CC BY
138Кузнецов Владимир Григорьевич, д. т. н., профессор кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, 8(3452)390363, e-mail: [email protected]
Кулябин Геннадий Андреевич, д. т. н., профессор кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390363, e-mail: [email protected]
Курбанов Яраги Маммаевич, д. т. н., профессор кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390363, e-mail: [email protected]
Kuznetsov V. G., Doctor of Engineering, Professor at the Department of Drilling Oil and Gas Wells, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)390363, e-mail: burenie@rambler. ru
Kulyabin G. A., Doctor of Engineering, Professor at the Department of Drilling Oil and Gas Wells, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)390363, e-mail: [email protected]
Kurbanov Ya. M., Doctor of Engineering, Professor at the Department of Drilling Oil and Gas Wells, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)390363, e-mail: kurbanovjm@tyuiu. ru
УДК 622.276.432;622.276.66
АВТО-ГРП НА НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ
WATERFLOOD-INDUCED FRACTURE ON THE INJECTION WELLS IN LOW-PERMEABILITY RESERVOIR OF ACHIMOV SEQUENCE
А. В. Климов-Каяниди, Р. Т. Алимханов, Е. С. Агуреева, Р. М. Сабитов
A. V. Klimov-Kayanidi, R. T. Alimkhanov, E. S. Agureeva, R. M. Sabitov
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
Ключевые слова: пластовое давление; система поддержания пластового давления;
нагнетательные скважины; авто-ГРП; трещина ГРП; низкопроницаемый коллектор Key words: reservoirpressure; reservoirpressure maintenance system; injection wells; waterflood-induced fracture; hydraulic fracture; low-permeability reservoir
Введение
Ачимовская толща характеризуется высокой неоднородностью (коэффициент расчлененности — 20,7) и низкими коллекторскими свойствами (пористость — 15,7 %, песчанистость — 0,28 д.ед.). Значение проницаемости по объекту варьируется
3 3 2 3 2
от 0,2Т0- до 3Т0- мкм и в среднем составляет 0,8Т0- мкм . Это делает невозможным экономически рентабельную разработку месторождения без использования гидроразрыва пласта (ГРП) [1, 2] и системы поддержания пластового давления (ППД).
На месторождении используется система ППД с вытеснением нефти водой. При закачке возникает множество осложняющих факторов [3-5], таких как уменьшение приемистости скважин со временем, кинжальные прорывы воды по высокопроницаемым пропласткам к забоям добывающих скважин, утечка нагнетаемой воды в другие, не целевые пласты, образование трещин авто-ГРП и т. д.
С целью поиска решений данных проблем было проведено комплексное исследование, в результате которого выявлено, что информация, получаемая с нагнетательных скважин, используется недостаточно эффективно для определения особенностей влияния системы ППД на выработку запасов и достижение проектного коэффициента извлечения нефти (КИН).
На месторождении существует развитая техногенная трещиноватость, полученная в результате ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах и от эффекта авто-ГРП в нагнетательных скважинах при превышении давления закачки над давлением разрыва горной породы. При этом эффект авто-ГРП в нагнетательных скважинах и его влияние на выработку запасов остаются недостаточно изученными.
Все это говорит о необходимости более детального изучения вопросов регулирования режимов работы нагнетательных скважин и комплексного подхода к рассмотрению эффекта от авто-ГРП.
Цель работы — разработка рекомендаций по регулированию режимов работы нагнетательных скважин в условиях образования трещин авто-ГРП.
Объект и методы исследования
Объект исследования — ачимовская толща одного из месторождений Западной Сибири. Предмет исследования — система ППД при разработке ачимовской толщи в условиях техногенной трещиноватости и применяемых методов поддержания пластового давления. Методами исследования являются анализ и обобщение фактической геолого-промысловой информации, анализ литературных данных по теме исследования.
Характеристика объекта
Месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины. Ачимовская толща объединяет пласты Ачь Ач2\ Ач22 и Ач3. Все пласты представляют единый объект разработки. Средняя глубина залегания — 2 427 м. Первые промышленные притоки нефти из пластов на данном месторождении получены в 2001 году. Состояние фонда скважин на 01.01.2018 г представлено в таблице.
Состояние фонда скважин ачимовской толщи
Тип Кол-во скважин Из них
В бездействии В консервации Остановленные Пьезометрические
Нефтяные 305 15 5 14 9
Нагнетательные 139 10 4 6 3
Всего 444 25 9 20 12
Ачимовская залежь разбурена девятиточечной сеткой скважин с расстоянием между ними 500 • 500 м. При уплотнении сетки разбуриванием боковых стволов расстояние от нагнетательной до добывающей скважины может составлять от 200 до 800 м (рис. 1).
Рис. 1. Фрагмент схемы расположения скважин ачимовской толщи
График разработки залежи приведен на рисунке 2. Как видно из рисунка, начальное пластовое давление в залежи составляло 250 атм, давление насыщения — 107,5 атм. Разработка залежи ведется с 2002 года. Система ППД организована в 2004 году. Текущая компенсация отборов закачкой в разные годы достигала 250-270 %. Накопленная компенсация отбора закачкой достигла значения 100 % в 2011 году и, постепенно возрастая, в 2017 году уже составила 170 %.
Рис. 2. Текущие показатели отборов и компенсации ачимовской толщи
Несмотря на наличие значительной перекомпенсации отборов закачкой, наблюдается ухудшение энергетического состояния залежи. Среднее пластовое давление в 2012 году составляло 221 атм. Текущее пластовое давление — 163 атм, что свидетельствует о непроизводительной закачке воды. Доля неэффективной закачки может составлять до 70 %.
Авто-ГРП в нагнетательных скважинах
В скважинах, где давление нагнетания превышает давление разрыва горной породы, способны развиваться техногенные трещины авто-ГРП, которые могут увеличивать приемистость нагнетательных скважин [6, 7].
Знание величины давления разрыва особенно актуально для нагнетательных скважин с целью регулирования их режима работы. Анализ давления разрыва, замеренного глубинным манометром во время ГРП в нагнетательных и добывающих скважинах, показал, что среднее давление разрыва по ачимовской толще составило 392 атм.
Основным отличием трещин авто-ГРП от трещин ГРП является то, что они не заполняются проппантом, следовательно, существует возможность их смыкания при снижении давления нагнетания ниже давления разрыва и раскрытия при его увеличении. Таким образом создается динамическая неоднородность по проницаемости в межскважинном пространстве. Данная неоднородность хорошо видна при анализе графиков Холла [8], особенно в периоды остановки и запуска нагнетательных скважин после проведения геолого-технологических мероприятий (рис. 3).
В существующих условиях трещины авто-ГРП могут являться продолжением техногенных трещин, созданных в процессе ГРП, и увеличивать охват заводнением в пласте по площади и по разрезу. Данный факт при прогнозировании трещин авто-ГРП и контроле за их образованием позволит избежать негативных последствий, таких как опережающее обводнение продукции из-за прорыва воды к забоям добывающих скважин [9]; сложность достижения проектного КИН из-за оставшихся в пласте незатронутых целиков нефти; сложность контроля за фронтом вытеснения из-за факторов неопределенности, возникающих в процессе развития трещины авто-ГРП.
Рис. 3. График Холла и давление нагнетания скв. 1122
Управление данным процессом можно считать одним из инструментов гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Его можно сопоставить с нестационарным заводнением. Для этого требуется попеременное увеличение — уменьшение давления закачки выше и ниже давления разрыва горной породы (пульсирующая закачка). При этом происходят открытие и закрытие трещины авто-ГРП, изменение фильтрационных потоков и подключение не затронутых ранее пропластков.
Для применения данного метода требуются проведение геолого-промыслового анализа и установка дополнительного оборудования на нагнетательных скважинах (насосы для возможности регулирования объемов и давления нагнетания в широких пределах, интеллектуальные датчики на устье) с целью регулирования давления закачки в режиме онлайн.
Для выработки критерия применимости данного метода необходимы дальнейшие исследования. Например, на участках с высокой обводненностью продукции добывающих скважин, где давление закачки превышает давление разрыва, применение данного метода может оказаться нецелесообразным. В таких случаях необходимо снижение давления нагнетания с целью перераспределения закачки.
При планировании ГРП на нагнетательных скважинах с целью увеличения приемистости необходимо учитывать существующие возможности системы ППД, поскольку давление закачки непосредственно влияет на приемистость скважины, и в случае его недостатка будет получен низкий эффект от ГРП (рис. 4) [10], что недопустимо из-за высокой стоимости проведения работ. В этом случае стоит рассмотреть возможность регулирования закачки с целью управления эффектом авто-ГРП.
Рис. 4. График Холла, график приемистости и график давления закачки на скважине с ГРП
Выводы
Система ППД ачимовской толщи не обеспечивает поддержание энергетики на должном уровне, несмотря на наличие накопленной компенсации отбора закачкой на уровне 170 %.
Для нагнетательного фонда скважин при превышении значения забойного давления над значением давления разрыва горной породы характерно образование трещин авто-ГРП.
В результате анализа режимов работы нагнетательных скважин можно дать следующие рекомендации:
• при планировании режимов работы нагнетательных скважин необходимо использовать эффект авто-ГРП для управления выработкой запасов как дополнение к гидродинамическим методам ПНП;
• для применения данного метода требуются постоянное проведение геолого-промыслового анализа и установка дополнительного оборудования (насосы для нагнетания, интеллектуальные датчики на устье) на нагнетательных скважинах, которое позволит контролировать и управлять процессом;
• для выработки критерия применимости данного метода необходимо исследование данного вопроса с использованием гидродинамических моделей.
Библиографический список
1. Главнов Н. Г., Квеско Б. Б. Анализ развития техногенных трещин на нагнетательных скважинах Крапивин-ского месторождения // Известия Томского политехнического университета. - 2011. - Т. 319, № 1. - С.162-166.
2. Jennings A. R., Enhanced Jr. P. E. Well Stimulation, Inc. - 2003. - 163 p.
3. Satter A., Iqbal G. M., Buchwalter J. L., Practical Enhanced Reservoir Engineering. - Tulsa, Okla: Pennwell, 2008. -492 p.
4. Wolcott D., Applied Waterflood Field Development. - Energy Tribune Publishing, 2009. - P.10.
5. Dakem L. P. The practice of reservoir engineering. - Revised Edition. - Elsevier, 2001. - 392 p.
6. Исследование развития трещин авто-ГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки / В. В. Мальцев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 5. - С.70-73.
7. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В. А. Байков [и др.] // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 1. - С. 65-75.
8. Балин Д. В. Экспресс-оценка вероятности наличия трещин авто-ГРП // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: материалы междунар. науч.-техн. конф. - Тюмень, 2016. - С. 42^-5.
9. Балин Д. В., Семенова Т. В. О влиянии процесса авто-ГРП на величину накопленной добычи нефти // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2017. - № 1. - С. 43^-7.
10. Остапчук Д. А., Синцов И. А. Оптимизация проведения ГТМ в нагнетательных скважинах, работающих с высокими забойными давлениями // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна. Материалы междунар. науч.-техн. конф. - Тюмень, 2016. - С. 107-109.
Сведения об авторах
Климов-Каяниди Александр Викторович, инженер, филиал ООО «Лукойл-Инжиниринг» «КогалымНИ-ПИнефть» в г. Тюмени, тел. 89995498626, e-mail: Klimov-KayanidiA V@tmn. lukoil. com
Алимханов Рустам Тагирович, ведущий специалист, филиал ООО «Лукойл-Инжиниринг» «Когалым-НИПИнефть» в г. Тюмени, тел. 8(3452)545213, e-mail: [email protected]
Агуреева Елена Сергеевна, начальник отдела, филиал ООО «Лукойл-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, тел. 8(3452)545213, e-mail: AgureevaES@tmn. lukoil. com
Сабитов Рамиль Магирович, инженер 1 категории, филиал ООО «Лукойл-Инжиниринг» «КогалымНИПИ-нефть» в г. Тюмени, тел. 8(3452)545213, e-mail: Sabi-tovRM@tmn. lukoil. com
Information about the authors
Klimov-Kayanidi A. V., Engineer, Branch of LLC «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in Tyumen, phone: 89995498626, e-mail: Klimov-Kayanidi A V@tmn. lukoil. com
Alimkhanov R. T., Leading Specialist, Branch of LLC «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in Tyumen, phone: 8(3452)545213, e-mail: AlimhanovRT@ tmn. lukoil. com
Agureeva E. S., Head of the Department, Branch of LLC «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in Tyumen, phone: 8(3452)545213, e-mail: AgureevaES@ tmn. lukoil. com
Sabitov R. M., Engineer of the 1st Category, Branch of LLC «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in Tyumen phone: 8(3452)545213, e-mail: SabitovRM@ tmn. lukoil. com
