Проблемы применения многостадийного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.276

ПРОБЛЕМЫ ПРИМЕНЕНИЯ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

PROBLEMS OF MULTI-STAGE FORMATION HYDRAULIC FRACTURING IN HORIZONTAL WELLS

А. Н. Юдаков, И. Б. Кушнарев

A. N. Yudakov, I. B. Kushnarev

ООО «Газпромнефть НТЦ»

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Ключевые слова: трассерные исследования, трещина ГРП, техногенная трещина, горизонтальная скважина Key words: tracer studies, FHFfracture, anthropogenic fracture, horizontal well

Одним из путей поддержания рентабельных уровней добычи в ухудшающихся геологических условиях краевых зон Вынгапуровского месторождения, представленных низкопроницаемыми коллекторами проницаемостью 5-3 мкм2 и ниже, является применение горизонтальных скважин, в которых проведено несколько гидроразрывов пласта (ГС с МГРП).

В 2013 году на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» было пробурено 78 горизонтальных скважин, в которых выполнен многостадийный гидравлический разрыв пласта (ГРП). Установлено, что фактическое направление развития трещин отличается от планируемого [1, 2].

На рис. 1 представлены результаты промысловых исследований [3, 4, 5], подтверждающие выводы С. И. Грачева и А. В. Стрекалова

Рис. 1. Проектируемое направление (а) и фактическая схема (б) развития трещин ГРП

Нефтяные месторождения, расположенные в субвертикальных областях с зонами разломов — это динамически активные системы, которые выводятся из устойчивого равновесия сверхинтенсивной закачкой или отбором. Происходит аномальный геодеформационный процесс — зона поверхности, приуроченная к разлому, может деформироваться в ту или иную сторону до нескольких десятков миллиметров. По данным Ю. О. Кузьмина, В. С. Жукова (МГУ), соответственно меняются свойства зоны разлома по всему разрезу. Подобные суперинтенсивные деформации при разработке Самотлорского месторождения привели к увеличению вертикальной и латеральной проницаемости части геологического разреза с усилением миграционных процессов пластовых флюидов. Например, район Усть-Ваха пересекают несколько разломов, хорошо прослеживаемых по коре фундамента по

сейсмическим исследованиям. В связи с локальным несоответствием компенсации отборов жидкости по различным объектам разработки произошли суперинтенсивные деформации. Поэтому горизонтальная скважина 77170, оказываясь в зоне пересечения региональных и поперечных локальных нарушений, не выполнила свое проектное назначение (рис. 2).

Рис. 2. Зона проекции горизонтального ствола скв. 77170 на кровлю фундамента с выделенными по 3Б-сейсмике нарушениями (район Усть-Ваха)

Рассмотрим пример аномального обводнения продукции на северо-западном участке разработки пласта БС8. Очевидно, что в результате этого происходит осложнение эксплуатации ГС. После бурения горизонтальной скв. 251Г выполнено три ГРП, трещины которых находятся внутри окружения действующих добывающих скв. 254Г, 261, 263Г, 1703, 1704 с дебитами нефти 14,6-58,0 т/с при обводненности 13, 3-69,2 %. Скв. 251Г введена в эксплуатацию в августе 2013 г. с начальным дебитом жидкости 252 м3/сут при обводненности около 100 %.

На период работы скв. 251Г были остановлены нагнетательные скв. 256, 1701, а нагнетательные скв.1707 и 1708 работали с ограничением закачки. После остановки этих скважин через 5 суток уменьшился дебит жидкости по скв. 251Г до 205 м3/сут, и обводненность до 80,1-82,9 %, а дебит нефти увеличился до 31,8 т/сут. Затем через 13 суток была запущена нагнетательная скв. 256, а через 20 суток — скв. 1707 и 1708. При этом обводненность по скв. 251Г выросла до значения 99,9 %.

После последующей остановки нагнетательных скв. 256, 1707, 1708, 1701, 1702, обводненность продукции по скв. 251Г снизилась до 87,3-89,1 %, а дебит нефти увеличился до 12,1-17,9 т/сут.

Эти результаты обусловили необходимость проведения гидропрослушивания межскважинного пространства по определению гидродинамической связи добывающей и нагнетательных скважин.

В результате обработки кривой гидропрослушивания получены значения проницаемости межскважинного пространства между скв.1707, 1708 и 251Г, равные 35-54 мД, значение пьезопроводности — 8 472см2/с.

Рассчитанные фильтрационные характеристики имеют высокие значения, что не характерно для матрицы пласта БВ8, которая обладает более низкими (2,9-12,1 мД) показателями. Время начала реакции по итогам проведения исследования составило примерно 24 часа, что гораздо меньше прогноза при численном моделировании ГДП. Отметим, что в предыдущие годы на всех нагнетательных скважинах при отработке на нефть проведено стимулирование притоков путем гидроразрыва пласта. Закачка проппанта осуществлялась достаточно большими объемами, в связи с этим в пласте сформирована система трещин, обладающих более высокими проводящими свойствами относительно матрицы пласта, по которым осуществляется движение фронта нагнетаемой воды. Это объясняет полученные высокие фильтрационные характеристики пласта и несовпадение модельной ситуации с фактической.

Полученные результаты свидетельствуют о наличии гидродинамической связи в направлении между скважинами 1707, 1708 и 251Г.

Произвели закачку изолирующей композиции объемом 300 м3 в нагнетательную скв. 1708, после этого стабилизировалось водосодержание по скв. 251Г при падении дебита жидкости до 133-146 м3/сут и забойного давления до критического значения до 3,1-3,3 МПа. Аналогичные явления наблюдаются и на других краевых участках пласта БВ8, на которых при гидропрослушивании обнаруживается активная гидродинамическая связь с нагнетательными скважинами.

Аномальное обводнение новых горизонтальных скважин с МСГРП установлено и в восточной части залежи. Например, горизонтальная скв. 6194Г эксплуатируется после трех ГРП с начальным дебитом жидкости 325 м3/сут при прогрессирующей обводненности от 55 до 81 % и с падением дебита нефти с 79 до 22 т/с. Через нагнетательную скв. 6207 с целью изоляции высокопроводящих каналов произвели закачку высоковязкой композиции в объеме 400 м3. После обработки приемистость нагнетательной скв. 6 207 резко упала с 310 до 60м3/сут. На скв. 6194Г снизился дебит жидкости с 270 до 120 м3/сут и обводненность с 80 до 46 % при сохранении дебита нефти — 50-55 т/сут.

Для повышения качества контроля за разработкой применялся индикаторный метод, позволяющий установить распределение потоков в залежи, зондирование фильтрационной обстановки в межскважинной области, а также выявление зон затрудненной гидродинамической связи между отдельными скважинами участка залежи. В связи с этим на южном участке пласта БВ8 Вынгапуровского месторождения проведены промысловые исследования фильтрационных потоков до и после закачки изолирующей композиции. На рис. 3 представлена динамика выноса и концентрации индикаторов в скважинной продукции добывающей скв. 5513.

Рис. 3. Динамика концентрации индикаторов в скважинной продукции а) до изоляции высокопроводящих каналов б) после закачки изолирующей композиции

Максимальные проницаемости каналов фильтрации от нагнетательной скв. 5508 составляют от 30 до 260 мкм2. Скорости прохождения части закачиваемой воды, меченой индикатором, значительно превышают характерные скорости фильтрации воды (5-9 мкм2) в поровом коллекторе. Анализ индикаторных исследований показывает, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно (пикообразный выход индикатора во времени). Этот факт свидетельствует, что трассирующий агент продвигается не по одному, а по нескольким каналам, которые отличаются протяженностью, объемом и проницаемостью (рис. 4).

3000 2500 1 2000

| 1500 41Ш 1310 и*

£ 1000 | 500 о

2568

113

1300

128491

Л Г п

0000000000

1-1-1-1-1-1-1-1-1-1——I-1-1-1-1-1-1-1-1-г

О О О V, СП С1-, Г-1 г-з 00 ОС Г-1 — СЮ С-1 Г- СП С1

С"I х)" </") О сЧ г-4 О 1—1 1—' ,—1 '—1 "О г-1 0; г-1 (г-1 кг, «л

^ ^ № Щ «О Щ V) Щ 1Г, кг, О «О СП V, V", IV, т СП СП СП >—> -—> 00 Щ щ </", <-Г, щ ОС VI «/", Щ ОС 00 ОС ОС

Добывающие скважины

300

5 250 §

1 200

5 150

н

I 100

С 50

о

249 2

У

95 101

I 1 54..42

»11 1 1 1 II -1 ■ п 0000000000 1 1-1 1 1 1 1 1 1 1-

^нтнооьпьои^ипьпи-) штю^^^оооооооз

Добывающие скважины

Рис. 4. Результаты I этапа трассерных исследований

по участку нагн. скв. 5508

Максимальная скорость фильтрации на участке по аномальным зонам низкого сопротивления имела место в направлении добывающей скв. 5505 от скв. 5508 и составляла более 2 500 м/сут. Расчетные значения проницаемости каналов фильтрации в направлении этой скважины — самые высокие по участку и составили 263 мкм2, хотя количество индикатора, обнаруженное в продукции этой скважины, было минимальным. Высокие скорости движения воды от нагнетательной скв.

5508 были отмечены также в направлении добывающих скв. 1430, 5524, 8356 и

5509 и составили более 1 000 м/сут.

Прорывной характер продвижения нагнетаемой воды установлен для добывающей скв. 5 509, к забою которой поступило за все время исследований 55 % от общего количества извлеченного индикатора по каналам с максимальной проводимостью 54 мкм2. Суммарные объемы каналов на участке невелики и составляют от 0,005 до 0,4 м3. Относительная доля этих объемов от общего порового объема продуктивного коллектора равна сотым долям процента, что указывает на незначительное влияние зон высокой проводимости на обводненность добывающих скважин участка.

После применения сшивающихся полимерных композиций, закачанных в нагнетательную скв. 5 508, произошло изменение приемистости [6]. Результаты трассерных исследований показали, что на участке произошло перераспределение потоков от нагнетательной скв. 5508. Положительные изменения, то есть снижение обводненности продукции и повышение дебитов нефти, отмечены в добывающих скважинах 1446, 5078, 5512, 5513, 5523, 552. Уменьшение дебитов нефти и увеличение обводненности наблюдалось в продукции скважин 5505, 5509, 51р. На повторную закачку индикатора в нагнетательную скв. 5508 прореагировало 8 добывающих скважин из двадцати (5524, 8356, 5505, 5509, 5512, 5513, 51р, 5518).

Рис. 5. Результаты II этапа трассерных исследований по участку нагн. скв. 5508

45 & 40

^ 35

| 30

о 25

|20 £ 15

| 10

ё 5

0

12

^ 10 I

^ 8 I 6

о

Ё 4

2 О

43

40

у

30

24 24

У-

1 / ■

У 1

1

0 0 00000000

О V-) тг т О С-Э С-1 т НУ) "У; КГ,

щ *г> '-П 00

Добывающие скважины

12

^Г; Ю УГ,

ОС 00 00 СО

/

у

ь 1

6 5 2 | 2 2 |

'»" и 11» ■ 11 П-11111-1—1-1—1— 0 || 00000000 -1-11111-1—1-1—1—Iх

О УЭ Ф 1-П ^

ГО и» (Ч го о_

ГМ ГМ О тН тН тН

00 1-П 1-П 1-П Щ 1Л

00 ГЧ Г-- ГО <4 _ ГЧ 1-П 1Л 1-П щ 1"ПГО|-П|-0|-ОГОГОГОГО 1ЛЦ-)001-П1л1-П00000000

Добывающие скважины

В продукцию прореагировавших скважин индикатор поступил через 21-25 суток после закачки индикатора, и максимальные скорости фильтрации по аномальным зонам низкого фильтрационного сопротивления уменьшились на 1-2 порядка. Максимальный проницаемостный диапазон каналов фильтрации также уменьшился на порядок (рис. 5). На повторную закачку индикатора в нагнетательную скв. 5508 не прореагировала добывающая скв. 1430, хотя скорость реакции на первую закачку индикатора составила 1 188 м/сут. По всей вероятности, это связано с частичной изоляцией каналов повышенной проводимости в направлении этой скважины от нагнетательной скв. 5508.

Таким образом, на основании проведенного анализа результатов гидропрослушивания и трассерных исследований на участке скв. 5508 пласта БВ8 до и после применения полимерных композиций установлено, что:

• произошло перераспределение потоков фильтрации и частичная изоляция высокопроводящих каналов в направлении ряда добывающих скважин. Максимальные значения скорости фильтрации уменьшились на 1-2 порядка. Это объясняется наличием в объекте эксплуатации систем трещин;

• периферийные зоны, разбуриваемые ГС с МСГРП, примыкают к заводненной площади залежи БВ8 с фронтом заводнения от краевых нагнетательных скважин, вторгнувшимся в наразбуренные участки. Трещины ГРП обусловливают активную гидродинамическую связь с горизонтальной скважиной и повышенную степень обводненности ее продукции.

Список литературы

1. Телков А. П., Грачев С. И. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефте-газоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи. - М: Изд. ЦентрЛитНефтеГаз. - 2008. - 518 с.

2. Стрекалов А. В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. Тюмень: ОАО Тюменский дом печати. - 2007. - С. 664.

3. Нуриев М. Ф., Юдаков А. Н., Мулявин С. Ф., Плетнева А. Д. Особенности геологического строения, итоги и перспективы разработки Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения // Горные ведомости. - 2009 г. - № 2.

4. Юдаков А. Н., Назаров А. В., Мулявин С. Ф. Эффективность реализуемых систем разработки на основном объекте БВ8 Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения.

5. SPE 117097 В. С. Миронов, SPE, КАРБО Керамикс, И. Р. Дияшев, SPE, А. В. Бровчук, НРК, Г. Р. Стэнли, SPE, Pinnacle Technologies, Б. М. Дэвидсон, SPE, КАРБО Керамикс. Картирование трещин ГРП поверхностными наклономерами на Пальниковском месторождении Западной Сибири.

6. Мухаметзянов Р. Н., Матевосов А. Р., Юдаков А. Н. Эффективность физико-химических методов воздействия на продуктивные пласты и пути ее повышения в ОАО «Ноябрьскнефтегаз». Ноябрьск, 2003 г.

Сведения об авторах

Юдаков Анатолий Наумович, главный специалист, ООО «Газпромнефть НТЦ»

Кушнарев Игорь Борисович, ассистент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)416889, e-mail: ibkushnarev@bk.ru

Yudakov A. N., chief specialist of LLC «Gaspromneft NTC»

Kushnarev I. B., assistant of the chair «Development and operation of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)416889, e-mail: ibkushnarev@bk.ru