CC BY
22
ДОБЫЧА
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-2-51-54
УДК 622.276.3 I Научная статья
Моделирование показателей эксплуатации скважин со сложной геометрией трещин гидравлического разрыва пласта
Андреев Е.Ю., Волков М.Г., Исламов Р.А., Макеев Г.А., Сотниченко И.В.
ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия ¡slamovra@bnipi.rosneft.ru
Аннотация
Разработка трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) с проницаемостью коллектора менее 0,5 мД ставит перед специалистами вызовы по повышению рентабельности добычи нефти. Основным направлением решения этой задачи является повышение продуктивности за счет бурения скважин с горизонтальным окончанием с длиной хвостовика более 1 000 м и проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Проектирование и внедрение перспективных дизайнов трещин гидравлического разрыва пласта (ГРП) требует новых подходов по оценке их прогнозной продуктивности. Существующие аналитические и численные методики расчета прогнозной продуктивности используют средние параметры трещин. На практике дизайны часто характеризуются сложной геометрией и неравномерным распределением проводимости в объеме трещины ГРП. Использование некорректных алгоритмов определения средних параметров трещин приводит к значительному отклонению динамики фактического дебита скважины от рассчитанной. Это приводит к использованию неоптимальных дизайнов при проведении ГРП и снижению рентабельности добычи из объектов ТРИЗ. Для повышения качества оценки эффективности дизайна ГРП разработана методика интеграции симулятора гидравлического разрыва пласта и гидродинамического симулятора, которая позволяет выполнить корректный расчет продуктивности скважины.
Материалы и методы
Для решения задачи в работе предлагается:
• проектирование перспективных дизайнов в симуляторе ГРП;
• импорт спроектированных дизайнов в гидродинамический симулятор;
• расчет продуктивности скважины с проектными дизайнами ГРП в гидродинамическом симуляторе;
• выбор эффективного дизайна для опытных испытаний и внедрения.
Ключевые слова
трудноизвлекаемые запасы, гидродинамическое моделирование, гидравлический разрыв пласта, гидродинамический симулятор, симулятор ГРП
Для цитирования
Андреев Е.Ю., Волков М.Г., Исламов Р.А., Макеев Г.А., Сотниченко И.В. Моделирование показателей эксплуатации скважин со сложной геометрией трещин гидравлического разрыва пласта // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 2. С. 51-54. 001: 10.24412/2076-6785-2023-2-51-54
Поступила в редакцию: 17.03.2023
OIL PRODUCTION UDC 622.276.3 I Original Paper
Performance of fractured wells with complex geometry hydraulic fractures modeling
Andreev E.Yu., Volkov M.G., Islamov R.A., Makeev G.A., Sotnichenko I.V.
"RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia islamovra@bnipi.rosneft.ru
Abstract
The development of hard-to-recover reserves with reservoir permeability less than 0,5 mD poses challenges for specialists to increase the profitability of oil production. The main direction of solving this problem is to increase productivity by drilling horizontal wells with a liner length of more than 1 000 m and performing multi-stage hydraulic fracturing. The design and implementation of promising designs of hydraulic fracturing fractures requires new approaches to assess their predictive productivity. Existing analytical and numerical methods for calculating predicted productivity use average fracture parameters. In practice, designs are often characterized by complex geometry and uneven distribution of conductivity in the volume of the hydraulic fracture. The use of incorrect algorithms for determining the average parameters of fractures leads to a significant deviation of the dynamics of the actual well flow rate from the calculated one. This leads to the use of non-optimal designs during hydraulic fracturing and a decrease in the profitability of extraction from hard-to-recover resources. To improve the quality of evaluation of hydraulic fracturing design efficiency, a technique for integrating a hydraulic fracturing simulator and a hydrodynamic simulator has been developed, which allows performing a correct calculation of well productivity.
Materials and methods • selection of an effective design for pilot testing and implementation.
To solve the problem, the work proposes:
• designing perspective designs in hydraulic fracturing simulator; Keywords
• import of designed designs into hydrodynamic simulator; hard-to-recover reserves, hydrodynamic modeling, hydraulic fracturing,
• calculation of well productivity with designed hydraulic fractures hydrodynamic simulator, hydraulic fracturing simulator in a hydrodynamic simulator;
For citation
Andreev E.Yu., Volkov M.G., Islamov R.A., Makeev G.A., Sotnichenko I.V. Performance of fractured wells with complex geometry hydraulic fractures modeling. Exposition Oil Gas, 2023, issue 2, P. **-**. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2023-2-**-**
Received: 17.03.2023
Введение
На сегодняшний день как в России, так и в мире ежегодно увеличивается доля добычи нефти из объектов ТРИЗ [1]. В разработку вводятся запасы ачимовских пластов и их аналогов, а также запасы баженовской свиты со сверхнизкой проницаемостью (менее 0,5 мД) [2]. Такие объекты разрабатываются системами горизонтальных скважин с МГРП. Применение дизайнов ГРП на основе сшитого геля не обеспечивает необходимую для рентабельной добычи нефти продуктивность скважин.
В настоящее время ведутся работы по созданию новых и оптимизации существующих дизайнов ГРП с учетом строения и распределения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. Проектирование дизайнов ведется в корпоративном симу-ляторе гидроразрыва пласта «РН-ГРИД» [3]. Применяются гибридные технологии, характеризующиеся различной долей линейного геля в объеме жидкости разрыва, в сочетании с различной массой и концентрацией пропан-та [4]. Актуальным становится вопрос оценки эффективности спроектированных дизайнов ГРП и выбор нескольких дизайнов с максимальной продуктивностью перед проведением опытно-промышленных испытаний на объектах разработки. С этой целью из симулятора выгружаются параметры трещины ГРП: полудлина х, средняя ширина высота к, проницаемость к, В качестве полудлины и высоты трещины ГРП на практике берутся максимальные значения из дизайна ГРП. Обязательно выполняется проверка сохранения материального баланса: объем закрепленной трещины ГРП равен объему закачанного пропанта (1). Подгоночным параметром для соблюдения материального баланса обычно
выбирают среднюю ширину трещины ГРП w.
мп
2xxfxhfxwf =—-
/
(1)
Рис. 1. Моделирование горизонтальной скважины с МГРП: а — методами измельчения, б — методом источников
Fig. 1. Simulation of a horizontal well with multi-stage hydraulic fracturing: а - grinding methods, б - source metho
Рис. 2. Дизайны трещин ГРП (а — дизайн 1, б — дизайн 2), выбранные для испытания Fig. 2. Hydraulic fracture designs (а - design 1, б - design 2), selected for testing
где Мр — масса пропанта; рр — насыпная плотность пропанта.
Полученные параметры далее используются для оценки продуктивности скважин с ГРП, которая выполняется с применением аналитических формул, корреляционных зависимостей и гидродинамического моделирования.
Целью работы является создание методики корректного расчета продуктивности горизонтальных скважин с МГРП со сложной геометрией и неоднородным распределением свойств в объеме трещины с использованием гидродинамического симулятора.
Варианты моделирования трещин ГРП в гидродинамическом симуляторе
В работе для оценки продуктивности горизонтальных скважин с МГРП использовано гидродинамическое моделирование с применением корпоративного гидродинамического симулятора ПК «РН-КИМ» [5]. В симуляторе реализованы следующие методы моделирования трещин ГРП (рис. 1) [6]:
• метод локального измельчения сетки;
• метод источников.
Метод локального измельчения является явным, так как использует для расчета уравнения фильтрации, такие как уравнение движения и закон сохранения. Плюсами применения метода измельчения являются точность расчета, учет нестационарного течения, влияние гравитации на фильтрацию
флюидов. К минусам относятся обязательная ориентация сетки модели вдоль направления развития трещины ГРП, сложность задания геометрии и свойств трещины в симуляторе, долгое время расчета, отсутствие возможности активации трещины во времени, то есть высокопроницаемая трещина присутствует в модели с начала расчета.
Метод источников для расчета притока к трещине ГРП использует математическую модель, описывающую стационарный приток. Плюсами применения метода источников являются простота и скорость задания трещины ГРП, произвольная ориентация трещины относительно расчетной сетки, высокая скорость расчета по сравнению с методом измельчения, возможность активации на любую дату. Минусами являются простая геометрия и равномерное распределение свойств в объеме трещины.
Рассмотрим задачу по выбору дизайна трещины ГРП методом гидродинамического моделирования на следующем примере. Продуктивный пласт в районе бурения куста скважин характеризуется проницаемостью менее 0,5 мД, толщиной 27 м. Сверху и снизу расположены водонасыщенные пласты, отделенные от целевого пласта тонкими глинистыми перемычками. Целью проектирования дизайна ГРП является создание длинной трещины, не выходящей по высоте за границы продуктивного пласта. Процедура проектирования дизайна состоит из следующих этапов:
1. на целевом участке выбираются опорная скважина с наличием специального комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) (широкополосный акустический каротаж, плотностной каротаж) и со статическими геомеханическими исследованиями керна и скважина с проведенным ГРП;
2. в случае необходимости (потеря целостности, отсутствие данных, некачественные данные) восстанавливаются плотностной каротаж и интервальные времена пробега продольной и поперечной волн в целевом интервале;
3. по результатам керновых исследований рассчитываются статические модули,
необходимые для построения 1D геомеханической модели;
4. 1D геомеханическая модель калибруется на результаты мини-ГРП и ГРП;
5. проектируются дизайны ГРП, отвечающие заданным условиям: полудлина превышает заданное минимальное значение, трещина не выходит за границы продуктивного пласта.
По результатам проектирования было выбрано 2 дизайна трещины ГРП с близкими параметрами (рис. 2). Геометрические размеры трещин определены следующим образом: Xf и hf взяты максимальными, Wf расчитана по формуле (1). Эти значения были использованы для гидродинамических расчетов.
Для выполнения расчетов по оценке продуктивности построена секторная гидродинамическая модель, учитывающая фактическое строение и распределение фильтра-ционно-емкостных свойств продуктивного пласта в районе бурения куста. Физико-химические свойства пластовых флюидов и относительные фазовые проницаемости заданы по результатам лабораторных исследований глубинных проб нефти и образцов керна. Распределение фильтрационно-емкостных свойств в объеме пласта задано по результатам интерпретации ГИС в опорной скважине.
Для выбора дизайна трещины ГРП, обеспечивающей максимальную продуктивность, проведены гидродинамические расчеты. Для этого в модели вертикальной скважины с трещиной ГРП
Табл. 1. Параметры трещин ГРП, выбранных для испытания Tab. 1. Parameters of hydraulic fractures selected for testing
Параметр Дизайн 1 Дизайн 2
Xj, м 250 300
hf , м 25 28
Wf., мм 5,6 5,1
Безразмерная проводимость трещины (Fcd) 5,8 5,6
указывались параметры, рассчитанные в дизайне (табл. 1). Трещина ГРП задавалась методом источников и методом измельчения. Контроль работы скважины осуществлялся по забойному давлению, период расчета — 12 месяцев. Различие в дебитах жидкости между методами измельчения и источников наблюдается только при неустановившемся режиме, на установившемся режиме — менее 5 %. Сравнение результатов расчетов показало, что дебит скважины на установившемся режиме для рассматриваемых дизайнов трещины ГРП отличается менее чем на 8 %. Сделать однозначный выбор между дизайнами трещин ГРП по результатам гидродинамических расчетов не удалось (рис. 3).
Расчет продуктивности скважины методом интеграции симулятора ГРП и гидродинамического симулятора
С целью решения задачи повышения точности прогнозирования продуктивности трещины ГРП было предложено перенести геометрию и свойства трещины ГРП из симу-лятора ГРП «РН-ГРИД» в гидродинамический симулятор ПК «РН-КИМ». Разработка обоих симуляторов ведется в корпоративном институте ООО «РН-БашНИПИнефть», что позволяет быстро решить задачу интеграции данных. Методика интеграции включает следующие действия:
• реализовать выгрузку из «РН-ГРИД» параметров локального измельчения сетки, точки привязки к порту ГРП/интервалу инициализации, карты распространения свойств трещины ГРП; загрузить 2D-сетку и карты свойств трещины ГРП в гидродинамический симулятор; привязать трещину ГРП к одному или нескольким портам/интервалам инициации;
в файле событий (schedule) активировать трещину на дату проведения ГРП; выполнить расчеты в гидродинамическом симуляторе ПК «РН-КИМ». На рисунке 4 представлены результаты идродинамических расчетов, выполненных методом измельчения и методом интеграции для спроектированных дизайнов ГРП. Анализ результатов расчетов позволяет сделать однозначный выбор дизайна ГРП. Продуктивность скважины для разных дизайнов трещины ГРП отличается на 30 % на установившемся режиме, что позволяет сделать однозначный выбор. Для проведения испытаний на опытном участке был выбран дизайн 1.
Опытно-промышленные работы по испытанию эффективности предложенной технологии ГРП проведены на пласте с проницаемостью 0,3 мД. Была пробурена скважина с длиной горизонтального участка 1 124 м, проведено 16 операций ГРП по дизайну 1 с ориентацией трещин поперек горизонтального ствола. Скважина была запущена в эксплуатацию в 2022 году и проработала более 9 месяцев.
Рис. 3. Сравнение результатов расчетов для двух дизайнов ГРП, выполненных методами измельчения и источников Fig. 3. Comparison of calculation results for two hydraulic fracturing designs performed by grinding and source method
На данной скважине была опробована методика интеграции симулятора гидравлического разрыва пласта и гидродинамического симулятора. Был построен дизайн по фактическим данным проведенной операции ГРП. Карты свойств трещины были загружены в гидродинамическую модель и привязаны к портам ГРП (рис. 5). Выполнены гидродинамические расчеты с контролем работы скважины по фактическому дебиту жидкости. Сравнение фактических и рассчитанных показателей эксплуатации скважины показало хорошую сходимость (рис. 6). Это позволило сделать вывод об эффективности предложенного метода интеграции и возможности его применения в дальнейшем для расчета продуктивности трещин с неоднородной геометрией и распределением свойств в трещине ГРП. Для сравнения были выполнены расчеты для трещин ГРП по дизайну 2. Сравнение результатов расчетов для ГС с МГРП по дизайну 2 с фактическими показателями эксплуатации скважины (рис. 6) также подтвердили эффективность предложенного метода интеграции (табл. 2).
Итоги
Методика расчета продуктивности скважины с трещинами ГРП, основанная на задании прямоугольной геометрии со средними параметрами, может вносить большую погрешность для случаев трещин с неоднородным распределением свойств. Разработана методика переноса геометрии и свойств трещины ГРП из симулятора гидроразрыва пласта «РН-ГРИД» в гидродинамический симулятор ПК «РН-КИМ».
Рис. 4. Сравнение результатов расчетов для двух дизайнов ГРП, выполненных методом измельчения и методом интеграции
Fig. 4. Comparison of calculation results for two hydraulic fracturing designs performed by the grinding method and the integration method
Данная методика опробована на объекте разработки со сложным строением и с проницаемостью менее 0,5 мД. Сравнение результатов гидродинамического моделирования для трещин ГРП с прямоугольной геометрией и средними параметрами не дало возможности выбрать эффективный дизайн. Применение методики интеграции показало, что продуктивность скважины с различными дизайнами ГРП значительно отличается, что позволило сделать однозначный выбор дизайна для проведения опытно-промышленных испытаний. Сравнение рассчитанной и фактической динамики показателей эксплуатации горизонтальной скважины с многостадийным ГРП по выбранному дизайну показало хорошую сходимость (величина достоверности аппроксимации R2 = 0,97).
Выводы
Разработана методика интеграции результатов расчетов гидродинамического симулятора и симулятора ГРП. Гидродинамические расчеты подтвердили эффективность методики. Сравнение показало, что продуктивность скважины, рассчитанная по методике, совпадает с фактической продуктивностью скважины. Методика интеграции будет использоваться для оценки продуктивности скважин с ГРП со сложной геометрией и неоднородным распределением свойств.
Литература
1. Шмелев П.И. ТРИЗ как объективная
реальность. Особенности классификации
Табл. 2. Сравнение фактических и расчетных показателей работы скважины
Tab. 2. Comparison of actual and calculated well performance
Показатель Факт Дизайн 1 Дизайн 2
Накопленная добыча, м3 26 865 26 865 21 080
Среднее забойное давление, атм 52 51 32
Достоверность аппроксимации забойного давления, доли ед. 1 0,97 0,64
Рис. 5. Скважина с фактическими трещинами ГРП в гидродинамическом симуляторе ПК «РН-КИМ» Fig. 5. A well with actual hydraulic fractures in the hydrodynamic simulator of the Software complex "RN-KIM"
Рис. 6. Сравнение фактических и рассчитанных для рассматриваемых дизайнов ГРП показателей работы скважины (а — дебит жидкости, б — забойное давление) Fig. 6. Comparison of actual and calculated well performance indicators for the considered hydraulic fracturing designs (а - fluid flow rate, б - bottomhole pressure)
и разработки трудноизвлекаемых запасов // Сибирская нефть. 2018. № 2. С. 17-23.
2. Рязанцев М.В., Мироненко А.А., Кузин И.Г. и др. Приобское месторождение — 40 лет на благо родины! // Нефтяное хозяйство. 2022. № 6. С. 20-25.
3. Ахтямов А.А., Макеев Г.А., Байдюков К.Н. и др. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта «РН-ГРИД»:
от программной реализации к промышленному внедрению // Нефтяное хозяйство. 2018. № 5. С. 94-97.
4. Мирошниченко А.В., Сергейчев А.В., Коротовских В.А. и др. Инновационные технологии разработки низкопроницаемых коллекторов в ПАО «НК «Роснефть» // Нефтяное хозяйство. 2022. № 12. С. 105-109.
5. Бадыков И.Х., Байков В.А., Борщук О.С. Программный комплекс «РН-КИМ»
как инструмент гидродинамического моделирования залежей углеводородов // Недропользование XXI век. 2015. № 4. С. 96-103.
6. Андреев Е.Ю., Исламов Р.А.,
Дильмухаметов И.Р. Опыт моделирования скважин с гидроразрывом пласта в различных гидродинамических
симуляторах // Цифровые технологии в добыче и переработке углеводородов: от моделей к практике. М.: Нефтяное хозяйство, 2020. С. 60.
ENGLISH
Results
The technique for calculating the productivity of a well with hydraulic fractures, based on the assignment of a rectangular geometry with average parameters, can introduce a large error for cases of fractures with inhomogeneous distribution of properties. A technique has been developed for transferring the geometry and properties of a hydraulic fracture from the RN-GRID hydraulic fracturing simulator to the RN-KIM hydrodynamic simulator. This technique has been tested on a development site with a complex structure and with a permeability of less than 0,5 mD. Comparison of the results of hydrodynamic modeling for hydraulic fractures with rectangular geometry and average parameters did not make it possible to choose an effective design. The application of the integration technique showed that the productivity of the well with different hydraulic fracturing designs is significantly different, which made
it possible to make an unambiguous choice of design for pilot testing. Comparison of the calculated and actual dynamics of the performance of a horizontal well with multi-stage hydraulic fracturing according to the selected design showed good convergence (the approximation reliability value is R2 = 0,97).
Conclusion
A technique for integrating the results of calculations of a hydrodynamic simulator and a hydraulic fracturing simulator has been developed. Hydrodynamic calculations confirmed the effectiveness of the technique. The comparison showed that the well productivity calculated by the method coincides with the actual well productivity. The integration technique will be used to evaluate the productivity of wells with hydraulic fracturing with complex geometry and heterogeneous distribution of properties.
References
1. Shmelev P.I. HtRR as an objective reality. Features of classification and development of hard-to-recover reserves. Siberian oil, 2018, issue 2, P. 17-23. (In Russ).
2. Ryazantsev M.V., Mironenko A.A., Kuzin I.G. Priobskoe oil field - 40 years for the motherland weal! Oil industry, 2022, issue 6, P. 20-25. (In Russ).
3. Miroshnichenko A.V., Sergeichev A.V., Korotovskikh V.A. Innovative technologies
for the low-permeability reservoirs development in Rosneft oil company. Oil industry, 2022, issue 12, P. 105-109. (In Russ).
4. Akhtyamov A.V., Makeev G.A., Baydyukov K.N. Corporate fracturing simulator RN-GRID: from software development to in field implementation. Oil industry, 2018, issue 5, P. 94-97. (In Russ).
5. Badykov I.K., Baykov V.A., Borschuk O.S. Software complex "RN-KIM" as a tool for
hydrodynamic modeling of hydrocarbon reservoirs. Subsoil use XXI century, 2015, issue 4, P. 96-103. (In Russ).
6. Andreev E.Y., Islamov R.A.,
Dilmuhametov I.R. Experience in modeling wells with hydraulic fracturing in various hydrodynamic simulators. Digital technologies in the production and processing of hydrocarbons: from models to practice. Moscow: Oil industry, 2020, P 60. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Андреев Егор Юрьевич, главный специалист, ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия
Волков Максим Григорьевич, д.т.н., заместитель генерального директора, ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия
Исламов Ринат Асхатович, старший эксперт, ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия Для контактов: islamovra@bnipi.rosneft.ru
Макеев Григорий Анатольевич, к.т.н., заместитель начальника управления, ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия
Сотниченко Игорь Валентинович, главный специалист, ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия
Andreev Egor Yurievich, chief specialist, "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
Volkov Maxim Grigorievich, ph. d. of engineering sciences, deputy general director, "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
Islamov Rinat Askhatovich, senior expert, "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
Corresponding author: islamovra@bnipi.rosneft.ru
Makeev Grigory Anatolievich, ph.d. of engineering sciences, deputy head of department, "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
Sotnichenko Igor Valentinovich, chief specialist, "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
