ТЕХНОЛОГИЯ ПЕННОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ТЕРРИТОРИИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В связи с бурным развитием нефтегазовой промышленности, с каждым годом в разработку вовлекается все больше месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, которые в свою очередь приурочены к неоднородным, низкопроницаемым и расчлененным коллекторам. Наиболее эффективным методом повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин, вскрывающих такие пласты, является гидравлический разрыв пласта.

При этом он далеко не всегда оказывается эффективным, ввиду этого альтернативой может послужить пенный гидроразрыв пласта, который за последнее время в мировой практике зарекомендовал себя как достаточно эффективный аналог обычно ГРП.

В скважину под высоким давлением наряду с гелем и проппантом определенной концентрации закачивается газ. различают вспененные (например, азотированные) ГРП с содержанием газа менее 52 % общего объема смеси и пенные ГРП – более 52 % газа.

В отличие от стандартной технологии ГРП, при пенном снижается количество требуемого водного раствора (геля на полимерной основе). Использование водных растворов в качестве технологических жидкостей при первичном и вторичном вскрытии пластов приводит к снижению продуктивности низкопроницаемых полимиктовых коллекторов в результате гидрофилизации породы и появления дополнительного сопротивления фильтрации нефти по поровым каналам. Полимерные гели снижают проводимость трещины ГРП за счет закупорки каналов фильтрации.

При пенном ГРП большая часть гелированного водного раствора заменяется на сжатый газ около 60 %, в результате чего возрастает проницаемость трещины. Кроме того, при использовании газа происходит более интенсивная очистка трещины от технологических жидкостей. Позволяет не только экономить средства, но и минимизировать ущерб как окружающей среде, так и непосредственно обрабатываемому пласту.

Также преимущество технологии заключается в немедленной отработке скважины за счет энергии закачанного азота. Эта технология способствует снижения роста трещин, так как закачиваемый в пласт азот имеет высокую сжимаемость, что в свою очередь снижает риск получения притока обводненной продукции и ускоряет время ввода скважин в работу. Особое значение данный момент имеет на месторождениях с текущим пластовым давлением менее 80% от первоначального. Аэрированная азотом пена, используемая в качестве жидкости для гидроразрыва, снижает количество жидкости, помещаемой в пласт, и позволяет ускорить процесс очистки в резервуарах с низким давлением.

В мировой практике уже была отмечена наибольшая эффективность использования пенных жидкостей для ГРП в скважинах, где пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной жидкости ГРП в ствол скважины вовремя ее освоения. При проведении пенного ГРП сжатый газ помогает выдавливать отработанный раствор из пласта, что увеличивает объемы отработанной жидкости и снижает время отработки скважины.

Первые «пенные» ГРП В Западной Сибири были проведены в 2007 г. компанией Schlumberger на Южно-Приобском месторождении ОАО «Газпром нефть».

Особенностью данного проекта на Южно-Приобском месторождении явилось выполнение опытно-промышленных работ не только в новом, но и в действующем фонде скважин, в пластах с уже существующими трещинами ГРП, так называемый повторный ГРП. За основу жидкой фазы пенной смеси была выбрана сшитая полимерная система. Полученная пенная смесь успешно помогает решать проблемы сохранения свойств призабойной зоны. Концентрация полимера в системе составляет всего 7 кг/т проппанта, для сравнения, в скважинах ближайшего окружения – 11,8 кг/т. В качестве газовой фазы на ЮЛТ Приобского месторождения использовался газ азот.

Анализом эффективности пенных ГРП стали данные, которые были полученны по соседним скважинам, в результате проведения на них обычных ГРП. Пласты имели одинаковую нефтенасыщенную толщину.

Фактический дебит жидкости и нефти по скважинам после пенного ГРП при среднем давлении на приеме насоса 5 МПа превысил дебит соседних скважин соответственно на 20 и 50 %. Из сравнения средних показателей работы скважин нового фонда после обыкновенного ГРП и пенного следует, что дебиты жидкости и нефти равны, однако рабочее забойное давление до насоса в скважинах после пенных ГРП составляет в среднем 8.9 МПа, в окружающих скважинах – 5.9 МПа.

Таблица 1.

Сравнение средних показателей по пенному ГРП со стандартной технологией на соседних скважинах

Более высокие показатели давление на приеме насоса в скважинах после применения пенных смесей свидетельствует об образовании трещин высокой проводимости в результате пенных ГРП, что обеспечивает дополнительную добычу нефти по скважинам.

Несмотря на то что между данными технологиями есть существенные различия, их показатели сопоставимы с соответствующими показателями, усредненными по скважинам участков опытно-промышленных работ. Это свидетельствует о создании трещин с близкими по проводимости характеристиками.

Существенным результатом выполненных работ является сокращение в 1.5 раза объемов закачанных в пласт технологических жидкостей и времени отработки скважин для извлечения жидкостей по сравнению с данными показателями традиционных ГРП в скважинах ближайшего окружения. Отработка осуществляется на фонтанном режиме, что сокращает потери нефти и затраты на отработку и освоение скважины.

Эффективность проведения пенных ГРП определяется соответствием проектных и фактических показателей качества пены. Изменения свойств технологической жидкости в процессе закачки способны существенно повлиять на результаты воздействия, привести к осложнениям, а иногда к аварийному завершению работ, поэтому важным элементом технологии пенных ГРП является контроль качества технологической системы.

Выявленные технические и технологические ограничения применения технологии свидетельствуют о необходимости продолжения опытных работ по ее совершенствованию. Основным ее недостатком служит ограничение концентрации проппанта в нагнетаемой смеси. Это обусловлено как свойствами жидкости-носителя (при формировании пенной системы подача азота осуществляется в смесь сшитого геля с проппантом, что снижает концентрацию последнего), так и возможностями оборудования (ограничения по максимальной концентрации проппанта, подаваемого в гель). В результате в пласте формируются трещины меньшей раскрытости, что снижает потенциальную эффективность ГРП.

Важным результатом выполненных работ является то, что несмотря на снижение пластовой энергии на участках проведения ОПР и качества пены на заключительных стадиях процесса, до 50 % технологической жидкости и продуктов деструкции геля отбираются в течение первых 1.5 сут после проведения пенных ГРП на естественном режиме за счет выделения азота при разрушении пены. Однако ввиду того, что полное извлечение технологической жидкости требует применения дополнительных способов освоения скважин, дальнейшее проведение пенных ГРП на участках с пониженным пластовым давлением планируется в единичных скважинах.

В целом, опыт применения пенного гидроразрыва показал эффективность данной технологии и позволил обозначить область ее предпочтительного применения – а именно, низкопроницаемые коллектора тюменской свиты, ачимовской толщи и меловых отложений. По итогам опытно промышленных работ кратность увеличения продуктивности за счет пенного ГРП оценивается в 2-7 раз.

Тем не менее, случаи неэффективного применения свидетельствуют о необходимости дальнейшего совершенствования технологии его проведения.

Список литературы:

1. ООО «Газпромнефть-Хантос», компания Schlumberger.
2. Barree R.D. and Mukherjee H. Design Guidelines for Artificial Barrier Placement and Their Impact on Fracture Geometry // SPE 29501 paper presented at the Production Operations Symposium, Oklahoma City, USA, 1995. DOI 10.2118/29501-MS.
3. А.В. Барышников, Р.Р. Ямилов, А.В. Сурков //Техника и технология добычи нефти, 2011.