Статья опубликована в рамках: Научного журнала «Студенческий» № 32(76)

Рубрика журнала: Науки о Земле

Секция: Геология

Скачать книгу(-и): скачать журнал часть 1, скачать журнал часть 2

Библиографическое описание:
Боровинский А.В. АНАЛИЗ СПЕЦИФИКИ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА КОНЕЧНЫЙ РЕЗУЛЬТАТ ГРП // Студенческий: электрон. научн. журн. 2019. № 32(76). URL: https://sibac.info/journal/student/76/154468 (дата обращения: 21.01.2020).

АНАЛИЗ СПЕЦИФИКИ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА КОНЕЧНЫЙ РЕЗУЛЬТАТ ГРП

Боровинский Александр Владимирович

магистрант, кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета,

РФ, г. Тюмень

В современных условиях все месторождения, которые сейчас разрабатываются находятся или на завершающей стадии или это новые месторождения, имеющие худшие геолого-промысловые показатели по сравнению с ранее разрабатываемыми. В геологических условиях Западной Сибири, где более 70 % нефти находится в трудноизвлекаемых пластах, ГРП - это практически единственный способ, позволяющий максимально использовать возможности каждой скважины, каждого продуктивного пласта и участка залежи.

В среднем применение ГРП позволяет увеличить приток нефти в 8 раз. Например, применение ГРП на старых месторождениях Западной Сибири, таких как Усть-Балыкское и Мамонтово позволило увеличить текущую добычу, предотвратить ранее спрогнозированное ее падение, реанимировать старый фонд скважин.

Применение ГРП и вовлечение в разработку ранее не дренируемых участков пластов позволяет нефтедобывающим предприятиям на том же фонде скважин на несколько процентов поднять коэффициент извлечения нефти (КИН).

Однако, несмотря на положительный эффект от применения ГРП, ошибки, допущенные специалистами  в ходе планирования и подготовки работ по ГРП могут не дать положительного эффекта, а в некоторых случаях, нанести вред. Так, непродуманное применение ГРП может приводить к проблемам, связанным с повышенной обводненностью [1].

Тем не менее, для большинства российских нефтегазодобывающих компаний ГРП является не просто мощным инструментом интенсификации и увеличения притока нефти и нефтеотдачи, но и основным методом разработки месторождений. В подобных условиях тщательное планирование работ по ГРП, в том числе правильный выбор скважины – кандидата, а также адекватный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента позволяют предупредить негативные последствия и повысить эффективность проводимых работ по гидоразрыву пласта.

Гидроразрыву пласта предшествует большой объем подготовительных работ, связанных с подбором скважины, с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обследованием её технического состояния, а также по технико-технологическому обеспечению осуществления процесса.

Проведение гидравлического разрыва требует также очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Немаловажную роль в этом процессе играет и моделирование геометрии трещины.

Подбор объекта на проведение ГРП среди горизонтальных скважин включает следующие критерии [3, с. 214]:

• характеристика призабойной зоны;

• расчетный дебит скважины и степень выработки запасов, достаточные для проведения рентабельной операции ГРП;

• приемлемые риски при проведении гидроразрыва (риск прорыва в водо и газонасыщенные интервалы при их наличии, риск прорыва фронта нагнетаемой воды);

• техническое состояние скважины;

• азимут горизонтального ствола;

• длина горизонтального участка скважины.

При оценке призабойной зоны скважины руководствуются прежде всего гидродинамическими характеристиками пласта. В случае многопластового объекта разработки, параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности, посредством исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме.

Гидроразрыв пласта рекомендуется производить на скважинах следующих категорий [3, с. 244]:

  • скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;
  • скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
  • скважины, имеющие заниженный дебит по отношению к окружающим;
  • скважины с загрязненной призабойной зоной;
  • скважины с высоким газовым фактором для его снижения;
  • нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

Гидравлический разрыв не рекомендуется производить в следующих скважинах [3, с. 245]:

  • в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;
  • в скважинах с нарушенной фильтровой частью;
  • в скважинах со сломом или смятием колонны;
  • при недостаточной высоте подъема цемента или при плохом состоянии цементного кольца за колонной.

В тех скважинах, в которых в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо произвести цементировку для исправления кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв пласта.

Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отслеживаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющим более высокую нефтенасыщенность. Гидроразрыву в первую очередь подвергаются скважины, продуктивность которых меньше чем у близлежащих.

После подбора скважины для проведения ГРП необходимо провести ряд подготовительно-заключительных работ с целью обеспечения хороших результатов ГРП [4, с. 51]:

  1. Проведение геофизических исследований на скважине для определения:
  • дебита скважины и процентное содержание воды и нефти добываемого флюида;
  • продуктивности скважины путем замера кривых восстановления давления и восстановление уровней;
  • технического состояния эксплуатационной колонны (наличие или отсутствие негерметичности);
  • качества цементного кольца в интервале перфорации, а также выше и ниже с целью выявления заколонных перетоков с помощью акустического цементомера;
  • работающих интервалов пласта с помощью термограмы, термоиндуктивной и механической дебитометрии.

Геофизические методы исследования скважин направлены, в первую очередь, на исследование разрезов пласта околоскважинного пространства для создания более точных геологических моделей месторождений, дают важную дополнительную информацию для контроля выработки разрабатываемых объектов, обеспечивают контроль проведения интенсификации добычи нефти, в частности проведения операций ГРП [5, с. 32].

  1. Выбор технологии проведения ГРП.
  2. Подбор жидкости и расклинивающего агента.
  3. Моделирование механизма образования трещины.

Расчет количества жидкости разрыва и расклинивающего агента производится для каждой конкретной скважины индивидуально. От подобного расчета зависит успех производимого ГРП в целом. К жидкости разрыва предъявляются особые требования: минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины.

Подбирая жидкости разрыва компания – недропользователь в первую очередь смотрит на то, чтобы они были доступными, недорогими, и безопасными в использовании, имели необходимые вязкостные характеристики для создания трещин высокой проводимости за счёт их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом, совместимыми с флюидами и породой пластов, могли легко удаляться из пластов после обработки.

Материалы для закрепления трещин в раскрытом состоянии подразделяют на кварцевые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. Наиболее широко используемым материалом для создания трещин на глубинах до 2500 м является песок плотностью порядка 2,65 г/см3. Проппанты средней прочности плотностью 2,7…3,3 г/см3 применяются на глубинах до 3500 м, а высокопрочные проппанты плотностью 3,2…3,7 г/см3 - на глубинах свыше 3500 м. Использование проппантов средней прочности экономически эффективно и на глубинах менее 2500 м, так как позволяет создать в трещине упаковку проппанта более высокой проводимости [2, с. 46].

Влияние структуры, литологии, толщины, пористости, разломов и других геологических факторов обуславливает пространственное распределение и интенсивность трещиноватости. В условиях всестороннего сжатия на больших глубинах земной коры, где главное значение имеют вертикальные силы, обусловленные давлением толщи пород, преобладают вертикальные и круто наклоненные разрывы. На малых глубинах, где значение веса пород уменьшается и ведущее влияние приобретает боковое давление за счет динамических сил, большое значение получают горизонтальные и полого-наклоненные трещины. В соответствии с распределением напряжений и связанных с ними направлений главной трещиноватости в земной коре на больших глубинах будет преобладать вертикальная миграция флюидов, а в верхней части разреза – горизонтальная [6, с. 7].

Применение кросс-дипольного АКШ рекомендуется при выборе скважин в зонах потенциально повышенного технологического риска, а именно в первых рядах добывающих скважин, а также в зонах, примыкающих к зонам высокой выработки пластов, или краевых зонах. Использование данных кросс-дипольного АКШ до проведения операций ГРП позволяет оптимально рассчитать предварительный дизайн ГРП и прогнозировать направление трещины, формирующейся в пласте [2, с. 74].

Выделим наиболее важные для проектирования ГРП выводы из механизма образования трещины:

  • в одинаково напряженных районах пласта трещины будут параллельны друг другу. Эта характеристика может быть включена к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП;
  • трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;
  • для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещины – вертикальная;
  • показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное. Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикально и равно горному.

Информация о методах моделирования ГРП подробно представлена в работе [7].

В качестве примера негативного воздействия на объект разработки процесса ГРП, можно рассмотреть одно из нефтяных месторождений Республики Казахстан, на котором в 2003 году с целью увеличения добычи нефти был внедрен метод гидравлического разрыва пласта.

Объект характеризуется следующими параметрами: терригенный коллектор, малая глубина залегания - до 1100 м, невысокая пластовая температура 40 оС, большая неоднородность по проницаемости – от 0,03 до 1,5 мкм2. Средняя обводненность продукции на 2003 год составляла 81,2 %.

В период с 2004 до 2009 года в общей сложности было проведено более 400 операций ГРП, в результате которых была получена дополнительная добыча нефти в районе 2,6 млн.тонн, однако, несмотря на увеличение общей добычи нефти было отмечено увеличение обводненности продукции до 88,5 %. Операции гидроразрыва пласта в массовом порядке были прекращены и возобновились только в 2011 г. в виде точечных работ на объектах после бурения [8].

В компании ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», после ряда неудачных экспериментов, было принято решение оптимизировать ГРП на пластах ачимовской толщи Восточно-Перевального месторождения, которые характеризуются нефтенасыщенной кровельной частью и близкорасположенной водонасыщенной подошвой за счет применения технологии многостадийного гидроразрыва пласта с закачкой смешанного типа проппанта.

Суть технологии заключалась в следующем. На первых двух стадиях проводилась закачка смеси проппанта разной фракции (30/50 или кварцевый песок + 20/40 + 16/20) со сниженной загрузкой геланта и увеличенным расходом жидкости, третья стадия проходит с одним типоразмером, как правило, это 16/20. Во время первых двух этапов смесь проппантов мелких фрацкий оседает в нижней части трещины, создавая своеобразный низкопроницаемый барьер для фильтрации жидкости разрыва при следующем этапе, что позволяет в большей степени охватить с помощью ГРП кровельную часть пласта. После запуска скважины в работу градиент проницаемости полученной трещины способствует увеличению доли притока из нефтенасыщенной кровельной части пласта.

По данной технологии выполнено девять операций ГРП. Для оценки результативности операций проведен комплекс ГИС (в полном объеме на четырех скважинах). Результаты представлены на рисунке 1. В трех из четырех случаев (75 %) основная доля притока после ГРП получена из кровельной части пласта, при этом в двух скважинах профиль притока изменился кардинально. Данный факт наглядно демонстрирует эффективность работы метода.

 

 

Рисунок 1. Результаты ГИС до и после ГРП со смешанным типом проппанта, проведенных ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

 

Анализ изменения обводненности до и  после  ГРП  представлен на рисунке 2. Результаты подтверждаются данными ГИС. В целом по технологии со смешанным типом проппанта сокращается рост обводненности в сравнении со стандартными обработками (20,5 % против 28,4 %)[1].

 

Рисунок 2. Диаграмма изменения обводненности до и после ГРП, проведенных ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

 

В условиях Покамасоского месторождения (лицензионные участки ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз») гидроразрыв пласта применялся после длительного бездействия скважин (более 1 года) по технологи многостадийного ГРП на горизонтальных скважинах. В результате дебит скважин составил от 9 до 15 тонн в сутки. В 4 из 46 скважин добыча после ГРП была возобновлена в т.ч. на форсированном режиме. Средний дебит жидкости по скважинам этой группы после ГРП составил 23 т /сут. За первые 3 месяца дебит жидкости снизился на треть и стабилизировался на уровне 15 т/сут. При этом суточная добыча жидкости по сумме скважин за первые полгода сократилась с 1,1 до 0,6 тыс. тонн (на 42%), за год до 0,5 тыс. тонн (на 54%), главным образом за счет выбытия скважин. Средний дебит нефти по скважинам составил 9 т/сут. Среднесуточная добыча нефти за первые полгода сократилась на треть – с о,42 до 0,27 тыс. тонн, за год - на 45% до 0,23 тыс. тонн. Длительность эффекта, отраженная в продолжительности работ скважин после ГРП продолжалась в среднем 41 месяц, изменяясь по скважинам от 4 до 176 месяцев. На протяжении 3,5 лет с момента проведения ГРП обводненность скважин в целом характеризовалась относительной стабильностью. При этом скважины в эксплуатацию вводились с высокой обводненностью – в среднем около 60% [9].

В целом же, анализ результатов операций ГРП, проведённых в настоящей работе показал, что увеличение объёма закачиваемого в пласт проппанта само по себе не решает проблему снижения уровня дебитов скважин по нефти, и более того, провоцирует увеличение их обводненности. Наиболее рациональным ресурсом для повышения технологической эффективности проводимых операций ГРП являются более тщательное внимание к процессу подбора скважин и оптимизация комплекса работ по планированию ГРП.

 

Список литературы:

  1. Бобков Д.О. Проблемы, возникающие при проведении ГРП, и возможности их решения // Современные научные исследования и инновации. - 2017. - № 7 [Электронный ресурс]. URL: http://web.snauka.ru/issues/2017/07/84111 (дата обращения 30.09.2019).
  2. Никитин А.Н. Определение геометрии трещин гидравлического разрыва пласта на месторождениях нефти Западной Сибири с использованием геофизических исследований: дис. ... к. т. н. - Уфа, 2014.- 177 с.
  3. Попов В.В., Третьяк А.Я., Савенок О.В., Кусов Г.В., Швец В.В. Геофизические исследования и работы в скважинах: учебное пособие. – Новочеркасск: Лик, 2017. – 326 с.
  4. Шорохов А.Н., Азаматов М.А. Снижение технологических рисков гидравлического разрыва пласта, ограниченного глинистыми барьерами малой мощности // Научно-технический журнал ГЕОРЕСУРСЫ. – 2012. - № 1 (43). – С. 51-53.
  5. Климов В.В., Савенок О.В., Лешкович Н.М. Основы геофизических исследований при строительстве и эксплуатации скважин на нефтегазовых месторождениях. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2016. – 274 с.
  6. Глущенко Д.В. Роль разломно-блоковых структур в строении сводовых поднятий платформенных нефтегазоносных областей на примере Южно-Татарского и Красноленинского сводов: Автореф. дис. канд. г.-м. наук. — М., 2018. — 25 с.
  7. Калиманова Н.П., Урванцев Р.В., Линцер С.А. Обоснование применения гидроразрыва пласта на нефтегазоконденсатном месторождении // Международный студенческий научный вестник – 2018. – № 5. [Электронный ресурс]. URL: http://eduherald.ru/ru/article/view?id=18548 (дата обращения: 30.09.2019).
  8. Арутюнов Т.В., Березовский Д.А., Кусов Г.В. Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Когалымском месторождении // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2018. – № 01 [Электронный ресурс]. URL: http://vsn.esrae.ru/ru/4-21 (дата обращения: 30.09.2019).
  9. Технологический проект разработки Покамасоского месторождения, 2011.

[1] Данные по месторождению предоставлены филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмень.

Оставить комментарий