CC BY
37УДК 622.276.66/658.011.46
ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА - ЭФФЕКТИВНЫЙ МЕТОД ДОИЗВЛЕЧЕНИЯ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
FORMATION HYDRAULIC FRACTURING AS A METHOD OF ADDITIONAL RECOVERY
OF OIL AND GAS RESOURCES
С. Г. Паняк, А. А. Аскеров, Т. Ю. Юсифов
S. G. Panyak, A. A. Askerov, T. Yu.Yusiphov
Уральский государственный горный университет, г. Екатеринбург,
ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «РН-УфаНИПИнефть»
Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП) на бездействующем фонде, ГРП на высокообводнённом фонде скважин
Key words: formation hydraulic fracturing (FHF) at idle well stock, FHF at high flooded well stock
Геологические условия залегания промышленных скоплений углеводородов на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» чрезвычайно разнообразны и не всегда благоприятны для их рентабельной разработки. В условиях низко проницаемых и расчлененных пластов упомянутых месторождений гидроразрыв пласта (ГРП) является эффективным методом воздействия на пласт и влияет не только на текущие показатели эксплуатации скважин, но и на конечную нефтеотдачу пласта.
В процессе эксплуатации, а также в процессе глушения скважины происходит кольма-тация призабойной зоны пласта, оказывающая общеизвестно негативное влияние на продуктивность скважины, причем степень этого влияния пропорциональна времени воздействия жидкости глушения на призабойную зону пласта. В нефтяном пласте забойное давление может быть ниже давления насыщения, что приводит к выделению свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти, образуя непроницаемое кольцо в околоскважинной зоне.
Анализ проведенных ГРП на пластах Южно-Харампурского и Фестивального месторождений с низкими пластовыми давлениями, а также на скважинах, ранее выведенных в консервацию, по причине 100% обводнения пластовой водой, показывает, что существует возможность вывода из бездействия ранее нерентабельных скважин. Таким способом выведена из консервации скв. 306 Южно-Харампурского месторождения, до ГРП находившаяся в консервации по причине обводнения. После проведения ГРП скважина работает с параметрами Q=26м3/сут и 7% обводненности. Аналогично выведена из консервации скв. 807, после ГРП она работает с параметрами Q= 102м3/су т и 64% обводненности. Похожая ситуация наблюдается по скважинам Фестивального месторождения: скв. 223 после проведения ГРП работает с параметрами Q= 81м3/су т и 43% обводненности; скв. 49 после проведения ГРП работает с параметрами Q=51м3/сут и 17% обводненности; скв. 116 после проведения ГРП работает с параметрами Q=172м3/сут и 77% обводненности.
В процессе эксплуатации скважины наблюдается снижение пластового давления в при-забойной зоне пласта, тогда как в удалённой части пласта давление остается первоначальным. При снижении пластового и забойного давлений относительно возрастает величина геостатического давления, что может приводить к заметной деформации пород-коллекторов, особенно, в призабойной зоне. Процесс изменения пород активизируется при обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента.
Целью гидроразрыва является активизация призабойного пространства путем создания высокопроницаемых каналов в зоне нарушенной проницаемости. Тип и масштабы процесса разрыва проектируются с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.
На примере скв. 203 Фестивального месторождения можно наблюдать динамику изменения пластового давления до и после ГРП (рис. 1, 2). Нефтяные скважины после появления в них воды продолжительное время эксплуатируются в условиях нарастающей обводненности и выводятся из работы при достижении высокого содержания Н2О в добываемой продукции (95-99%).
Движение флюида к скважине зависит от содержания связанного газа в нефти. В условиях низкой вязкости и фазовой проницаемости наблюдается приток нефти к скважине. В
№ 5, 2011
Нефть и газ
57
процессе эксплуатации, особенно на фонтанирующих скважинах, с большим расходом и «динамическим дефицитом газа», происходит обводнение пластов.
-График в декартовых координатах -
Результаты быстрой подгонки Радиальный гомогенный пласт Неограниченная Постоянная сжимаемость Cs - 0.0341 мЗ/(кд/ст2) Gphi =-20.1632 kg/cm2 Tau = 3.55S3 ч К =2.1912 md S = -1 .44-4-4 Pi s 171.1387 kg/cm2
О 28 56 72
прошедшее время (чаш)
Рис. 1. Давление в пласте (Рпл) на скв. 203 до ГРП
Рис. 2.
Динамика изменения Рпл, Рзаб и дебита по нефти на скв. 203
Для вывода скважин из консервационного фонда проводятся работы по увеличению объёмов закачки проппанта в десятки раз. Скважины, ранее выведенные в консервацию по причине 100%-ного обводнения пластовой водой, успешно активизируются при помощи «большеобъёмного» ГРП с закачкой в пласт более 80 тонн проппанта. Учитывая слоистое строения пластов, создавая единую высокопроницаемую зону трещиноватости, объединяющую все залежи в общий «проточный канал», получаем увеличение эффективного радиуса скважины — вовлечение в разработку всей нефтегазонасыщенной мощности пласта.
Глубокопроникающий гидроразрыв при этом воздействует на призабойную зону и на пласт в целом, что приводит к увеличению коэффициента охвата активизированной области. На примере скв. 807 Южно-Харампурского месторождения после ГРП наблюдается следующая картина снижения обводнённости пластов (рис. 3, 4 и 5).
Нефтеотдача пласта после ГРП зависит от эффективной фазовой проницаемости и относительной проницаемости породы для какой-либо смеси (нефти, газа или воды), а также от количества и качественного состава других фаз. Газосодержание оказывает значительное влияние на вязкость нефти. Попутный газ в нефти выполняет функцию по снижению вязкости, газовая фаза имеет в сотни раз большую скорость, чем жидкая. На рисунке показано как молекулы газа выталкивают из пласта молекулы нефти.
Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вяз-костей нефти и воды — показатель, характеризующий объемы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи. Вязкость нефти уменьшается с повышением температуры и количества растворенного в нефти углеводородного газа, а также зависит от его состава и природы. Вязкость пластовой воды зависит, в
58
Нефть и газ
№ 5, 2011
основном, от ее температуры, а в связи с незначительной растворимостью в ней газов вязкость даже при насыщении газом почти не уменьшается.
Рис. 3. Геометрия трещины по скв. 807
Вязкость нефти юрских отложений (пласты — 1Ю1, 2Ю1, (3-4)Ю1) в условиях Южно-Харампурского и Фестивального месторождений при средней глубине залегания 2956 м составляет 0,36 МПас, вязкость воды в пластовых условиях 0,5 МПас.
300 250 200 150 100 50 0
<ж, м3/су
211
Н2О, %
99 <<н, Н2О, т/сут %
<ж, м3/су < т/сут 60 65 65
5 0,04
До ГРП
Рис. 4. Параметры дебита по жидкости, нефти и обводнённости на скв. 807 до и после ГРП ( Южно-Харампурское месторождение)
При уменьшении попутного газа в составе флюида, вязкость нефти увеличивается, что приводит к прорыву воды (см. рис. 5). После ГРП увеличение контура питания скважины зоной трещиноватости приводит к повышению газосодержания, что благоприятно сказывается на вязкости нефти.
После успешного производства ГРП на скв. 203 Фестивального месторождения(с низким пластовым давлением) и скв. 807 Южно-Харампурского месторождений (находилась в консервации по 100% Н2О), вынуждены пересмотреть подход к подбору скважин под ГРП на данных месторождениях, так как ранее гидроразрыву подвергались безводные и малооб-воднённые скважины.
100
л о*
8 80 X
& 60
£ 40 ф
х
20
40000 35000 30000
СП
25000 * гс-
20000 !? н
15000 >§
ЕХ
10000 5000 0
дебит нефти ^^%Н2иД дебит п. газа
Рис. 5. Динамика изменения параметров дебита по нефти, обводнённости до и после ГРП в зависимости от попутного газа (скв. 807 Южно-Харампурского месторождения)
20
0
№ 5, 2011
Нефть и газ
59
Выводы
На Южно-Харампурском и Фестивальном месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» обоснована и доказана эффективность применения «большеобъемных» ГРП на 100%-ных обводненных скважинах, находящихся в консервации. После нескольких успешных операций, доказавших правильность использованной методики, принято решение подвергнуть ГРП все аналогичные скважины. К настоящему времени выполнено 10 операций по ГРП, что привело к суммарному приросту добычи 330 тонн/сут.
Список литературы
1. А. Б. Уотерс: « Гидравлический разрыв - что это?» / август 1981 г. /.
2. «Оценка гидроразрыва методами анализа неустановившегося давления», доклад № 10043, представленный в 1982 г. SPE на международной нефтяной выставке и технологическом симпозиуме .
3. Р. У. Дж. Вич и Московидис З. А.: «Пересмотр современных успехов в технологии гидроразрыва», представлено на конференции инженеров-нефтяников 1986 г.
Сведения об авторах
Паняк Стефан Григорьевич, д. г.-м.н., зав.кафедрой геологии и ЗЧС, Уральский государственный горный университет, тел.: (343) 257-41-05, e-mail:panjaks@rambler.ru
Аскеров Амин Акиф оглы, аспирант, Уральский государственный горный университет, тел: (34936) 5-75-39 email: Askerov.A.M@mail.ru
Юсифов Теюб Юсиф оглы, научный сотрудник ООО «РН-УфаНИПИнефть», тел: 89373087202, e-mail: Yusi-fovTY@ufanipi. ru
Panyak S. G., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, Head of the Chair of Geology, The Ural State Mining University, phone: (343) 257-41-05, e-mail:panjaks@rambler.ru
Askerov A. A., post graduate student, The Ural State Mining University, phone: (34936) 5-75-39, e-mail: Ask-erov.A.M@mail.ru
Yusiphov T. Yu., scientific worker, «RN-UfaNIPIneft, Ltd.», phone: 89373087202, e-mail: YusifovTY@ufanipi. ru
УДК 622.02:531
МОДЕЛИРОВАНИЕ ДЕФОРМАЦИЙ ПЕРФОРАЦИОННЫХ ОТВЕРСТИЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЫ
SIMULATION OF PERFORATIONS DEFORMATION AT VARIOUS MODES OF PRODUCTION WELL PERFORMANCE
С. Н. Попов
S. N. Popov
Институт проблем нефти и газа РАН
Ключевые слова: метод конечных элементов, перфорационные отверстия, напряженно-деформированное состояние, зона разрушения, депрессия, призабойная зона скважины Key words: finite element method, perforations, mode of deformation, deformation zone, depression, bottomhole zone
В последнее время все больше внимания уделяется проблемам механики горных пород применительно к разработке месторождений углеводородов. С этим связаны многочисленные проблемы, возникающие при отработке продуктивных объектов: оседание земной поверхности при истощении запасов и снижении пластового давления на месторождениях; нарушение конструктивных элементов скважин; изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в процессе увеличения эффективных напряжений в коллекторе [1]; деформации продуктивных объектов трещинного и трещинно-порового типа по системам трещин [2]. Наиболее интенсивные деформационные процессы происходят в призабойной зоне скважин, что связано с образованием депрессионной воронки, в особенности при низких забойных давлениях, по отношению к пластовому. В связи с этим актуальным вопросом является моделирование геомеханических эффектов в прискважинной зоне.
В данной работе рассмотрено трехмерное геомеханическое моделирование призабойной зоны скважины с перфорационными отверстиями на примере одного из месторождений севера Пермского края.
Для расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) перфорированного участка скважины использовалась конечно-элементная схема в виде сектора цилиндра (рис.1). Расстояние между рядами перфорационных отверстий по высоте составляет 13см. По кругу располагается четыре отверстия через каждые 90°, поэтому в силу симметрии можно рассматривать сектор цилиндра с углом 90°. Расчетная схема состояла из трех основных со-
60
Нефть и газ
№ 5, 2011
