Россия
Россия
Россия
Рассмотрены вопросы подхода и оптимизации продуктивности скважин вследствие проведения гидравлического эффективного мероприятия по увеличению интенсивности притока нефти на Кудиновском месторождении. Решение задачи для подбора оптимальной геометрии трещины ГРП основано на подборе его технологии, которая учитывает различные особенности пласта и конструкции скважины. В результате проведенного анализа была обоснована и предложена технология проведения ГРП. В ходе исследования применялись методы теоретического и эмпирического познания, заключающиеся в классификации и анализе существующих моделей ГРП, в применении математического и численного моделирования работы скважины с трещинами гидроразрыва, в измерении и анализе промысловых данных работы скважин с ГРП. Результаты исследований могут свидетельствовать о перспективности данного направления и могут быть рекомендованы к применению при разработке нефтенасыщенных отложений.
гидроразрыв пласта, нефтенасыщенные отложения, горизонтальная скважина, математическое моделирование, углеводород, газоконденсатонефтяные, терригенные коллекторы, интенсификация добычи
Введение
Широко распространенный в последнее время гидроразрыв пласта (ГРП) в нефтяной промышленности рассматривается как эффективный метод воздействия на призабойную зону скважин и как технология, увеличивающая приток нефти. Технология основана на механизме возникновения и распространения трещин в горных породах как при однократном, так и многократном ГРП. Опубликованные работы по ГРП в большинстве случаев относятся к вертикальному типу скважин, а информация и опыт его проведения в горизонтальных скважинах, особенно при многократном ГРП (МГРП), достаточно узки. Это связано с тем, что процессы и теоретические исследования эффективности применения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах в условиях анизотропного неоднородного коллектора, а также определение оптимального количества стадий гидроразрыва с оценкой расстояний между создаваемыми трещинами, практически мало исследованы [1]. В условиях широкого развития технологий применения МГРП на практике необходимость теоретических исследований усиливается.
Применение ГРП на месторождениях нефти
и газа
Технология ГРП основана, прежде всего, на понимании механизма формирования и распространения трещинной системы в породах, что позволяет просчитывать геометрию трещины и при необходимости оптимизировать ее параметры. Математическое моделирование процесса образования трещин в пласте в результате ГРП основано на законах теории упругости, физики пластов, теории фильтрации флюидов в пласте, а также термодинамики. Впервые теоретическую модель распространения трещины, которая получила общее признание, предложили Ю. П. Желтов, С. А. Христианович и Г. И. Баренблатт (модель I), позже Л. Р. Керном, Т. К. Перкинсом была предложена другая модель (модель II). Основное отличие этих моделей заключается в физической постановке задач.
В неоднородных и низкопроницаемых коллекторах результаты проведения ГРП неоднозначны: имеются примеры как положительного эффекта после проведения его в скважинах, приближенных к нагнетательным, так и множество отрицательных. В однородных продуктивных пластах увеличение длин трещин и их приближение к нагнетательным скважинам может привести к отрицательному результату, связанному с резким ростом обводненности [1].
В целом, наряду с успешными повсеместно встречается множество неудачных работ, связанных, как правило, с преждевременным обводнением скважин. Нередки и операции, заканчивающиеся прямым ущербом, когда после ГРП не только не повышается продуктивность скважин, но они полностью обводняются с проблематичным осуществлением работ по водоизоляции притоков.
Результаты проведения операций по ГРП
История Кудиновского месторождения
Истощение крупных месторождений углеводородов неизбежно повышает интерес разработчиков к объектам с низкой плотностью подвижных запасов. Такие запасы обычно относятся к трудноизвлекаемым в силу малой толщины продуктивных пластов и разобщенности залежей по изолированным резервуарам [2]. К таким объектам относится Кудиновское нефтяное поле Волгоградской области.
Месторождение было в пробной эксплуатации с 1966 г., введено в разработку в 1970 г. Технологической схемой планировалась разработка всех залежей и пластов пашийской и воробьевской толщ как единого объекта, на естественном режиме, общей треугольной сеткой добывающих скважин с расстояниями 750 м. В связи изолированностью скоплений углеводорода оказалось, что в зависимости от размеров залежи разрабатывались или несколькими, или одной скважиной. Большинство залежей в пашийском горизонте создавались одной или двумя скважинами. В воробьевском горизонте имеются более крупные объекты. Так, в пласте 1, залежь 2 эксплуатируется 10 скважинами, залежь 11 – 9 скважинами. В пласте 2 залежь 2 эксплуатируется 12, залежь 10 – 10, залежь 12 – 9 скважинами.
Специфической особенностью залежей Кудиновского месторождения является равенство начальных пластовых давлений давлению начала конденсации для газа и давлению насыщения нефти газом для нефтяных залежей и оторочек. В ходе разработки залежей по мере снижения пластового давления выделялся растворенный газ, в результате чего в пласте происходила фильтрация не однофазных, а двухфазных смесей. Фазовая проницаемость пористой среды при этом, как правило, снижается, и этим обычно объясняется падение продуктивности скважины. При значительных насыщенностях конденсатом порового пространства проницаемость для газа также уменьшается, что имело место для многих газоконденсатных скважинах при снижении пластового давления. В ряде нефтяных скважин дебит снижался до нуля из-за снижения фазовой проницаемости для нефти при скоплении выделившегося газа в призабойной зоне пласта. По аналогичной причине после капитальных ремонтов, сопровождающихся задавкой скважин соленой водой, ряд скважин перестали давать нефть, возможно из-за появления в призабойной зоне водной фазы.
После периода разработки на естественном режиме три наиболее крупные газоконденсатонефтяные залежи Кудиновского месторождения (северный блок) стали эксплуатировать с поддержанием пластового давления (ППД). Опытные работы по закачке воды во 2 пласт воробьевских слоев были начаты с августа 1971 г., промышленная закачка воды в залежи северной части месторождения осуществляется с мая 1973 г. в бывшие добывающие скважины, нагнетательные не бурились. Использование ППД позволило стабилизировать пластовое давление и поднять коэффициент нефтеизвлечения до 0,3. В то же время повышение обводненности скважин привело к снижению дебита, что также может быть обусловлено появлением водной фазы при фильтрации.
Строение Кудиновского месторождения с точки зрения проведения операций ГРП
С учетом современного опыта освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа Кудиновское нефтяное поле обладает наибольшим потенциалом на территории Волгоградской области. Большая площадь нефтеносности и большое количество залежей в отложениях терригенного девона делает этот объект особенно привлекательным для использования современных технологий интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. Эффективность геолого-технических мероприятий определяется как условиями залегания и строением продуктивных резервуаров, так и оформлением технологических процессов. Эти данные являются основой для оценки эффективности проведенных операций на месторождении и разработки рекомендаций по выбору приоритетных объектов на ближайшее будущее.
В 2010–2013 гг. были проведены операции гидроразрыва на более современном оборудовании в 24 объектах в терригенном девоне. В большинстве операций получен положительный эффект, в ряде случаев прирост дебита нефти составил 20–30 м3/сут. Однако в некоторых случаях прироста получено не было. Терригенные коллекторы в преимущественно глинистой формации Кудиновского месторождения практически полностью были насыщены углеводородами, любая продуктивная скважина может быть перспективной, поэтому эффективность планируемых операций будет лимитироваться, насколько применяемые технологии соответствуют свойствам геологического объекта.
Объектами ГРП являются песчаные тела в толще глинистых отложений толщиной в первые метры
в пашийских и воробьевских отложениях. Глубина залегания 2 800–3 100 м. В пределах месторождения выделяется целый ряд антиклинальных складок значительной протяженности северо-восточного простирания, осложненных в ряде случаев локальными поднятиями с амплитудой 10–100 м. Практически все выявленные ловушки оказались продуктивными.
Северно-западная часть Кудиновского месторождения осложнена системой дизъюнктивных нарушений, ориентированных в основном параллельно оси складки. Максимальная амплитуда нарушений, достигающая ~100 м (на уровне воробьевских слоев), зафиксирована в скважине № 403.
В южной части брахиантиклинали амплитуда достигает 80–90 м. Как в юго-западном, так и в северо-восточном направлениях (в пределах этого поднятия) амплитуда нарушений постепенно уменьшается до 13–15 м.
В районе скважины № 245, к юго-востоку от указанных нарушений, ответвляется сброс, прослеживаемый в ряде скважин (№ 29, 208, 27, 257 и др.) по выпадению мощностей из разреза скважин в отложениях комплекса девона. В результате нарушения южная периклинальная часть складки опущена на 30–40 м.
Центральная часть площади включает в себя 4 антиклинальные линии северо-восточного простирания. Эта часть месторождения разбита системой малоамплитудных нарушений (10–30 м), протрассировать их на всем протяжении не всегда удается. Поэтому на структурных картах дана примерная схема расположения тектонических нарушений.
В южной части площади нарушения зафиксированы в скважине № 560 и др. на уровне ардатовских отложений.
Продуктивная толща пашийского горизонта содержит 6 промышленно газоносных пластов, имеющих индексацию (сверху вниз) 1а, 1б, 1в, 2а, 2б, 2в. К каждому из пластов приурочены от 1 до 26 залежей, контролируемых зонами распространения коллекторов, локальными поднятиями и тектоническими блоками. В пластах-коллекторах пашийского горизонта выявлены 73 залежи, в т. ч. 37 газоконденсатных, 16 газоконденсатонефтяных и 20 нефтяных. Особенности строения Кудиновского месторождения обусловили тип ловушек: все они структурные, литологически или тектонически ограниченные. Залежи все пластовые.
Просмотр имеющихся геофизических планшетов показал, что можно выделить два типа резервуаров по воробьевским отложениям. Первый тип, наиболее распространенный, представлен двумя достаточно однородными пластами толщиной 4–6 м (скважины № 18, 32, 50, 67, 73, 123, 159, 162, 170, 173, 194, 406). Второй тип характеризуется расчленением этих пластов глинистыми прослоями. Получается слоистая толща (15–20 м), состоящая из чередующихся проницаемых и непроницаемых пластов (скважины № 31, 33, 40, 47, 71).
Анализ результатов ГРП
Объем проведенных ГРП на месторождении в 2010–2013 гг. (25 операций) и полученный эффект приведен в таблице.
Результаты проведения операций ГРП в 2010–2013 гг.
Results of hydraulic fracturing operations in 2010-2013
|
№ скважины |
Горизонт |
Способ |
Дата |
Добыча жидкости до мероприятия, м3 |
Добыча нефти |
Средний |
Максимальный прирост дебита нефти, т/сут |
Накопленная дополнительная добыча |
Время эффекта, сут |
Время эффекта, лет |
|
73 |
Psh |
Фонтанный |
13.09.2010 |
0 |
0 |
1,63 |
8,97 |
1742 |
1 069,4 |
2,9 |
|
223 |
Psh |
ШГН |
10.12.2010 |
3,44 |
2,57 |
13,81 |
21,35 |
13 235,1 |
958,5 |
2,6 |
|
406 |
Psh |
ШГН |
18.12.2010 |
7,78 |
5,64 |
25,66 |
35,75 |
26 081,6 |
1 016,3 |
2,8 |
|
106 |
Psh |
УЭЦН |
01.09.2012 |
1,12 |
1,12 |
0,64 |
1,35 |
233,8 |
363 |
1 |
|
81 |
Psh |
УЭЦН |
06.10.2012 |
0 |
0 |
16,33 |
38,17 |
6 961 |
426,2 |
1,2 |
|
518 |
Psh |
ШГН |
20.10.2012 |
1,14 |
0,02 |
3,1 |
8,73 |
1 278 |
411,6 |
1,1 |
|
202 |
Psh |
УЭЦН |
22.10.2012 |
1,5 |
1,09 |
8,69 |
14,16 |
3 284,5 |
377,9 |
1 |
|
250 |
Psh |
УЭЦН |
17.08.2013 |
1,84 |
0,29 |
5,6 |
11,06 |
526,3 |
93,9 |
0,3 |
|
111 |
Psh |
УЭЦН |
03.09.2013 |
0 |
0 |
3,79 |
5,74 |
445,3 |
117,6 |
0,3 |
|
109 |
Vrb |
УЭЦН |
25.12.2010 |
0,54 |
0,45 |
1,04 |
4,36 |
632,7 |
609,6 |
1,7 |
|
194 |
Vrb |
УЭЦН |
01.08.2012 |
3,14 |
0,35 |
6,38 |
11,9 |
2 731,2 |
428 |
1,2 |
|
97 |
Vrb |
УЭЦН |
11.08.2012 |
6,17 |
0,3 |
9,8 |
23,59 |
4 417,2 |
450,7 |
1,2 |
|
170 |
Vrb |
УЭЦН |
15.08.2012 |
1,99 |
0,73 |
12,2 |
22,03 |
4 364,5 |
357,8 |
1 |
|
32 |
Vrb |
УЭЦН |
19.08.2012 |
9,08 |
7,15 |
51,26 |
76,03 |
25 236,3 |
492,3 |
1,3 |
|
36 |
Vrb |
УЭЦН |
01.09.2012 |
0,27 |
0,27 |
2,17 |
4,56 |
328,8 |
151,5 |
0,4 |
|
377 |
Vrb |
ШГН |
20.12.2012 |
0 |
0 |
0,1 |
1,78 |
37,1 |
373,9 |
1 |
|
123 |
Vrb |
УЭЦН |
11.02.2013 |
0,93 |
0,76 |
12,78 |
19,04 |
4 103,5 |
321 |
0,9 |
|
383 |
Vrb |
УЭЦН |
18.05.2013 |
0 |
0 |
39,21 |
55,07 |
7 779,2 |
198,4 |
0,5 |
|
451 |
Vrb |
УЭЦН |
13.08.2013 |
0 |
0 |
0,38 |
0,89 |
53,7 |
140,5 |
0,4 |
|
33 |
Vrb |
УЭЦН |
17.08.2013 |
7,09 |
2,47 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
31 |
Vrb |
УЭЦН |
29.08.2013 |
0,15 |
0,09 |
0,02 |
0,02 |
0,6 |
30 |
0,1 |
|
515 |
Vrb |
УЭЦН |
30.08.2013 |
7,44 |
5,77 |
7,2 |
8,05 |
429,4 |
59,6 |
0,2 |
|
227 |
Vrb |
УЭЦН |
30.08.2013 |
3,23 |
2,64 |
6,28 |
12,32 |
742,1 |
118,1 |
0,3 |
* ШГН – штанговый глубинный насос; УЭЦН – установка электроприводного центробежного насоса.
Зависимость эффективности проведения ГРП от характера разреза можно рассмотреть на примере скважин № 31, 32 и 33, расположенных в северной части месторождения. В скважине № 32 получен самый большой прирост дебита нефти, который вырос с 7,15 м3/сут до максимального 76,03 м3/сут при среднем приросте 51,26 м3/сут. По скважинам № 31 и 33 результаты оказались прямо противоположными: по скважине № 31 прирост составил 0,02 м3/сут, по скважине № 33 прироста не было. Такое различие в результатах операции можно объяснить существенным различием в строении вскрытого скважинами разреза [3].
В скважине № 32 продуктивный резервуар представлен достаточно однородным пластом песчаника толщиной 12 м, в то время как в скважинах № 31
и 33 в этих интервалах продуктивный интервал представлен маломощными пластами чередующихся песчаника и глин. Хотя общая толщина песчаников в указанных скважинах сопоставима, раздробленность резервуара в скважинах № 31 и 33, видимо, явилось отрицательным фактором для получения эффекта от ГРП.
Отсутствие эффекта отмечено при проведении ГРП в воробьевских отложениях в скважинах № 109 и 377. Просмотр геофизических материалов по этим скважинам показал, что продуктивные пласты здесь представлены маломощной (порядка 2 м) толщей песчаников.
Аналогичный результат просматривается по пашийским отложениям. При сравнительном анализе данных по скважинам № 106 и 406 скважина № 106 прирост составил 0,64 м3/сут, в скважине № 406 – 25,66 м3/сут. По геофизическим данным в скважине № 106 выделяются 2 разобщенных песчаных пласта толщиной 4 и 3,2 м, в скважине № 406 толщина продуктивного пласта составляет 12 м.
Заключение
Ограниченный размер резервуаров и их изоляция друг от друга, многофазное насыщение ведет к блокировке фильтрационных путей в призабойной зоне пласта.
Критериями для выбора приоритетных объектов являются большая толщина продуктивных пластов, высокие первоначальные дебиты и достаточно плавная кривая падения дебита [4].
Основным мероприятием для интенсификации добычи на Кудиновском месторождении, видимо, остается операция ГРП, т. к. в нем могут быть задействованы старые скважины, в которых снижена продуктивность. Постоянный мониторинг и анализ результатов ГРП позволит правильно выбрать скважины-кандидаты для повышения эффективности мероприятий.
Использование технологии ГРП на месторождении позволило повысить эффективность геолого-технических мероприятий и обеспечить значительный прирост добычи нефти. В результате проведения ГРП увеличивается дебит скважины, а экономический эффект обеспечивается за счет добычи дополнительного объема нефти.
1. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. 269 с.
2. Айшан Абдулла Мохаммед. Рекомендации по снижению обводненности скважин после ГРП на Кудиновском месторождении // Научное сообщество студентов XXI столетия. Естественные науки: электрон. сб. ст. по материалам LXXVII студен. Международ. науч.-практ. конф. Новосибирск: Изд. АНС «СибАК», 2019. № 6 (76). С. 4-8. URL: https://sibac.info/archive/nature/6%2876%29.pdf (дата обращения: 10.09.2023).
3. Абрамов Т. А., Исламов Д. Э., Скородумов С. В. Исследование газоконденсатных скважин // Сб. науч. тр. VI Ежегод. науч.-техн. конф. Тюмен. студен. отд. об-ва инженеров нефтяников. Тюмень, 2012. С. 158.
4. Каменецкий С. Г., Кузьмин В. М., Степанов В. П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. 222 с.
