CC BY
37УДК 622.276.66/658.011.46 ЭФФЕКТИВНОСТЬ КОМПЛЕКСНОГО ПОДХОДА К ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА (НА ПРИМЕРЕ БАРСУКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПК19-20 ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»)
EFFECTIVENESS OF THE INTEGRATED APPROACH TO THE TECHNOLOGY OF CONDUCTING FORMATION HYDRAULIC FRACTURING (ON THE EXAMPLE OF BARSUKOVSKOYE OIL FIELD PK19-20 COMPANY «RN-PURNEFTEGAZ»)
С. Г. Паняк, А. А. Аскеров, Т. Ю. Юсифов
S. G. Panyak, A. A. Askerov, T. Yu. Yusifov
Уральский государственный горный университет, г. Екатеринбург
ООО «РН-УфаНИПИнефть», г. Уфа
Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП), ГРП на слабосцементированных объектах, вынос песка после гидроразрыва, закрепление трещины проппантом RCP Key words: formation hydraulic fracturing (FHF), FHF on the poor cementedformations, sand production after FHF, fixing a fracture with proppant RCP
Цель исследования — предотвращение выноса мелкодисперсного пластового песка путем создания в околоскважинной зоне гравийного фильтра проппантом RCP (RCP — прорезиненный искусственный песок).
В настоящее время на Барсуковском месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз» разрабатывается 11 пластов: ПК19-20, ПК218, АС10, АС111, БС27, БС6, БС8, БС110, БС21Ь БС112, БС212. Запасы нефти в целом сосредоточены по 32 продуктивным пластам, которые объединены в 9 самостоятельных объектов разработки: ПК17 — ПК18, ПК19-20, ПК22, АС8-12, БС1 — БС4, БС5 — БС7, БС8, БС10 — БС1Ь БС12 — БС14. При этом залежи многих
44
Нефть и газ
№ 6, 2014
пластов осложнены литологическими экранами и геологическими разломами, в них имеются газовые шапки. Залежи пластов ПК19.2о, ПК22, БС9 являются обводненными.
Залежь пласта ПК19-20 является самой крупной по запасам на месторождении. Пласт вскрыт в интервале 1 576,1-1 637,4 м и по углеводородному составу является нефтега-зоконденсатным. На Барсуковском месторождении покурская свита (ПК) подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Генезис отложений — от мелководно-морского до континентального. Отложения нижней подсвиты характеризуются присутствием в основании евояхинской пачки, представленной песчаниками серыми, мелко- и среднезернистыми с единичными прослоями алевритистых глин, обогащенными растительным детритом. В верхней части подсвиты залегают песчаники светлосерые с зеленоватым оттенком, чередующиеся в сложном сочетании с глинами, алевролитами темно-серыми, с разнообразной слоистостью. Здесь также присутствует растительный детрит, имеются стяжения сидерита, углистые прослои, отмечается пирит, окатыши глин. Споро-пыльцевой анализ подтверждает аптский возраст этих преимущественно терригенных отложений. Толщина пачки достигает 200 м. Возраст отложений покурской свиты в целом определен как апт-альб-сеноманский. Общая толщина отложений свиты составляет 974-1 029 м.
Отложения Покурской свиты распространены достаточно широко и выходят за пределы контура месторождения. В основном они представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В структурном отношении упомянутые выше песчаники являются мелко-, средне- и крупнозернистыми. Особо следует подчеркнуть их преимущественно слабую и среднюю степень сцементированности, что является существенным негативным фактором последующей нефтеотдачи. Кроме того, в глинистом цементе песчаников в значительной степени присутствуют карбонаты, которые оказывают влияние на физико-химические процессы в околоскважинном пространстве. Текстура песчаников массивная, с горизонтальной и косоволнистой слоистостью и с включениями мелких растительных остатков [1]. Прослои алевролитов обладают преимущественно серой окраской с зеленоватым оттенком, со слабой и средней степенью цементации, текстура у них массивная, с тонкой горизонтальной и волнистой слоистостью. Аргиллиты темно-серые, плотные, слюдистые, с включениями обуглившихся растительных остатков.
В нижней части покурской свиты выделены продуктивные пласты ПК22, ПК19-20, 2ПК18, 1ПК18, 0ПК18, ПК17, ПК16, ПК15, отличающиеся как по насыщению, так и по размерам. Пласты верхней части разреза свиты (ПК15 и ПК16) газонасыщены, ПК22 нефте-насыщен, остальные пласты газонефтенасыщены. Средние значения общих толщин пластов изменяются в пределах от 7 (1ПК18) до 75,6 м (ПК19-20), соответственно средние эффективные толщины — от 5,2 (1ПК18) до 58,6 м (ПК19-20). В газонефтенасыщенных объектах средняя нефтенасыщенная толщина достигает величины 17,6 м (ПК19-20), газонасыщенная — 9,7 м (ПК17). В газонасыщенных объектах средние значения газонасыщенных толщин составляют 3,3 м в пласте ПК15 и 4,5 м в пласте ПК16. Средние значения песчанистости изменяются в пределах от 0,36 в пласте 0ПК18 до 0,80 в ПК15. Среднее значение для основного пласта ПК19-20 составляет 0,77 (табл.).
Параметры пласта ПК1д-20
Параметры пласта ПК19-20 Среднее значение по пласту
Пластовое давление, МПа 17,1
Эффективная нефтенасыщеная толщина, м 16
Газосодержание, м3/т 56
Давление насыщения, МПа 12,4
Плотность нефти, кг/м3 825
Вязкость нефти, мПа*с 3,24
Проницаемость, мД 114,3
Пластовая температура, С0 56
Песчанистость, д.е. 0,77
Расчлененность 9,1
Таким образом, подтверждается вывод о том, что такие особенности литологии, как песчанистость разреза, структура пород и параметры пористости, играют ведущую роль в нефте- и газонасыщенности пластов. Отрицательную роль при эксплуатации скважин играет другая литологическая особенность — сравнительно слабая сцементи-рованность коллектора.
Анализ толщин пород, перекрывающих продуктивные толщи, показывает, что средняя величина их составляет от 3,6 (между пластами ПК16 и ПК15) до 109,7 м (между 0ПК18 и ПК17). Следует отметить, что в толще, разделяющей пласты ПК19-20 и ПК22, встречаются линзы продуктивных коллекторов незначительных размеров.
Лабораторные анализы керна в пластах ПК имеются по 23 скважинам, выполнено 899 определений пористости, 369 определений проницаемости, 221 определений водо-удерживающей способности, 84 — остаточной водонасыщенности, 43 — остаточной нефтенасыщенности, 299 — карбонатности. При этом в процессе подсчета запасов учтены 875 определений пористости и 360 — проницаемости. Как отмечалось выше, больше половины лабораторных исследований приходится на пласт ПК19-20 — 5 4 5 определений пористости и 282 определения проницаемости, учтенных при подсчете запасов, соответственно, 539 и 280. Для построения петрофизических связей «КЕРН-ГИС» использовался представительный керн из пластов ПК17, 0ПК18, 1ПК18,
В пласте ПК19-20 пористость по керосинонасыщению составляет 28,0 %, по водона-сыщению — 26,8 %, проницаемость — 36,6 мД.
С начала разработки месторождения добыто около 42 млн т нефти и 127 млн т жидкости при обводненности продукции 87,5 %, текущий КИН равен 0,127, отбор от начальных извлекаемых запасов составляет 38,5 %. Основным объектом разработки является пласт ПК19-20, обеспечивающий около 85 % текущей добычи нефти месторождения (рис. 1). Дебиты жидкости по нему составляют более 30-150 т/сут. У 40 % скважин обводненность 95-98 %, накопленный отбор у 39 % скважин составляет более 50 тыс. т на одну скважину.
Основной фонд нефтяных добывающих скважин (51,2 %) эксплуатируется с дебитом нефти менее 5 т/сут., 64 % фонда скважин эксплуатируются с обводненностью продукции более 90 %.
160 140
20 0
150,5
31,3
_ . _ 13,8 13,5 111.7 11,0 102 9.1 - -9.0- 8,4
Г~1 ■ ш
ПК19-20 2БС12 ПК17 2БС7 АС10 БС8 1БС10 2БС11 БС13 0ПК18
Рис. 1. Распределение нефти НГЗ (млн т) по крупным пластам Барсуковского месторождения
По данным термометров ЗКЦ (заколонная циркуляция жидкости) отмечается в половине скважин пробуренного фонда. ЗКЦ жидкости происходят, в основном, между различными интервалами одного пласта, например, чаще всего между пропластками ПК19 и ПК20 пласта ПК19-20. Межпластовые перетоки флюидов и закачиваемой воды между различными пластами характерны в основном для пластов верхнего этажа неф-тегазоносности ПК18 и ПК19-20.
Следует отметить характер выработки запасов газа из газовой шапки пласта ПК19-20. В процессе разработки нефтяной оторочки этого пласта происходит и одновременная выработка запасов природного газа из газовой шапки по причине частичной перфорации газонасыщенных интервалов (рис. 2). В отдельных зонах, приближенных к рядам нагнетания, продвижение фронта нагнетаемой воды по газовой шапке из-за ЗКЦ и бо-
лее высокой подвижности пластового флюида в газонасыщенных интервалах привело к замещению отобранного природного газа закачиваемой водой. В более удаленных от рядов нагнетания зонах этого пласта природный газ заместился подстилающей нефтью из-за возникшего градиента пластового давления между газовой шапкой и нефтяной оторочкой [2].
Рис. 2. Геологическое строение пласта ПК1д-20 (покурская свита)
Для определения источников обводнения по объекту ПК19-20 было проведено 307 ГИС в 231 добывающей скважине. Анализ данных исследований показал, что основным источником обводнения добываемой продукции являются перетоки воды по негерметичному цементному кольцу из нижележащей водоносной части пласта ПК20 или с вышележащего водоносного горизонта ПК18. Другой причиной обводнения (второй по объему) является прорыв фронта закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам, который выявлен в 16,3 % исследованных скважин. Оба источника обводнения отмечаются в 12 % исследованных скважин. В 11,4 % скважин причиной обводнения является негерметичность эксплуатационной колонны.
Рис. 3. Карта накопленных отборов пласта ПК1д-20
По причине ЗКЦ скважины обводняются с начала эксплуатации, особенно интенсивно во внутренних рядах скважин, где пластовое давление низкое. С развитием системы ППД (поддержание пластового давления) по пласту ПК19-20 снижается перепад давления между эксплуатируемым и обводняющим пластами, снижается и интенсивность перетоков. Со временем в скважины первого и второго рядов (схема рядов показана на рис. 3) начинает прорываться фронт нагнетаемой воды. Таким образом, имеет место сложный комплекс источников обводнения [3].
Как известно, пласт ПК^^ относится к слабосцементированным, рыхлым и мелкодисперсным объектам (мелкозернистый пластовый песок), что осложняет проведение операции ГРП для интенсификации добычи. Учитывая то, что ПК19-20 является основным объектом добычи на Барсуковском месторождении, поиск решения проблем остро необходим с учетом всех геологических особенностей.
Одним из важнейших вопросов при эксплуатации нефтяных месторождений, приуроченных к слабосцементированным и рыхлым породам, является борьба с пескопро-явлением и его вредным влиянием на работу скважин. Бесконтрольный вынос из пласта песка приводит к абразивному износу подземного и наземного оборудования, разрушению структуры пласта в призабойной зоне, частым ремонтам с образованием пробок, обрушению вышележащих горизонтов, деформации эксплуатационных колонн, обводнению скважин верхними водами. В результате скважина временно или вовсе выбывает из действующего фонда. Ограничение выноса песка из пласта в скважину осуществляется креплением пород призабойной зоны пласта, применением различных цементирующих и вяжущих веществ с различными наполнителями, а также установлением гравийно-щелевых фильтров в зоне эксплуатационного объекта [4].
За период 2000-2011 г. было проведено около 45 операций ГРП, после чего дебит нефти увеличился в 2,5 раза, однако, продолжительность эффекта составила всего 3-4 месяца. Полученные результаты оказались хуже планируемых. Отсутствие ожидаемой эффективности было обусловлено прорывом воды из водоносных и промытых пропла-стков (особенно для пласта ПК19-20).
Негативными факторами, тормозящими прирост дебита нефти по ряду скважин, являются проблемы, связанные с выносом песка из слабосцементированных пород око-лоскважинного пространства и соответствующим снижением Кпр (коэффициент продуктивности). Необходимые действия для повышения эффективности ГРП — это поиск методов для предотвращения выноса песка и прорыва в воду, необходимых при проведении ГРП.
Перспективным объектом для ГРП являются пласты группы ПК верхнего этажа нефтеносности. Однако они мелкодисперсные и рыхлые, поэтому после стандартной технологии ГРП проппант в них выносится из призабойной зоны с природным пластовым песком. Для эффективной эксплуатации скважин необходима технология ГРП с закреплением трещины химическими реагентами для создания в призабойной зоне гравийного фильтра (рис. 4) [5].
Рис. 4. Схема призабойного пространства с гравийным фильтром
Для предотвращения прорыва подошвенной воды к забоям скважин необходимо внедрение методов проведения ГРП, предусматривающих распространение щелей в строго горизонтальном направлении и предотвращающих прорыв подошвенной воды в нефтеносную часть коллекторов (технология ClearFrac) [6].
Проведенные на пласте ПК19-20 опытно-промышленные работы по внедрению ГРП в ВНЗ (водонефтяная зона) были неудачными (вследствие приобщения к дренированию подошвенных водоносных пропластков). По этой причине необходимо опробование технологии ГРП ClearFrac. Технология ClearFrac — это ограничение эффективного давления трещины с помощью жидкостей малой вязкости. Кроме того, видится перспективным опробование технологии ГРП SurgiFrac для горизонтальных стволов на пластах и АС10 с целью увеличения вертикальной проводимости продуктивных коллекторов. В процессе SurgiFrac используется динамика движения жидкости для отклонения потока жидкости в определенную точку в пласте. Технология «SurgiFrac» обеспечивает контроль над процессом гидроразрыва пласта путем изменения концентрации проппанта, остановки возрастания трещин и повторного открытия трещин [7].
Установка гравийно-проппантного фильтра в пескопроявляющих скважинах с большой выработкой в ПЗП предложенным методом предотвратит разрушение скелета пласта, пескопроявление, износ ГНО и кольматацию, что будет способствовать длительной работе скважин и обеспечит дополнительную добычу нефти [8].
В результате исследования выявлено:
• недостаточная и неравномерная выработка: 38,5 % извлекаемых запасов при текущей обводненности 87,5 %;
• наличие значительного фонда малодебитных скважин: менее 5 т/сут у 40 % скважин и высокообводненных более 90 % — у 55 %;
• наличие газовой шапки;
• заколонная циркуляция жидкости в 58,9 % исследованных добывающих скважинах;
• пласт рыхлый, мелкодисперсный — вынос пластового песка при ГРП;
• необходимо создание гравийных фильтров в околоскважинной зоне добывающих скважин.
Таким образом, ГРП с созданием гравийного фильтра сочетает технологию воздействия на пласт и борьбу с выносом пластового песка на слабосцементированных залежах.
Список литературы
1. Общие положения: ПТД Барсуковское м/р, ООО «РН - Пурнефтегаз». Защищенные проекты Барсуковское месторождение. ООО «УфаНИПИнефть», 2011.
2. Хасаев А. М., Керимов К. М., Эфендиев И. Ю. Метод регулирования притока жидкости в скважине. - Баку, 1999. - 155 с.
3. Юсифов Т. Ю. Гидроразрыв нефтяных пластов с низким давлением (на примере месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз») // Нефтегазовое дело. -2012. -№ 3. -С. 179-184.
4. Съюмен Д., Эллис Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. - М.: Недра, 1986.
5. Багиров М. К., Эфендиев И. Ю., Кязимов Ш. П. Новый способ борьбы с песком в нефтедобыче // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1995. -№ 5-6. -С. 28-30.
6. Р. У. Дж. Вич и Московидис З. А. Пересмотр современных успехов в технологии гидроразрыва. Конференция инженеров-нефтяников. 1986 г.
7. Экономидес М. Ю., Олни Р., Валько П. Унифицированное проектирование гидроразрыва пласта, 2003. - 221 с.
8. Сайд Али, Рик Дикерсон (Шеврон, США), Клайв Беннетт (Бритиш Петролеум - BP) и др. Компоновки для создания гравийных фильтров в горизонтальных скважинах // Нефтегазовое обозрение, 2002.
Сведения об авторах
Паняк Стефан Григорьевич, д. г.-м. н., профессор кафедры «Геология и защита в чрезвычайных ситуациях», Уральский государственный горный университет, г. Екатеринбург, тел. 8(343)2574105, e-mail: panjaks@rambler. ru
Аскеров Амил Акиф оглы, аспирант, Уральский государственный горный университет, г. Екатеринбург, тел. 8(34936)57539, e-mail: Askerov.A.M@mail.ru
Юсифов Теюб Юсиф оглы, к. т. н., научный сотрудник, ООО «РН-УфаНИПИнефть», тел. 89373087202, e-mail: YusifovTY@ufanipi.ru
Panyak S. G., Doctor of Geology and Mineralogy, professor of the chair «Geology and protection in extreme situations» Ural State Mining University, phone: 8(343)2574105, e-mail:panjaks@rambler.ru
Akserov A. A., postgraduate, Ural State Mining University, phone: 8(34936)57539, e-mail: Askerov.A.M@mail ru
Yusifov T. Yu., Candidate of Science in Engineering, scientific worker of LLC «RN-UfaNIPIneft», phone: 89373087202, e-mail: YusifovTY@ufanipi.ru
