Анализ эффективности многозонного гидроразрыва пласта в условиях низкопроницаемых коллекторов

ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МНОГОЗОННОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ Мамбетов Ж.С.1, Медведев К.С.2

1Мамбетов Жанат Сеельбекович - магистрант;

2Медведев Константин Сергеевич - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Аннотация: одним из наиболее эффективных методов добычи в условиях низкопроницаемых коллекторов является применение горизонтальных скважин с МГРП. Как показывает теория и практика разработки месторождений Западной Сибири, применение системы горизонтальных скважин целесообразно на залежах, содержащих низкопроницаемые и неоднородные продуктивные пласты. По причине малой продуктивности, перед вводом скважин в эксплуатацию, проводится многозонный ГРП. В данной статье рассмотрена технология МГРП «Real Frас Packer», а также определена эффективность МГРП в условиях низкопроницаемых коллекторов в зависимости от числа стадий и объёма закаченного проппанта. Ключевые слова: многозонный гидроразрыв пласта (МГРП), горная порода, пласт-коллектор, эффективность, газоотдача, фильтрационно-ёмкостные свойства, трещина, проппант, жидкость разрыва.

УДК 553.982.2

Целью проведения многозонного гидравлического разрыва пласта (МГРП) является повышение продуктивности скважины, увеличение площади дренирования, повышение коэффициента извлечения углеводородов.

Исследовав особенности эксплуатации горизонтальных скважин, можно выделить основные геологические критерии при проектировании горизонтальных скважин с МГРП:

1) отсутствие пересечения целевого пласта с другими продуктивными пластами для упрощения технологических решений;

2) толщина пласта (от кровли до подошвы) не превышает 100 м (технологическое ограничение проведения операции ГРП);

3) толщина глинистых перемычек между прослоями не более 3-4 м.

Основная трудность с которой сталкиваются при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами это подбор оптимальной технологии разработки:

1) дизайн ГРП;

2) количество портов ГРП;

3) направление горизонтального участка, вскрывшего пласт;

4) длина горизонтального участка, вскрывшего продуктивный пласт.

При проектировании многозонного ГРП следует учитывать азимут распространения трещин, продольное либо поперечное, т.к. от этого зависит эффективность проведения мероприятия.

При продольном распространении трещин относительно прямолинейного наклонного участка скважины имеются следующие преимущества:

1) лучше очищаются от геля после ГРП;

2) могут распространяться вдоль всего ствола скважины;

3) схожи с трещинами ГРП на вертикальных скважинах;

4) меньшие давления инициации и развития трещин ГРП.

Продольное распространение трещин имеет некоторые недостатки:

1) необходимо качественное изучение направления напряжений пород пласта;

2) покрывают меньший объем пласта, чем поперечные трещины;

3) меньшая продуктивность продольных трещин, по сравнению с поперечными трещинами ГРП в низкопроницаемых коллекторах.

Схематическое изображение продольного распространения трещины представлено на рисунке 1.

Рис. 1. Продольное распространение трещин относительно прямолинейного горизонтального

участка ствола скважины

В скважинах возможно поперечное распространение трещин относительно прямолинейного горизонтального участка скважины, преимущества представлены ниже:

1) покрывают больший объем пласта, чем продольные трещины;

2) предпочтительны для низкопроницаемых коллекторов;

3) теоретически возможно (менее затруднительно, чем в случае продольных трещин) создание новых трещин ГРП между существующими.

Поперечное распространение трещин имеет некоторые недостатки:

1) поперечные трещины «сложнее» в создании;

2) более высокие давления инициации и распространения трещин;

3) очистка трещин может быть проблемной;

4) штуцирование притока по трещине в приствольной зоне.

Схематическое изображение поперечного распространения трещины представлено на рисунке 2.

1

(-ун min

а

Reservoir Fluids

Рис. 2. Поперечное распространение трещин относительно прямолинейного горизонтального

участка ствола скважины

Для нефтенасыщенных коллекторов с коэффициентом проницаемости к <0,01 мкм2 оптимальным является формирование трещин ГРП перпендикулярно стволу, поскольку создаётся «стимулированный» резервуар, охватывающий больший объём залежи. При этом чем больше полудлина трещины, тем выше и стабильнее дебит скважины.

Технология «Real Frac Packer» дает возможность осуществить стимуляцию скважины без привлечения бригады подземного ремонта и обеспечивает возможность изоляции в течении всего срока эксплуатации скважины. Технология применима в вертикальных, наклонно- направленных и горизонтальных скважинах, на море и на суше. Модульная конструкция укомплектовывается для каждой скважины. После проведения МГРП бакелитовые шары и посадочные седла разбуриваются фрезой с применением гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ). Схематичное изображение системы многостадийного ГРП показана на рисунке 3.

Компоновки МГРП с функцией закрытие/открытие порта специальным инструментом (Monobore) или (Sanjel), предусматривающие возможность извлечения посадочных седел, могут значительно снизить затраты при дальнейшей необходимости в изоляции или интенсификации одного, или нескольких интервалов.

Сравнение технологий ГРП и МГРП можно провести на двух добывающих скважинах №1 и №2 нефтяного месторождения Западной Сибири.

При стандартном ГРП на скважине №1, длина трещины составила 65 м, высота трещины 51 м, при расходе проппанта 30 т.

При проведении оптимизированного МГРП на скважине №2 длина трещины составила 131 м, высота трещины 63 м, при расходе проппанта по 45 т. На скважине было выполнено МГРП в 7 портах с расходом проппанта с 1 по 6 порты по 45 т, в порту 7 расход проппанта составил 17,6 т.

Запуск последнего по размеру шара и окончание производства ГРП.

Запуск скважины для отработки и для выхода проппанта и шаров.

Фрезерование оставшихся шаров и посадочных седел.

Рис. 3. Система МГРП по технологии «Real Frac Packer»

Проведём анализ эффективности многозонного гидравлического разрыва пласта в зависимости от количества зон (6 и 8 зон) и объёма закаченного проппанта. Средние массы проппанта на многозонных ГРП составляли по 30, 40 и 60 тонн проппанта на стадию ГРП. Основной типоразмер применяемого проппанта соответствует фракции 16/20.

В качестве жидкости песконосителя применялась сшитая полимерная система на основе гуара, а в качестве буфера - несшитая полимерная система - линейный гель. Линейные гели обладают вязкостью 20-30 сПз, и применяются для создания длинных трещин ГРП с ограничением по высоте.

Построим зависимости накопленной добычи жидкости к приведенной дате работы скважин (рисунок 4). Из графика видно, что наибольший накопленный отбор достигнут в скважине, с наибольшим количеством стадий ГРП и наибольшим объёмом закаченного проппанта - 8 стадий, 60 тонн.

25000,0

20000,0

| 15000,0

i Л

"8

% 10000,0

5000,0

Сопс СКВ, ктавле! ажнн с не сре/ и 8 зон дней нан ными Г сопленн РП

8 ЗОН 61 6 зон 31

8 зон 31

__6 3 он 40 т

6зон ЗС ~' 6зон4С — 8 зон 6С — 8зон ЗС т т т т

9 11 13 15 17 19

Месяц ра&оты

Рис. 4. График зависимости накопленной добычи жидкости от количества зон ГРП и массы

закачанного проппанта

Рис. 5. График зависимости накопленной добычи нефти от количества зон ГРП и массы

закачанного проппанта

Для оценки параметра накопленной добычи нефти построим аналогичный график (рисунок 5). При проведении 8 зонного гидравлического разрыва пласта с применением 60 тонн проппанта наблюдается наибольшее значение накопленной добычи нефти.

Таким образом, наблюдается зависимость - с увеличением числа зон в МГРП и объёмом закачиваемого расклинивающего агента мы получаем наибольшую нефтеоотдачу за счёт увеличения протяженности трещин и их проницаемости.

Заключение

Многостадийный гидроразрыв пласта - мощнейшее средство воздействия на пласт, которое проявляется не только в интенсификации добычи нефти, но и в существенном повышении текущей и конечной нефтеотдачи пластов. Данная технология позволяет перевести в категорию извлекаемых запасы нефти низкопроницаемых малопродуктивных коллекторов, эксплуатация которых без МГРП в технологически невозможна. МГРП должен стать основным инструментом при введении в разработку гигантских запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых ачимовских и юрских отложениях.

Понимание механизма формирования трещин ГРП и умение контролировать их размеры позволяют использовать его не просто как метод интенсификации добычи, а как инструмент регулирования системы разработки и управления фильтрационными потоками в различных объектах разработки, в том числе и многопластовых.

Список литературы

1. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов.

[Текст]. Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и

хаотическая динамика», 2015. 536 с.

2. Геология для нефтяников. [Текст] / МГУ им. М.В. Ломоносова; ред.: Н.А.

Малышев, А.М. Никишин. 2-е изд., доп. Москва: Регулярная и хаотическая

динамика, 2011. 359 с.

3. Самойлов М.И. Практика многостадийных ГРП в ТНК-ВР: достоинства и недостатки технологий. [Электронный ресурс] / М.И. Самойлов, В.В. Назаревич. Режим доступа: https://docplayer.ru/35764063- Praktika-mnogostadiynyh-grp-v-tnk-vr-dostomstva-i-nedostatki-tehnologiy.html/ (дата обращения: 22.11.2018).

4. Экономидес М. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. Наведение мостов между теорией и практикой [Текст]: учеб, пособие / Экономидес М., Олайни Р., Валъко П. М.: Петроальянс Сервисис Компани Лимитед, 2014. 543 с.

5. Roussel Nicolas Р., Shaima Mukul M., (University of Texas at Austin): "Optimizing Fracture Spacing and Sequencing in Horizontal-Well Fracturing"// SPE Journal Paper, SPE 127986-PA,- 2015. 173 c.