Сетевое издание

Современные проблемы науки и образования

ISSN 2070-7428

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 1,006

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Саранча А.В. 1 Фаик С.А. 1

---

1 ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Массированный гидравлический разрыв пласта (МГРП) позволяет существенно повысить продуктивность скважин, так как в пласте создается большая по размерам система разветвленных трещин, повышая тем самым фильтрационную связь скважины с отдаленными участками, иногда даже находящихся на расстоянии более трехсот метров. Сам по себе МГРП представляет собой развитие и усовершенствование обычного ГРП. При проведении данной операции используется больше жидкости разрыва и объема проппанта (более 100 тонн). Есть случаи, например на Приобском месторождении, когда объем расклинивающего агента закачиваемого через скважину в пласт, превышал 500 тонн. Осуществление МГРП возможно несколькими способами, например с применением рабочих жидкостей высокой вязкости и пенных систем. Массированный ГРП проводят также и на газонасыщенных низкопроницаемых коллекторах. Первый опыт проведения МГРП в России, был получен на Ярайнерском месторождении еще 2000 году. В статье будут подробно описаны результаты проведенных мероприятий и даны некоторые рекомендации по совершенствованию данной технологии.

Статья в формате PDF

195 KB

массированный гидроразрыв пласта

ГРП

МГРП

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учеб. для вузов. – М.: Недра, 1998. – 365 с.

2. Гриценко А. И. Методы повышения продуктивности скважин. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1997. – 364 с.

3. Каневская Р. Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. 1999.

4. Муслимов Р. Х. Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в поздней стадии // ВЕСТНИК ЦКР РОСНЕДРА. – 2008. – № 1. – С. 12-18.

5. Саранча А. В. Определение продуктивности скважин при гидроразрыве пласта / А. В. Саранча, М. Л. Карнаухов // Известия высших учебных заведений. – 2007. – № 4. – С. 29-32.

6. Саранча А. В. Разработка и исследование методов оценки и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после гидроразрыва пласта: автореф. дис. … канд. техн. наук / Тюменский государственный нефтегазовый университет. – Тюмень, 2008.

На Ярайнеровском месторождении одним из основных объектов по величине и площади распространения является ачимовская толща. Вскрывшие ачимовские отложения скважины расположены неравномерно по куполу пласта и вводились в разработку в разное время.

Ачимовский пласт является нижне-меловым, представлен характерным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глинистых пропластков. Пласт низкопроницаемый и имеет высокое давление насыщения – 260 атм., пластовое давление 270 атм. Насыщен маловязкой нефтью – 0,24 сПз, скважины работают с высоким газовым фактором – 400 м3/м3. Пласт представляет собой слоистую систему (рис. 1) с расчлененностью – до 11 пропластков. В некоторых скважинах толщина пропластков достигает до 4–5 метров. Также имеются мощные глинистые перемычки, которые в свою очередь тоже достигают толщин до 2–4 метров. Все это говорит о высокой неоднородности объекта.

Рис. 1. Геологический профиль по скважинам №№ 5228, 301, 601, 5230

Гидроразрывом с закачкой проппантапорядка 100 тонн, были обработаны четыре скважины: №№ 303, 5228, 5230, 5222.

Пусковые дебиты скважин до ГРП, были от 10 до 58 тонн в сутки, при этом на более успешных скважинах №№ 303, 5230 они составляли 44 и 58 м3/сут, соответственно. Дебиты менее удачливых скважин №№ 5228, 5222 составляли 10 и 17 м3/сут.

Забойное давление на скважинах подвергшихся ГРП, до обработки варьировалось в диапазоне 40–90 атм., что намного ниже давления насыщения. Эксплуатация ниже давления насыщения приводила к высвобождению из нефти газа. Образование в призабойной зоне пласта многофазного потока, в конечном счете, привело к снижению продуктивности скважин.

Первый массированный ГРП на Ярайнерском месторождении был проведен на скважине № 303 в сентябре 2000 года. В следующем месяце после ГРП скважина работала с дебитом 115 м3/сут, при обводненности 18 % (рис 2).

Особенностью работы данной скважины до и после ГРП является то, что ее запуск после освоения дал приток в среднем равный 30 м3/сут при депрессии на пласт около 220 атм. А после ГРП пусковой дебит составил 115 м3/сут, при этом депрессия на пласт резко снизилась и составила – 80 атм.

Продуктивность скважины до ГРП составляла 0,13 (м3/сут)/атм., а после проведения мероприятия увеличилась до 1,53 (м3/сут)/атм., то есть выросла в 11 раз. Забойное давление после ГРП стало равно 195 атм.

В рассматриваемом примере явно выделяется четыре специфических периода эксплуатации скважины. Первый период с момента пуска скважины после ГРП в октябре 2000 года и до мая 2001 года характеризуется снижением дебита до 70 м3/сут. В течение второго периода, который длился 9 месяцев до февраля 2002 года, скважина работала относительно устойчиво с производительностью 60–70 м3/сут. Забойное давление в течение двух периодов уменьшилось со 195 до 95 атм. В третий период, который длился до ноября 2002 года, произошло снижение дебита до 33 м3/сут, а в поведении забойного давления отмечается прекращение снижения и стабилизация в районе 80–90 атм. В течение всех трех периодов работы скважины, в продукции притока находилась вода, процент которой оставался неизменным и составлял 10–25 %. Скорее всего вода поступала по заколонному пространству из нижележащих горизонтов, хотя не исключено что также трещина могла вскрыть водоносные участки. В последний четвертый период дебит по нефти продолжает снижаться в том же темпе, что и за предыдущий (ежемесячно дебит снижался в среднем на 3 м3/сут). Также в этот период происходит рост обводненности продукции, на июнь 2003 года она составила 65 % при дебите 14 м3/сут.

Второй ГРП был проведен на скважине № 5228 в апреле 2001 года. Первые два месяца после ГРП скважина работает с дебитом 65–75 м3/сут (рис 3). Проведенная операция на данной скважине хотя и окупила затраты на ГРП, однако успешной ее назвать нельзя. В течение года после ГРП скважина работала со средним дебитом 37 м3/сут, а в последующие 2,5 года ее дебит составлял около 4–7 м3/сут. Первые два года обводненность продукции не высокая, но потом в период с августа 2003 по декабрь 2004 годы она возросла с 21 до 51 %.

Основная масса нефти была добыта в первый год эксплуатации после ГРП – 9689 тонн. Во второй и третий годы было добыто всего 1633 тонн нефти (таблица 1). Можно сделать вывод о том, что скважина № 5228 является наихудшей по добытой нефти за первый, второй и третий годы эксплуатации после ГРП.

Особенность эксплуатации скважины после ГРП состоит в том, что после повышения дебита до 65–70 м3/сут, он резко стал снижаться. А еще интенсивнее снижалось забойное давление. В сравнении с предыдущим примером (скв. № 303) в данной скважине за восемь месяцев работы забойное давление снизилось на 77 атм. и составляло 88 атм., тогда как в скважине № 303 за данный период давление снизилось на 60 атм. и составляло 125 атм.

Таблица 1

Накопленная добыча нефти после ГРП в тоннах

Ровно через один год работы скважины после ГРП дебит резко снизился и составил 2–3 м3/сут. Так скважина эксплуатировалась еще два года, т.е. была в категории нерентабельной. Резкое падение дебита может быть связано с тем, что в конце марта 2002 года скважина была остановлена. Были проведены исследования и записана КВД. В конце мая 2002 года скважину запустили в работу, однако ее пусковые дебиты составили 2,5 м3/сут, а до остановки дебит составлял 40 м3/сут. Из-за отсутствия информации, какие еще проводились операции на скважине за время ее остановки, не представляется возможным проанализировать, с чем связаны такие низкие дебиты после запуска скважины.

Рис. 2. График добычи до и после ГРП (скважина № 303)

Рис. 3. Уровень добычи до и после ГРП, скважина № 5228

К июлю 2003 года давление в скважине снизилось до 60 атм. и в последующем наблюдается рост обводненности продукции.

Третьей скважиной, на которой был проведен массированный ГРП, была скважина № 5230. До ГРП скважина была запущена в эксплуатацию в марте 2001 года с дебитом по нефти 58 м3/сут. В последующие два месяца происходит спад дебитов до 37 м3/сут. Отмечается высокая депрессия на пласт – порядка 200 атм. После проведенного гидроразрыва дебит скважин составил 75 м3/сут (рис. 4). Продуктивность скважины увеличилась в четыре раза.

Первые 10 месяцев после ГРП скважина работает с повышенным дебитом: максимальный дебит по нефти доходил до 105 м3/сут. Насос производительностью 100 м3/сут обеспечивал добычу жидкости в этот период в пределах 75 – 110 м3/сут.

Забойное давление в первые два месяца после ГРП незначительно выросло с 178 до 198 атм., после чего начинается медленное снижение, в марте 2004 года оно составляло 60 атм. Обводненность скважины невысокая, за три года эксплуатации после ГРП максимальное ее значение было равно 30 %, которое пришлось на первый месяц эксплуатации после ГРП. По результатам трех летнего наблюдения за работой скважины, ее накопленной нефти – 44801 тонн (таблица 1), можно назвать ее самой успешной из 4-х скважин подвергшихся массированному ГРП на Ярайнерском месторождении.

Скважина № 5222 была последней из серии обработанных массированным ГРП на Ярайнерском месторождении. После освоения работала с низким дебитом 17 м3/сут (рис. 5). В августе 2001 года на ней был проведен ГРП, после чего скважина была запущена в работу с дебитом 80 м3/сут, депрессия снизилась со 180 до 50 атм. Продуктивность возросла в 16 раз.

Рис.4. Уровень добычи до и после ГРП, скважина № 5230

Рис.5. Уровень добычи до и после ГРП, скважина № 5222

За пять месяцев работы скважины после ГРП дебит по нефти снизился до 22 м3/сут, т.е. почти в четыре раза. За это же время депрессия на пласт увеличилась в три раза. Затем дебит оставался в течение 7 месяцев относительно постоянным 18–40 м3/сут, а после чего еще снизился и в течение последующего года скважина работала с дебитом 6–15 м3/сут.

Особенность эксплуатации данной скважины состоит в том, что за весь трех летний период ее работы, она работала с большим дебитом по воде по отношению к дебиту по нефти. То есть производительность по воде не изменилась, не зависимо от депрессии на пласт, которая за год после ГРП выросла почти в четыре раза – с 53 до 198 атм. Это означает, что нижележащий водонасыщенный горизонт является напорным и не зависит от депрессии на нефтяной пласт. Вода, скорее всего, поступает в скважину по заколонному пространству в соответствии с производительностью применяемых насосов.

Во всех четырех скважинах наблюдается снижение забойного давления. Но темп снижения различен. Необходимо отметить, что пропорционально снижению забойного давления отмечается и снижение дебитов. По существу, динамика работы скважин целиком определяется энергетикой пласта, т.е. пластовыми давлениями в зонах дренирования скважин. Очевидно, чем длительнее процесс снижения забойного давления, тем больше зоны дренирования, приходящиеся на соответствующие скважины.

Проведя расчеты по запасам, приходящимся на каждую скважину, и учитывая, что КИН по ачимовским отложениям принят равным 0,25, выяснили, что скважины далеко не приблизились к планируемым извлекаемым запасам, а уже существенно обводнились: так скважина № 303 выработала 22 % от извлекаемых запасов, а ее обводненность достигла 99 %; скважина № 5228 выработала 8 % от извлекаемых запасов, обводненность достигла 51 %; скважина № 5230 выработала 27 % от извлекаемых запасов, обводненность достигла 23 %; скважина № 5222 выработала 8 % от извлекаемых запасов, обводненность достигла 81 %.

Как видно, только скважина № 5230 еще имела потенциал достижения прогнозных показателей добычи нефти. Три скважины из четырех оказались неэффективными с позиции достижения планируемого КИН.

Основными причинами обводненности скважин с ГРП на Ярайнерском месторождении является то, что при создании трещин с большой закачкой проппанта инициируются подача воды из нижележащих водонапорных пластов. При этом перетоки связаны как с разрушением цементного камня, так и с распространением трещины в кровлю водонапорного пласта. Активное проявление воды в продукции возникает после существенного снижения динамического уровня и создания глубокой депрессии на пласт. При аналогичных депрессиях на пласт, в скважину не поступает больших объемов воды из нижележащих объектов при их запуске до ГРП, а после ГРП вода стала интенсивнее поступать. Это свидетельство того, что воздействие на пласт гидроразрывом с закачкой проппанта более ста тонн и способствовало этому.

Резервом применения ГРП на Ярайнерском месторождении является более четкое планирование операций, например, с регулированием развития трещины с предварительной отсыпкой проппантом нижней части пласта.

Таким образом, первый опыт применения массированного гидроразрыва пласта показал:

• Когда в продукции скважины присутствует вода, необходимо определить источники ее поступления, и если имеются заколонные перетоки из водоносных горизонтов проводить массированные ГРП нельзя без проведения РИР.
• Скважины эксплуатируется с забойными давлениями намного ниже давления насыщения, что приводит к образованию двухфазного потока и снижению фазовой проницаемости. Проводимость трещины и около трещенного пространства за два года эксплуатации существенно снижается из–за образовавшихся блокад.
• Применение массированных ГРП не подходит для месторождений с плотной сеткой скважин, расстояние между скважинами должно быть не менее 800 – 1000 метров.
• Для проведения массированных ГРП пригодны только технически исправленные скважины, состояние цементного камня в заколонном пространстве должно быть в хорошем состоянии.
• И заключительный вывод, по данным скважинам для полноценного анализа эффективности проведенных ГРП, не хватает знания о скин-эффекте до и после мероприятия, информацию о котором можно получить в результате гидродинамических исследований с записью кривой восстановления давления.

Рецензенты:

Грачев С. И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;

Сохошко С. К., д.т.н., заведующий кафедрой «Моделирования и управления процесса минефтегазодобычи», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.

Библиографическая ссылка