МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

​METHODOLOGY FOR EVALUATING THE TECHNOLOGICAL EFFICIENCY OF HYDRAULIC FRACTURING IN MATURE HIGH-VISCOSITY OIL FIELDS

Alkadim Hassan Kadim Mohammed

Student, Kazan (Volga Region) Federal University,

Russia, Republic of Tatarstan, Kazan

Ahmed Abdulrahman Mohammed Ahmed

Student, Kazan (Volga Region) Federal University,

Russia, Republic of Tatarstan, Kazan

АННОТАЦИЯ

В статье предложена методика оценки технологической эффективности гидравлического разрыва пласта (ГРП) применительно к условиям месторождений высоковязкой нефти, находящихся на поздней стадии разработки. Рассмотрены основные геолого-промысловые факторы, ограничивающие результативность ГРП в условиях высокой обводненности и выработанности запасов. Приведены критерии подбора скважин-кандидатов, описан алгоритм прогнозного расчета параметров трещины и ожидаемого прироста дебита на основе методики И.Т. Мищенко. На условном примере трех добывающих скважин выполнены расчеты давления разрыва, геометрии трещины, изменения проницаемости призабойной зоны и дополнительной добычи нефти. Показано, что даже при обводненности продукции более 90 % грамотно спроектированный ГРП обеспечивает существенный прирост нефтеотдачи.

ABSTRACT

The article proposes a methodology for evaluating the technological efficiency of hydraulic fracturing (HF) in mature high-viscosity oil fields. The main geological and field factors limiting HF performance under high water cut and depletion are considered. Criteria for selecting candidate wells are presented, and an algorithm for predicting fracture parameters and expected production gain based on the I.T. Mishchenko method is described. Using a conditional example of three producing wells, calculations of breakdown pressure, fracture geometry, near-wellbore permeability change, and incremental oil production are performed. It is shown that even with water cut above 90%, a properly designed HF treatment provides a significant increase in oil recovery.

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, высоковязкая нефть, поздняя стадия разработки, призабойная зона, оценка эффективности, дополнительная добыча.

Keywords: hydraulic fracturing, high-viscosity oil, mature field, near-wellbore zone, efficiency evaluation, incremental oil production.

Введение

Значительная часть нефтяных месторождений России, в особенности в Волго-Уральской провинции, находится на завершающей стадии эксплуатации, характеризующейся высокой выработанностью начальных извлекаемых запасов (80–90 %), обводненностью продукции, достигающей 95 % и более, и прогрессирующим падением базовой добычи. Дальнейшая рентабельная эксплуатация таких объектов невозможна без широкого применения геолого-технических мероприятий (ГТМ), среди которых одно из ведущих мест занимает гидравлический разрыв пласта (ГРП) [1, 2].

Однако в условиях низкопроницаемых коллекторов с высоковязкой нефтью и близостью водонефтяного контакта эффективность ГРП существенно снижается. На первый план выходят задачи корректного выбора скважин-кандидатов, расчетного обоснования параметров операции и объективной оценки ожидаемого прироста дебита. Цель настоящей работы – представить методику прогнозной оценки технологической эффективности ГРП на поздней стадии разработки, проиллюстрировав ее применение на примере трех добывающих скважин типичного месторождения высоковязкой нефти.

Геолого-промысловые особенности и факторы, снижающие эффективность ГРП

Рассматриваемые месторождения представлены в основном карбонатными и терригенными пластами с послойной неоднородностью, естественной трещиноватостью и нефтью вязкостью от десятков до сотен мПа·с. За длительный период разработки пластовое давление в зонах отбора существенно снижено, а система поддержания пластового давления (ППД), как правило, имеет очаговый или площадной характер с прорывами воды по наиболее проницаемым прослоям.

Фактическая статистика ГТМ на таких объектах показывает, что за пятилетний период может выполняться до 800 операций различного типа, при этом дополнительная добыча от ГРП составляет порядка 5–10 % от суммарной добычи нефти [3]. Основными причинами невысокой удельной эффективности ГРП (1–3 т/сут в среднем) являются:

• прорыв воды по созданной трещине вследствие недостаточного расстояния до водонефтяного контакта;
• неполное закрепление трещины из-за выноса проппанта;
• кольматация призабойной зоны продуктами деструкции геля;
• малая эффективная мощность пласта, ограничивающая геометрию трещины [4, 5].

Критерии подбора скважин-кандидатов

Для минимизации рисков и повышения успешности ГРП предложена система критериев, адаптированная к условиям поздней стадии разработки: вертикальная глубина залегания пласта – до 2500 м; эффективная мощность интервала перфорации – не менее 2–3 м; проницаемость коллектора – не менее 0,010 мкм²; пластовое давление – не ниже 60–70 % от гидростатического; наличие доказанного скин-эффекта (положительный скин-фактор) вследствие загрязнения призабойной зоны; расстояние от нижних отверстий перфорации до ВНК – не менее 5 м; качественное цементное кольцо и отсутствие заколонных перетоков в интервале на 15–20 м выше и ниже перфорации; не рекомендуются скважины, ранее подвергавшиеся ремонту обсадной колонны вблизи интервала воздействия [2, 6].

С использованием этих критериев из действующего фонда добывающих скважин были отобраны три скважины, характеризующиеся низкими текущими дебитами нефти (5–12 т/сут), высокой обводненностью и положительным скин-фактором 4–7, что свидетельствует о значительном техногенном загрязнении ПЗП.

Методика расчета параметров ГРП и ожидаемого прироста

Расчет выполнен по методике И.Т. Мищенко [7], позволяющей определить давление разрыва, геометрию трещины, изменение средней проницаемости призабойной зоны и кратность увеличения дебита.

Основные расчетные зависимости:

· Давление разрыва: , где  – вертикальная составляющая горного давления,  МПа.

· Забойное давление при ГРП: .

· Длина вертикальной трещины: , где  – модуль Юнга,  – коэффициент Пуассона,  – толщина пласта.

· Ширина трещины в жидкости-песконосителе: , остаточная ширина после снятия давления – , где  – объемная доля проппанта в смеси,  – пористость проппантной упаковки.

· Средняя проницаемость ПЗП после ГРП: , где  – проницаемость закрепленной трещины.

· Кратность увеличения дебита по формуле Г.К. Максимовича: , где  – радиус контура питания,  – радиус скважины.

Пример расчета для группы скважин

Исходные данные по трем условным добывающим скважинам приведены в табл. 1. Все скважины вскрывают терригенный пласт на глубинах около 1100–1200 м. Пластовое давление 13,3 МПа, температура 24 °С. Расклинивающий агент – керамический проппант фракции 1,2–1,4 мм с концентрацией 400 кг/м³.

Таблица 1.

Исходные параметры скважин-кандидатов

Расчет выполнен по описанной методике. Основные результаты представлены в табл. 2.

Таблица 2.

Результаты расчета ГРП

Суммарный прирост дебита нефти по трем скважинам составляет 45,8 т/сут. С учетом коэффициента эксплуатации 0,93 дополнительная годовая добыча нефти оценивается в 15,5 тыс. т, дополнительная добыча жидкости – около 36,5 тыс. м³.

Сопоставление прогнозной кратности увеличения дебита (2,9) с фактическими данными по группе рассматриваемых объектов, где средняя удельная эффективность ГРП за последние годы составила 2,7 т/сут, подтверждает адекватность расчетов. Некоторое завышение прогноза объясняется идеализированным представлением о полной очистке трещины, что на практике не всегда достижимо.

Обсуждение результатов

Полученные данные свидетельствуют о том, что даже в условиях экстремально высокой обводненности добываемой продукции (более 90 %) и значительной выработанности запасов ГРП способен обеспечить существенный прирост дебита нефти, если скважина выбрана с учетом изложенных критериев. Ключевыми условиями успеха являются достаточная толщина глинистого раздела между нефтенасыщенными и водоносными прослоями (не менее 5 м), наличие остаточных извлекаемых запасов в зоне дренирования и низкая выработанность пропластков, вовлекаемых в разработку трещиной.

Предложенная методика может быть использована инженерами-технологами на этапе планирования ГТМ для предварительной оценки технологической эффективности ГРП и ранжирования скважин-кандидатов. Дальнейшее уточнение прогнозов возможно с привлечением гидродинамического моделирования и учета фактических данных о работе нагнетательных скважин.

Заключение

Для месторождений высоковязкой нефти, находящихся на поздней стадии разработки, гидроразрыв пласта остается одним из наиболее результативных методов интенсификации. Предложен и апробирован на условном примере алгоритм прогнозной оценки технологической эффективности ГРП, основанный на методике Мищенко. Алгоритм учитывает геолого-промысловые ограничения и позволяет оценить ожидаемый прирост дебита. Расчеты для трех скважин-кандидатов показали возможность увеличения дебита нефти в 2,9 раза и получения дополнительной добычи порядка 15,5 тыс. т нефти в год. Методика рекомендуется к использованию на этапе отбора скважин и планирования программ ГРП на истощенных месторождениях с высоковязкой нефтью.

Список литературы:

1. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Антонов М.С., Аржиловский А.В. Оценка влияния технологии ГРП на выработку запасов нефти участка залежи // Нефтепромысловое дело. – 2012. – № 1. – С. 64–68.
2. Акрамов Б.Ш., Санетуллаев Е.Е., Ешмуратов А.Б., Джанабаев И.Б. Повышение эффективности эксплуатации скважин с помощью ГРП на примере нефтяного месторождения Северный Уртабулак // Современные научные исследования и инновации. 2021. № 1 [Электронный ресурс].
3. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Количественная оценка эффективности геолого-технических мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 96–99.
4. Котенев Л.М., Сафиуллин А.Р., Ефимов Д.В. Оценка технологической эффективности гидроразрыва пласта на поздней стадии разработки // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 8. – С. 28–33.
5. Шафигуллин Р.И., Исмагилов И.И. Особенности проведения ГРП в осложненных условиях высокой обводненности продукции // Бурение и нефть. – 2022. – № 11. – С. 40–44.
6. Фархутдинова М.Х. Анализ влияния геолого-технологических параметров скважин и процесса гидравлического разрыва пласта на его эффективность // Нефтегазовое дело. – 2014. – № 3. – С. 33–64.
7. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ, 2003. – 826 с.