207
12 Плотность нефти по стандартам API 42
Период Литология
Система Отдел
Верхний
' 1 ' 1 ' Г 1 ' 1 ' 1 ' 1 1 1 1
111111111
........
Меловой
Нижний
Верхний
Рис. 1. Геологический разрез исследуемого месторождения
Предварительный план разработки месторождения включал закачку газа и воды в пласт: попутный газ должен был закачиваться в купол структуры, но основное давление создаваться водой, которая нагнетается в периферийную зону. Так же подразумевалось увеличение закачки растворенного газа по мере истощения месторождения, что позволит увеличить извлечение углеводородов, однако требует привлечения внешних источников со значительными объемами газа.
Разобщенность и неоднородность пластов была подтверждена интерпретацией 3D-сейсмических данных и обнаружением нескольких водонефтяных контактов (ВНК). Также было проведено несколько испытаний скважин на предмет определения радиуса дренирования и интерференции скважин. Эти два исследования оказали существенное влияние на уровень добычи углеводородов, что в свою очередь, вызвало необходимость пересмотра плана разработки и производить закачку газа по всему контуру месторождения, в том числе и в купол структуры. Для эффективного использования газа было принято решение о его нагнетании не в чистом виде, а в виде водогазовой смеси.
Для достижения заданного уровня нагнетания водогазовой смеси в скважины апробировалась технология безпроппантного гидроразрыва пласта как низкозатратная альтернатива для интенсификации работы скважин, находящихся в системе поддержания пластового давления (ППД).
При нагнетании воды в пласт гидродинамические исследования на скважинах показывают мгновенное ухудшение свойств призабойной зоны и снижение приемистости скважин с увеличением содержания примесей в воде и их отложением на перфорации и поверхности породы. В тоже время есть мнение, что безпроппантные ГРП дают положительный результат, вызванный тем, что жидкость, закачанная под высоким давлением при высоком расходе, «пробивает» поврежденную зону и прочищает перфорационные каналы. Такое предположение подтверждается снижением величины потерь давления от трения [2]. В работе зарубежных специалистов [2] отмечается, что при каждом из четырех циклов интенсивной закачки жидкости гидроразрыва потери давления от трения весьма существенно снижались.
Дополнительным фактором, обеспечивающим успешность проведения безпроппантного ГРП, является разница температур пласта и нагнетаемой жидкости. При существенной разнице данных характеристик могут возникать системы трещин, вызванные температурными деформациями.
Следует отметить, что безпроппантный ГРП эффективен, прежде всего, именно для нагнетательных скважин, так как если после проведения данного ГТМ производить закачку воды и уменьшить забойное давление ниже давления гидроразрыва, часть трещин все равно останется в раскрытом состоянии.
Непосредственно при производстве операции безпроппантного ГРП фиксировался ряд динамических характеристик (рис. 2): устьевое и забойное давление, расход жидкости. При предварительном моделировании трещин ГРП определялись механические характеристики пород пласта и распределения в нем горизонтальных напряжений, так как эти параметры являются определяющими при производстве данной операции [3-8]. Как видно из рис. 2, на каждой из скважин производились пять циклов интенсивной закачки жидкости гидроразрыва.
Для одной из скважин в первый период времени жидкость закачивалась со ступенчатым расходом для определения давления гидроразрыва, в дальнейшем расход жидкости поддерживался примерно одинаковым.
В табл. 2 представлены некоторые из основных параметров, полученных при производстве операции безпроппантного ГРП в нагнетательных скважинах на исследуемом продуктивном объекте.
На основе параметров, приведенных в табл. 2, производился анализ и обработка результатов проведения операции безпроппантного ГРП. Между данными параметрами находилась наилучшая корреляционная зависимость с целью определения, какие из них имеют наибольшее влияние на эффективность создания трещины гидроразрыва. Следует отметить, что в целом операция безпроппантного ГРП на исследуемом продуктивном объекте показала весьма высокую эффективность: так, в среднем, приемистость скважин увеличилась с 977,3 м3/сут до 2535,8 м3/сут или в 23,2 раза, а коэффициент приемистости - с 46,5 м3/сут/МПа до 257 м3/сут/МПа или в 31,3 раза. Также при анализе использовались соотношения данных характеристик до и после проведения операции безпроппантного ГРП:
После анализа всех возможных корреляционных соотношений были получены четыре наиболее тесных зависимости, которые приведены на рис. 3. Наиболее наглядно эффективность производства операции безпроппантного ГРП может быть показана при сопоставлении приемистости и коэффициентов приемистости нагнетательных скважин до и после проведения данного ГТМ:
Рис. 2. Динамика устьевого давления и расхода жидкости при проведении безпроппантного ГРП для некоторых скважин исследуемого месторождения
Таблица 2
Некоторые основные параметры пласта и характеристики, полученные при производстве операций безпроппантных ГРП в нагнетательных
скважинах и используемые при анализе эффективности данной операции
№ скв. Параметры пласта Параметры скважин
Кпр, мД Кп, % Н, м Иэфф, м Иперф, м Рпл, МПа Рз1, МПа Ql, м3/сут Кприем1, м3/сут/ МПа Рз2, МПа Q2, м3/сут Кприем2, м3сут/М Па к1, д.е. к2, д.е.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
1 28,8 14 3 405 6 3 289 34 25,5 1830 214,9 25,5 3205 374,8 1,75 1,75
2 347,5 15 3 450 33 3 223 35 14,8 1600 79,9 11,8 1670 72,5 1,04 0,91
3 30 16 3 447 6 3 278 29 49,9 2289 111,1 49,9 9157 444,3 4,0 4,0
4 86,7 11 3 449 16,5 3 255 21 26,5 10 1,82 18,2 600 207,0 60,0 113,91
5 409,5 12 3 367 10 3 153 37 25,4 75 6,6 24,7 3108 258,7 41,4 39,03
6 409,5 15 3 327 18 3 180 37 25,5 60 5,4 24,3 1863 152,4 31,05 28,00
ср. зн. 173,2 12,1 3420,2 13,7 3242 31,3 27,1 977,3 46,5 25,5 3267,2 257,0 23,2 31,3
Обозначения, используемые в таблице: Кпр - средняя проницаемость пласта; Кп - средняя пористость пласта; Н - средняя глубина залегания пласта; Иэфф - эффективная нефтенасыщенная толщина; Иперф - средняя глубина интервала перфорации; Р пл пластовое давление; Рз1, Рз2 - забойное давление нагнетания до и после проведения операции ГРП, соответственно; Ql, Q2 - приемистость скважины до и после проведения операции безпроппантного ГРП, соответственно; Кприем1, Кприем2 - коэффициент приемистости скважины до и после проведения операции безпроппантного ГРП, соответственно; к - отношение приемистости нагнетательной скважины до и после проведения операции безпроппантного ГРП; кг - отношение коэффициента приемистости нагнетательной скважины до и после проведения операции безпроппантного ГРП.
Ь = 02 / 01, (1)
Кприем2! КприемЬ (2)
Как видно из рис. 3, а, зависимость приемистости скважин до и после проведения ГРП достаточно близко описывается линейной функцией. График показывает, что максимальное увеличение приемистости характерно для скважин с первоначально низким показателем данной величины. Аналогичный вывод можно сделать и из рис. 3, б, который отражает относительное увеличение приемистости скважин в зависимости от приемистости скважин до ГРП. Зависимость наиболее точно аппроксимируется степенной функцией. На данном графике четко прослеживается закономерность, которая говорит о том, что операция проведения безпроппантного ГРП наиболее эффективна для скважин с изначально низкой приемистостью. При этом для скважин с начальной приемистостью в несколько десятков м3/сут увеличение данной характеристики составило от 31 до 60 раз.
Для наиболее достоверного сопоставления эффективности воздействия безпроппантного ГРП следует сравнивать коэффициенты приемистости скважин, то есть приемистость, соотнесенную к репрессии на скважине. Анализ данной характеристики также показал высокую эффективность применения операции безпроппантного ГРП (см. рис. 3, в, г). Как и для приемистости скважин, зависимость коэффициента приемистости до и после проведения ГРП описывается линейной зависимостью, однако в данном случае коэффициент корреляции несколько меньше. Рис. 3, г также подтверждает вывод о том, что наибольшее увеличение коэффициента приемистости скважин характерно для скважин с первоначально низким коэффициентом приемистости.
Выводы
1. В рамках статьи были проанализированы основные параметры, полученные при производстве безпроппантного ГРП в нагнетательных скважинах на одном из нефтяных месторождений Северной Африки.
2. Показана высокая эффективность проведения данного ГТМ на исследуемом продуктивном объекте - среднее увеличение приемистости после безпроппантного ГРП составило около 23,2 раза, коэффициента приемистости - 31,3 раза.
3. Авторами были получены корреляционные соотношения, которые показали, что наибольший эффект от производства безпроппантного ГРП наблюдается для скважин с первоначально низкой приемистостью.
10000
I->у
о
8000
с о. 1_
О)
с; о о с
с
6000
4000
2000
0
1,969х + 1342 К = 0,67
500 1000 1500 2000 2500
приемистость скважин до ГРП, м3/сут
а)
I-
о о
I-
о
70
60
50
о о
X I-
о
ф <и о. ^
с с: «о. 40
ф <и
I ^
Ф о
т ^
^ I
Ф ^
0 л
1 го
.0 Ш
с; *
ф о I-
30
20
10
0
у = 490,2х-°'71 К = 0,93
•
0 500 1000 1500 2000 2500 приемистость скважин до ГРП, м3/сут
б)
ф с; о о с
500
450
400
350
а. с
IX
ф
-8
-8
о о
¿300 &250
о
^^200 о!150
100 50
•
•
\/ - П СППу + 1 ЯК К
У К = 0,5 6
щ
•
0
0 50 100 150 200 250 коэффициент приемистости скважин до ГРП, м3/сут/МПа
120
го
I-
X оё
ф ■
^ С
■80-
■8 1_
о Ф
о с;
^ о
о
ф с
X X
ф ^
X Щ
ф го
ш
со ^
^ о
ф ^
о X 1- о
.0 ф I-^ о 1- о ^
о ф
о ^
X с
I- с
о
80
60
40
20
0
•
у = 171,3х-092 К = 0,64
1
V.
0 50 100 150 200 250 коэффициент приемистости скважин до ГРП, м3/сут/МПа
в)
г)
Рис. 3. Корреляционные зависимости, полученные в результате обработки данных по производству безпроппантного ГРП
У
0
Статья написана в рамках выполнения государственного задания (тема «Фундаментальные проблемы геологии, геохимии и гидрогеологии нефтегазоносных осадочных бассейнов. Обоснование значимых факторов эффективного прогноза крупных скоплений УВ в неструктурных условиях», №АААА-А16-116022510269-5).
ЛИТЕРАТУРА
1. Economides M.J. Reservoir stimulation. John Wiley & Sons, 2000. 808 p.
2. Palisch T.T., Griffin L.G., Weng X. Proppantless fracture stimulations in injection wells - a case history // Paper SPE 35697 prepared for presentation at the SPE Western Regional Meeting. Anchorage, Alaska, 22-24 May 1996. 11 p.
3. Попов С.Н., Метляев Е.И. Анализ эффективности проведения гидроразрыва пласта в нагнетательных скважинах (на примере одного из месторождений Северной Африки) // Нефтегазопромысловое дело. 2017. № 8. С. 33-38.
4. ZobackМ. Reservoir geomechanics. Cambridge University Press, 2007. 505 р.
5. Попов С.Н., Кошелев А.В., Жариков М.Г. Определение поля напряжений в ачимовских отложениях Уренгойского НГКМ на основе анализа и обработки результатов проведения ГРП // Газовая промышленность. 2013. СВ № 3/696. C. 82-86.
6. Кошелев А.В., Жариков М.Г., Попов С.Н. Определение напряженного состояния ачимовских отложений Уренгойского НГКМ на основе анализа и обработки результатов проведения ГРП // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса: Сб. науч. тр. М.: Недра, 2013. C. 186-196.
7. Попов С.Н., Зарипов Р.Ш., Паршуков А.В. Изменение физико-механических свойств пород ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений в зависимости от пористости // Газовая промышленность. 2013. № 8. C. 45-47.
8. Попов С.Н. Вариации прочностных свойств пород ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений в зависимости от пористости // Нефтепромысловое дело. 2014. № 12. С. 38-42.
