Полный текст

Введение Продуктивные карбонатные пласты с небольшими толщинами и невысокой нефтенасыщенностью, содержащие нефть с повышенной и высокой вязкостью, характеризуются низкими значениями коэффициентов продуктивности добывающих скважин. При снижении пластовых давлений и давлений на забоях скважин в процессе разработки залежей происходит рост эффективных напряжений в пласте, что ведет к уменьшению раскрытия естественных трещин, часто осложняющих структуру горных пород в карбонатных коллекторах, к значительному снижению проницаемости пласта и продуктивности скважин [1]. Геолого-технические мероприятия по восстановлению и увеличению продуктивности добывающих скважин относятся к средствам управления разработкой нефтяных залежей [2, 3]. В последнее десятилетие на нефтяных месторождениях Пермского края активно применяются технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП). Данный метод является высокозатратным, эффективность его применения зависит от многих факторов. Оценка результатов ГРП в конкретных геолого-физических условиях и оптимизация технологических параметров при проведении работ на скважинах являются актуальной задачей. Основная часть Продуктивные пласты каширского и подольского горизонтов в среднем карбоне на одном из нефтяных месторождений юга Пермского края характеризуются низкой естественной нефтенасыщенностью и продуктивностью (табл. 1). Карбонатный коллектор каширских (К) и подольских (Пд) пластов проявляет свойства, характерные для коллекторов трещинно-порового типа, что косвенно подтверждается данными табл. 2 [4, 5]. Скважина № 1 введена в эксплуатацию на каширском объекте в 1989 г., работала в первый период с коэффициентом продуктивности (Kпрод) 3,4 м3/(сут∙МПа) при забойном давлении (Рзаб) 7,8 МПа и депрессии на пласт (∆Рпл) 2,2 МПа. После снижения Рзаб в 1990 г. до 3,5 МПа и увеличения депрессии до 6,7 МПа Kпрод уменьшился в 5,7 раза (табл. 2). Таблица 1 Геолого-физические характеристики объектов разработки Наименование К Пд Средняя глубина залегания, м 1103 1027 Тип залежи Пластовая сводовая Пластовая сводовая Тип коллектора Поровый, карбонатный Поровый, карбонатный Абсолютная отметка водонефтяного контакта, м -890 -812 Средняя нефтенасыщенная толщина, м 3 4 Начальная пластовая температура, ºС 26,5 25 Начальное пластовое давление, МПа 11,7 11,2 Средняя нефтенасыщенность, доли ед. 0,63 0,63 Пористость, доли ед. 0,16 0,19 Проницаемость, мкм2 0,19 0,073 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,66 0,48 Коэффициент расчлененности, доли ед. 3 5 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с 45,7 18,6 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 891 880 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 911 890 Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,033 1,026 Давление насыщения нефти газом, МПа 5,3 7,52 Газосодержание нефти, м3/т 8,5 12,6 Таблица 2 Технологические параметры по скважинам № 1-3 № скважины Объект При вводе/после ГРП После снижения (увеличения) Рзаб Рзаб, МПа ∆Рпл, МПа Kпрод, м3/(сут∙МПа) Рзаб, МПа ∆Рпл, МПа Kпрод, м3/(сут∙МПа) 1 К 7,8 2,2 3,4 3,5 6,7 0,6 Пд 2,8 8,4 0,2 4,7 6,5 0,8 2 К 5,6 5,4 0,3 2,5 8,5 0,2 Пд 5,0 6,0 0,4 1,9 9,1 0,1 3 К 7,4 4,0 3,9 2,4 4,6 2,2 На подольском объекте скважина освоена в 1990 г. при Рзаб = 2,8 МПа и ∆Рпл = 8,4 МПа, коэффициент продуктивности составил 0,2 м3/(сут∙МПа). После увеличения Рзаб до 4,7 МПа и снижения депрессии до 6,5 МПа Kпрод увеличился в 4 раза. Скважина № 2 введена в эксплуатацию на объектах K и Пд в 1993 г. Из табл. 2 следует, что при значительном снижении Рзаб и увеличении ∆Рпл коэффициенты продуктивности для каждого объекта, особенно подольского, существенно снизились. Скважина № 3 введена в эксплуатацию на каширский объект переводом с объекта Бш (башкирский ярус) в 2017 г. и проведением пропантного гидроразрыва пласта. При пластовом давлении 11,4 МПа, забойном давлении 7,4 МПа и ∆Рпл = 4 МПа коэффициент продуктивности составил 3,9 м3/(сут∙МПа). В течение года Рпл снизилось до 7 МПа, депрессию увеличили до 4,6 МПа при снижении Рзаб до 2,4 МПа. При этом Kпрод уменьшился до 2,2 м3/(сут∙МПа), т.е. в 1,8 раза. С учетом низкой обводненности при работе скважин № 1 и № 2 и неувеличения этого показателя за рассматриваемые периоды информация об уменьшении Kпрод при снижении Рпл и Рзаб с увеличением депрессии на пласт, а также данные об увеличении Kпрод с ростом Рзаб и снижением ∆Рпл (скважина № 1, Пд) указывают на проявление свойств коллектора трещинно-порового типа, связанных с его деформацией [6-12]. Для восстановления и увеличения продуктивности скважин, повышения темпов выработки запасов нефти на месторождении выполняются геолого-технические мероприятия по воздействию на пласт и призабойную зону [13-15]. В период с 2008 по 2017 г. проведено 19 кислотных обработок при среднем значении удельного прироста дебита нефти на одну обработку 0,6 т/сут/м и продолжительности эффекта 3 месяца, а также 29 операций ГРП со средним удельным приростом дебита 1,7 т/сут/м. До 2015 г. проведено две операции кислотного ГРП - по одной на каждом объекте. В 2015 г. выполнена одна операция, в 2016 - 10 и в 2017 - 16 операций (табл. 3). Две операции кислотного ГРП (2008 г.) были низкоэффективными (удельный прирост дебита 0,3 т/сут/м при плановом 2,4 т/сут/м, продолжительность эффекта - 108 сут), возможно, из-за неполного выноса продуктов реакции [16-18]. Удельные приросты дебита нефти при азотно-пенном и пропантном ГРП несколько превысили плановые и составили в среднем 2,1 и 1,9 т/сут/м соответственно (рис. 1). По организационно-техническим причинам азотно-пенные ГРП в 2017 г. не проводились. Таблица 3 Проведение ГРП в 2015-2017 гг. Вид ГРП Количество операций 2015 2016 2017 Пд К Пд К Пд Азотно-пенный 1 2 2 - - Пропантный - 4 2 10 6 Рис. 1. Показатели эффективности проведенных ГРП на объектах К и Пд рассматриваемого месторождения (* - значения взяты по скважинам с законченным эффектом) Основные параметры пропантных ГРП приведены в табл. 4. Таблица 4 Основные параметры пропантных ГРП Параметр Значение Расход смеси, м3/мин 3,5 Загрузка гелланта, кг/м3 3 Максимальная концентрация пропанта, кг/м3 800 Размер пропанта, меш 16/20 Удельный расход пропанта, т/м К 6,2 Пд 9,2 Доля буферной стадии, % К 27 Пд 29 Среднее устьевое давление закачки, МПа К 19,2 Пд 17,5 Среднее эффективное давление при мини-ГРП, МПа К 5,9 Пд 5,4 Эффективность жидкости разрыва при мини-ГРП, % К 82 Пд 72 Градиент смыкания, МПа/м К 0,0161 Пд 0,0155 Давление смыкания на забое, МПа К 16,8 Пд 14,7 Установлена близкая к линейной зависимость удельного прироста дебита нефти от удельного расхода пропанта (рис. 2). Рис. 2. Зависимость удельного прироста дебита нефти от расхода пропанта на пластах К (а) и Пд (б) рассматриваемого месторождения Отмечено значительное увеличение обводненности скважин после ГРП (рис. 3), в 2-4 раза превышающее данный показатель по скважинам с пропантным ГРП для южной группы нефтяных месторождений, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (каширские и верейские объекты). Корреляционной связи увеличения обводненности с увеличением расхода пропанта для скважин рассматриваемого месторождения не установлено. С целью выявления источника и причины увеличения обводненности, а также для оптимизации технологии пропантного ГРП выполнен анализ информации по исследованию скважин с ГРП (гидродинамические, дебитометрия, волновой акустический кросс-дипольный каротаж - ВАК-Д) и материалов о естественной нефтенасыщенности пропластков, участвующих в притоке жидкости в скважины. Рис. 3. Показатели эффективности проведенных ГРП на объектах К и Пд рассматриваемого месторождения Для скважины № 4 (К) рассматриваемого месторождения в интервале ГРП до его проведения определен профиль горизонтальных напряжений по данным ВАК-Д (рис. 4) [19-21]. Расчетные значения напряжений в предполагаемом интервале развития трещины ГРП полностью соответствуют диапазону от фактического забойного давления ее смыкания (Рзакр заб 5) до забойного давления мгновенной остановки закачки (ISIP), что указывает на достоверность полученных результатов (рис. 5) [21-25]. С учетом эффекта проявления кольцевых сжимающих напряжений в горной породе у стенок скважин смыкание трещин в непосредственной близости от скважин имеет место, если забойное давление становится ниже удвоенного бокового горного давления Рбок.г [5], которое определяется через коэффициент бокового распора Kбок: Рбок.г = Kбок·Рверт.г, где Рверт.г - вертикальное горное давление. Коэффициент где - коэффициент Пуассона [26-29]. Для условий каширского объекта Рверт.г = = 26 МПа, коэффициент Пуассона для горных пород, вскрытых скважиной № 4, в интервале образования трещины ГРП составляет 0,24-0,25 (см. рис. 4). Удвоенное боковое горное давление МПа. Минимальное забойное давление закрытия трещины Рзакр заб 5 равно 16,2 МПа (см. рис. 5), т.е. выполняется условие Рзакр. заб < 2Рбок.г. Рис. 4. Профиль горизонтальных напряжений в целевом интервале проведения ГРП на скважине № 4 Рис. 5. График G-функции мини-ГРП по скважине № 4; забойное давление смыкания - 164,1 атм; градиент давления смыкания - 0,1556 атм/м; давление смыкания на устье - 59,7 атм; время смыкания - 306,5 мин; время закачки - 9,2 мин; подразумеваемая эффективность смеси - 86,9 %; расчетное эффективное давление - 48,3 атм Полученный профиль горизонтальных напряжений позволил оценить давление разрыва пласта в его продуктивной части и в плотных пропластках - барьерах [30, 31]. При анализе результатов исследований установлено следующее: 1. Высота развития трещины ГРП ограничена плотными барьерами 1 и 2 (см. рис. 4). 2. Забойное давление Рзаб является минимальной горизонтальной составляющей горного давления для продуктивной части пласта у стенок скважины; это давление определяет условие полного закрытия трещины ГРП в интервале перфорации. 3. Расчетные напряжения в интервале развития трещины соответствуют фактическим значениям давления ее закрытия на забое, определенным по графику G-функции мини-ГРП (см. рис. 5). Наличие нескольких значений забойного давления закрытия трещины на этом графике можно объяснить неоднородным распределением проницаемости пласта по разрезу и, соответственно, разными объемами проникшего через стенки трещины сшитого геля в отдельные прослои [32, 33]. Выполненный на основе полученных данных ретроспективный дизайн основного ГРП для скважины № 4 показал, что часть трещины не упакована пропантом (рис. 6), что связано, очевидно, с высокой эффективностью жидкости разрыва и низкой фильтрацией ее в пласт [34-36]. Аналогичная информация получена на каширском объекте для скважин № 5-7. Исследования и расчеты с применением данных ВАК-Д указывают на наличие высоконапряженных барьеров выше и ниже продуктивной части пласта, а также на неполную упакованность трещин ГРП пропантом. Часть трещины, не упакованная пропантом Рис. 6. Профиль трещины ГРП по ретроспективному анализу для скважины № 4 На скважине № 3 (К) после проведения пропантного ГРП получена высокая первоначальная обводненность (73 %), удельный прирост дебита по нефти составил 1,3 т/сут/м при плановом 1,7 т/сут/м. Предположение о возможном вскрытии трещиной ГРП водонасыщенного пропластка в интервале 1151,4-1152,2 м (интервал перфорации ниже на 26 м) не подтверждается результатами расчета напряжений и проведения ГРП на соседних скважинах, которые указывают на то, что трещины ГРП ограничены плотными слоями (см. рис. 4) выше и ниже продуктивной части и не проникают в водонасыщенный пропласток. Увеличение обводненности скважин после ГРП с учетом динамики этого показателя в последующие периоды их эксплуатации можно объяснить высокой водонасыщенностью пропластков, вовлекаемых в разработку после образования трещины [37]. Например, по скважине № 3 средняя естественная нефтенасыщенность выделенных по данным потокометрии слоев составила 58 %. Постепенное снижение обводненности по этой и другим скважинам за несколько месяцев после ГРП на 10-20 % с последующей ее стабилизацией косвенно указывает на отсутствие проникновения трещины до водонасыщенных слоев, до фронта вытеснения и контуров нефтеносности [38-40]. По скважине № 3 обводненность за 11 месяцев после ГРП снизилась с 73 до 56 %, по скважине № 1 (Пд) за 5 месяцев с 72 до 64 %. В связи с неполным заполнением трещин ГРП пропантом выполнен новый дизайн для скважин № 4 и № 1 с измененными по отношению к фактическим технологическими параметрами (табл. 5). Расчеты при новом дизайне показали, что с увеличением удельного расхода пропанта, уменьшением загрузки полимера и доли объема буфера технологическая эффективность ГРП может быть увеличена. Оптимизация технологических параметров реализована при проведении пропантного ГРП на объекте Пд в скважинах № 8 и № 9. В скважине № 8 ГРП выполнен в декабре 2017 г. По результатам мини-ГРП загрузка полимера уменьшена с 3,0 (базовый дизайн) до 2,8 кг/м3, удельный расход пропанта увеличен с 7,7 до 10,4 т/м. В скважине № 9 ГРП проведен в мае 2018 г. В базовый дизайн заложены уменьшенная до 2,8 кг/м3 загрузка полимера и увеличенный до 10,6 т/м удельный расход пропанта. По результатам мини-ГРП дополнительно уменьшена доля буфера с базовых 27 до 22 %. Данные о работе скважин приведены в табл. 6. Таблица 5 Технологические параметры пропантного ГРП Параметр Скв. № 4 (К) Скв. № 1 (Пд) фактический ГРП новый дизайн фактический ГРП новый дизайн Удельный расход пропанта, т/м 4,9 6,8 9,2 11,0 Загрузка полимера, кг/м3 3,0 2,8 3,0 2,8 Доля объема буфера, % 24 22 27 22 Удельный дебит по нефти, т/сут/м 1,3 1,5 1,9 3,3 Таблица 6 Показатели работы скважин № 8 и № 9 Показатель Скв. № 8 Скв. № 9 до ГРП план после ГРП, январь 2018 до ГРП план после ГРП, июнь 2018 Удельный дебит жидкости, м3/сут/м 1,1 11,5 11,9 2,5 11,6 15,2 Удельный дебит нефти, т/сут/м 0,7 4,6 4,9 1,5 5,0 7,2 Обводненность, % 34,0 55 53,4 36,0 50 47,0 Удельный прирост дебита нефти, т/сут/м - 3,9 4,3 - 3,5 5,7 Выводы Установлена зависимость удельного прироста дебита нефти от расхода пропанта при проведении ГРП в скважинах объектов К и Пд рассматриваемого месторождения. По результатам расчета горизонтальных напряжений обоснованы границы (по высоте) развития трещин ГРП. Подключаемые к процессу дренирования продуктивные пласты с низкой естественной нефтенасыщенностью являются основным источником роста обводненности продукции скважин после ГРП. Оценка результатов выполненных пропантных ГРП с учетом данных геофизических исследований скважин указывает на необходимость оптимизации технологических параметров при построении дизайна ГРП для скважин каширского и подольского объектов. С учетом ретроспективного дизайна ГРП для скважины № 4 и выполненных ГРП на скважине № 8 и № 9 предложено оптимизировать технологические параметры с увеличением удельного расхода пропанта до 9 (объект К) и 11 т/м (объект Пд), уменьшением загрузки полимера до 2,8 кг/м3 и доли объема буфера до 21-22 %.

Об авторах

Александр Сергеевич Вотинов

Автор, ответственный за переписку.
Email: aleksandr.votinov@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

инженер 2-й категории

Сергей Александрович Дроздов

Email: Sergej.Drozdov@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

ведущий инженер

Валерия Леонидовна Малышева

Email: valerija.malysheva@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

инженер

Виктор Антонович Мордвинов

Email: mva44@bk.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

кандидат технических наук, доцент

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 236

PDF (Russian) - 39

PDF (English) - 82

Ссылки

• Ссылки не определены.