Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Управление направлением пространственной ориентации гидравлической трещины для выработки зон остаточной нефтенасыщенности различного типа

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Управление направлением пространственной ориентации гидравлической трещины для выработки зон остаточной нефтенасыщенности различного типа"

На правах рукописи

МИХИН АНДРЕЙ СТЕФАНОВИЧ

УПРАВЛЕНИЕ НАПРАВЛЕНИЕМ ПРОСТРАНСТВЕННОЙ ОРИЕНТАЦИИ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ТРЕЩИНЫ ДЛЯ ВЫРАБОТКИ ЗОН ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ РАЗЛИЧНОГО ТИПА

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Специальность - 25.00.17 - 'Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

1 1 ОКТ 2012

Москва 2012

005053047

005053047

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг», г. Москва

Научный руководитель: Доктор технических наук, профессор Боксерман Аркадий Анатольевич

Официальные оппоненты: Закиров Сумбат Набиевич,

доктор технических наук, профессор, заведующий лабораторией Института проблем нефти и газа Российской Академии наук Поддубный Юрий Анатольевич,

кандидат технических наук, главный эксперт экспертной службы открытого акционерного общества "Роснефть"

Ведущая организация:

Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита состоится 7 ноября 2012 года в 14-00 на заседании Совета по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, Д 002.076.01 по специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (Технические науки) при Институте проблем нефти и газа Российской Академии наук по адресу: Российская Федерация, 119333, г. Москва, ул. Губкина, дом 3. телефон: +7 (495)135 73 71, электронная почта: mara@ogri.ru

С диссертацией можно ознакомиться у Ученого секретаря Института проблем нефти и газа Российской Академии наук, г. Москва

Автореферат разослан «20» сентября 2012 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

'''' с г"

кандидат технических наук ^ Баганова Марина Николаевна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность тематики исследований

Приоритетным направлением развития нефтегазовой промышленности на современном этапе является стабилизация и рост добычи нефти в основных добывающих регионах, в первую очередь - в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

В настоящее время решать эти задачи стремятся за счет увеличения годовых темпов отбора нефти из высокопроницаемых коллекторов. Однако это нередко приводит к образованию зон остаточной нефтенасыщенности или целиков нефти, располагающихся в менее проницаемых прикровельной и приподошвенной частях природного резервуара. Подобная практика рассчитана на краткосрочную перспективу и не может служить основой долговременной стратегии по стабилизации добычи нефти и газа.

Достижение устойчивой стабилизации, а также роста добычи нефти и газа в современных условиях возможно за счет вовлечения в активную разработку низкопроницаемых зон и интервалов. По мнению специалистов, к ним в структуре остаточных геологических запасов относится более 50%. На сегодня их удельный вес в общем объеме добываемой продукции оценивается цифрой не более 10%.

В последние годы широкое распространение в практике нефтедобычи получили различные технологии гидроразрыва пласта (ГРП). Общепризнана их значимость в качестве технологии интенсификации добычи нефти. Однако, не все считают, что технологии ГРП способствуют повышению конечных величин КИН. Ряд зарубежных исследований вселяют надежду в то, что ГРП может рассматриваться и в качестве технологии увеличения КИН.

Таким образом, вовлечение в активную разработку низкопроницаемых коллекторов на основе технологий ГРП, способных увеличивать конечный КИН, может рассматриваться в качестве актуальной проблемы.

Цель работы

Обоснование нетрадиционного подхода и технологических приемов вовлечения в активную разработку зон остаточной нефтенасыщенности в слоисто-неоднородных коллекторах с помощью управления направлением пространственного распространения повторных гидравлических трещин.

Основные задачи исследования

1. Анализ зарубежных и российских публикаций в области теории и практики гидравлического разрыва пласта с акцентом на слоисто-неоднородные коллектора.

2. Выявление особенностей пространственной ориентации повторно создаваемых гидравлических трещин в неоднородных по коллекторским свойствам пластах.

3. Разработка технологии создания направленных гидравлических трещин при повторном гидравлическом разрыве. Обоснование методов контроля за распространением гидравлических трещин, способов их корректировки.

4. Определение граничных условий и успешности технологии создания направленных гидравлических трещин при повторных ГРП.

5. Моделирование и промысловые исследования по снижению рисков и увеличению эффективности технологии создания направленных гидравлических трещин при повторном гидроразрыве.

6. Обработка и анализ промысловых данных с целью корректирования технологических решений. Обоснование рекомендаций применительно к реализации обосновываемой технологии.

Методы решения поставленных задач

Выполнению намеченных исследований предшествовал анализ отечественных и зарубежных публикаций по рассматриваемой проблеме. Поставленные задачи решались на основе многочисленных промысловых

экспериментов. В промысловых условиях проведены управляемые гидроразрывы пласта, выполнены соответствующие расчёты по определению основных тенденций изменения направления трещины ГРП.

Достоверность полученных результатов

Достоверность результатов использования рекомендуемого способа управления пространственной ориентацией трещины ГРП установлена на основе сравнения фактических данных потокометрии и термометрии до и после выполнения операций ГРП.

Научная новизна

1. Автором определен способ извлечения запасов нефти из зон трудноизвлекаемых запасов с помощью операции ГРП на основе выполненного обзора и анализа многочисленных современных теоретических и практических исследований в области технологий ГРП.

2. Впервые предложена технология управления направлением распространения трещины повторного гидравлического разрыва пласта для захвата трещиной зон остаточной нефтенасыщенности в низкопроницаемых частях природного резервуара.

Основные защищаемые положения

1. Предлагаемый метод повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в одном и том же интервале разреза приводит к выработке трудноизвлекаемых запасов из недренируемых частей природного резервуара.

2. Средний прирост добычи нефти в результате применения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта на примере пластов БВ-8 Повховского и БС-10 Тевлинско-Русскинского месторождений составит от 10 до 20 тонн нефти в сутки и от 8 до 22 тонн нефти из зон трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти при фактически

имеющейся технической базе и минимальных затратах на корректировку применяемой технологии выполнения операций ГРП с увеличением себестоимости тонны нефти на 1-2 доллара за баррель.

Практическая значимость и внедрение результатов работы

Автором разработан и внедрен метод повторного управляемого гидравлического разрыва пласта, позволяющий стабилизировать добычу нефти на месторождениях Широтного Приобья за счет извлечения трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти при фактически имеющейся технической базе и минимальных затратах на корректировку применяемой технологии выполнения операций ГРП с увеличением себестоимости тонны нефти на 1-2 доллара за баррель.

Средний прирост добычи нефти в результате применения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта составил от 10 до 20 тонн нефти в сутки из пласта БВ-8 Повховского месторождения и от 8 до 22 тонн нефти из пласта БС-10 Тевлинско-Русскинского месторождения.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на Ученом Совете ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг", Ученых Советах, на семинарах и совещаниях по методам повышения нефтеотдачи пластов ОАО "ЛУКОЙЛ", ООО "ЛУКОЙЛ-КОМИ", ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ", ОАО "РИТЭК", ИПНГ РАН.

Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 3 работы в изданиях, рекомендованных ВАК. Подана заявка на получение патента РФ.

Структура и объем работы

Работа состоит из 3 глав, введения и заключения. Содержание диссертации изложено на 123 страницах, включает 56 рисунков. Библиография насчитывает 140 наименований.

Благодарности

Автор благодарен профессорам Славкину B.C., Боксерману A.A., Закирову С.Н. за поддержку и всестороннюю помощь при написании этой работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность исследуемой проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе "Текущее состояние" рассмотрено текущее состояние вопроса выработки трудноизвлекаемых запасов с помощью гидравлического разрыва пласта.

Несмотря на то, что в настоящее время доля трудноизвлекаемых запасов в структуре остаточных геологических запасов составляет более 50%, при их удельном весе в общем объеме добываемой продукции не более 10%, решение проблемы вовлечения подобных запасов в активную разработку с помощью гидравлического разрыва пласта приводит к увеличению годовых темпов отбора нефти из высокопроницаемых коллекторов. Значительные запасы нефти, располагающиеся в менее проницаемых зонах остаточной нефтенасыщенности остаются неизвлекаемыми.

Подобная практика привела многих исследователей к мнению, что гидравлический разрыв пласта представляет собой инструмент интенсификации добычи нефти, не приводящий к повышению конечных

величин КИН. Применяемые технологии, а главное, достигаемые результаты подкрепляют сложившее мнение.

Автором, на протяжении более 15 лет выполняющим операции ГРП в различных регионах деятельности, было отмечено, что в ряде случаев при повторном гидравлическом разрыве пласта данные потокометрии и термометрии отмечали подключение в работу менее проницаемых, ранее недренируемых интервалов разреза. Возникло предположение о том, что при определенных условиях гидравлический разрыв может выступать как инструмент увеличения добычи нефти за счет вовлечения недренируемых ранее частей разреза и, таким образом, увеличения конечного КИН.

Для объяснения причин происходящего и определения условий подключения недренируемых частей разреза, автор обратился к работам основоположников теории гидравлического разрыва пласта, к работам современных российских и зарубежных исследователей.

Это работы М.Т. Абасова, Р.Т Апасова, Г.И. Баренблатта, Ю.Е. Батурина, A.A. Боксермана, С.И. Грачева, К.Н. Джалилова, Ю.П.Желтова,

A.Г. Загуренко, И.С. Закирова, Э.С. Закирова, P.P. Ибатуллина, П.Ю. Казанцева, Р.Д. Каневской, P.M. Каца, P.M. Курашкина, Р.Я. Кучумова,

B.Д. Лысенко, И.Т. Мищенко, Ю.А. Поддубного, A.A. Позднякова, A.B. Саранчи, И.Н. Стрижова, P.E. Теслюка, М.Экономидиса, М. Смита, К. Райта, Р. Конанта и многих других.

Действительно, в работах основоположников теории гидравлического разрыва пласта и более поздних работах, автором выделено несколько неоспоримых на сегодняшний день фактов.

1. Каждый участок нефтяного месторождения имеет характерное, свойственное только этому участку, поле пластовых напряжений, отличное от других участков.

2. Гидравлическая трещина распространяется перпендикулярно минимальному пластовому напряжению.

3. При гидравлическом разрыве пласта происходит перераспределение существующих полей пластовых напряжений.

4. При выполнении аналогичных операций ГРП на скважинах данного участка изменение поля пластовых напряжений имеет одинаковые тенденции.

Предшествующие результаты исследований сказались на выборе направлений НИР, стали для автора основой для намеченных исследований. В частности, важными оказались предположения, что изменение направления минимальных пластовых напряжений приводит к выбору нового направления гидравлической трещиной при выполнении каждой последующей операции ГРП, а также то, что при определенных условиях ориентация повторной гидравлической трещины может изменяться до 90 градусов относительно трассировки первоначальной трещины. Кроме того, автор далее опирается и на следующий факт. А именно, что извлечение пластового флюида с помощью гидравлической трещины приводит к специфическому и локальному изменению пластового давления. При этом границы области дренирования принимают форму эллипса вдоль созданной гидравлической трещины. Снижение пластового давления в этой зоне приводит к уменьшению максимального горизонтального напряжения (параллельного созданной трещине) быстрее, чем минимального. Если изменения достаточно велики, то первоначальное направление минимального горизонтального напряжения становится новым направлением максимального напряжения внутри эллиптической зоны сниженного пластового давления.

На основе анализа предшествующих исследований российских и зарубежных ученых, их публикаций, а также своего опыта у автора возникло предположение о возможности управления распространением повторных гидравлических трещин не только для интенсификации добычи, но и доработки зон с остаточной нефтенасыщенностью в целях повышения

конечного КИН. Этим и определяется актуальность намеченных автором исследований.

Во второй главе "Принцип управления" выполнено теоретическое изучение принципа управления направлением распространения трещины повторного гидравлического разрыва. Известно, что в слоисто-неоднородных пластах отработка запасов происходит в основном из части пласта, имеющей высокопроницаемый пропласток.

Из представленного рис.1 видно, что до выполнения нами первой операции ГРП вырабатывается по данным потокометрии на 100% высокопроницаемый пропласток в нижней части пласта при том, что основные запасы нефти сосредоточены в слабо вырабатываемой верхней, прикровельной части пласта. Подобная ситуация свойственна основной массе Западно-Сибирских месторождений, характеризующихся трансгрессивным или регрессивным характером осадконакопления.

Практический интерес представляет изучение последствий первичного и последующих ГРП в слоисто-неоднородных продуктивных коллекторах. С этой точки зрения заслуживают внимания результаты, приводимые на рис.1. Рисунок 1 четко демонстрирует вовлечение в активную разработку новых интервалов меньшей проницаемости при каждом повторном гидравлическом разрыве. Так, две последовательно выполненные операции ГРП привели к вовлечению в активную разработку практически всех продуктивных интервалов пласта-коллектора. Особенно интересно, что при втором гидравлическом разрыве заработал даже интервал, считавшийся частью непроницаемого барьера.

На рис. 1 представлены контуры образования гидравлических трещин, полученные на основе потокометрии. Зеленые контуры соответствуют работе интервалов гидравлической трещины после первого гидравлического разрыва, синие - после повторного ГРП. Четырехугольники слева на рисунке с цифрами соответствуют данным потокометрии на конкретную дату, указанную на рисунке выше. Справа на рисунке сверху приведены значения

коэффициента проницаемости, нанесенные на каждый пропласток красной сеткой.

Рис. 1. Результаты первичного и повторного ГРП с контурами образованных гидравлических трещин (по данным потокометрии)

Важно отметить, что компьютерное моделирование с использованием любого программного продукта показывает распространение гидравлических трещин в одном и том же интервале. Однако, данные потокометрии и термометрии четко показывают перераспределение вырабатываемых интервалов с приобщением после каждой последующей операции ГРП дополнительных, не вырабатываемых ранее интервалов. Данные моделирования распространения гидравлических трещин полностью совпадают с данными потокометрии после каждой операции ГРП только в случае изменения значений пластовых напряжений в соответствующих пропластках.

До выполнения операции по созданию первой гидравлической трещины, в скважине продуцировал двухметровый интервал на глубине 2871,0 - 2872,0 м при коэффициенте проницаемости 31,1 мДарси.

В ноябре 2001 года нами была выполнена первая операция по созданию гидравлической трещины.

Операция привела к образованию одновременно трех гидравлических трещин различной геометрии в наиболее проницаемых пропластках коллектора -

• 2871,0-2872,Ом (31,1 мДарси) - с 50% долей в общем объеме притока;

• 2848,0-2850,0м (10,3 мДарси) - с 30% долей в общем объеме притока;

• 2844,0-2847,0м (5,2 мДарси) - с 20% долей в общем объеме притока

лри значительно увеличившемся общем дебите и практически полной обводненности продукции — до 90,0%. Причем прорыв обводненной продукции согласно данным потокометрии произошел не за счет заколонного перетока, а за счет прорыва воды от фронта заводнения.

Выполненная через 7 лет в феврале 2008 года операция повторного гидравлического разрыва пласта привела к полному изменению работающих интервалов и значительному падению обводненности продукции — до 53,0% при практически не изменившемся общем дебите продукции. Это подтверждает выводы основоположников теории гидравлического разрыва, современных российских и зарубежных исследователей о развороте каждой последующей трещины.

При повторном гидравлическом разрыве произошло образование четырех гидравлических трещин в менее проницаемых, ранее невырабатываемых пропластках -

• 2832,0-2837,0м (5,0 мДарси) - с 29% долей в общем объеме притока;

• 2854,0-2856,0м (1,8 мДарси) - с 47% долей в общем объеме притока;

• 2861,5-2862,0м (0,5 мДарси) - с 6% долей в дебите;

• 2875,0-2876,0м (2,5 мДарси) - с 18% долей в продукции.

Процентное соотношение вклада в общую добычу связано также с толщиной вовлекаемых в процесс дренирования пропластков. Согласно представленного на рис.1, характерного для пласта БВ-8 Повховского месторождения, объекта воздействия вытекает следующее.

Выполнение первого гидравлического разрыва пласта на весь объект в целом приводит к созданию гидравлической трещины в трех самых проницаемых пропластках. Однако они обладают незначительной толщиной, а, следовательно, и запасами. При этом данные пропластки характеризуются минимальными горизонтальными напряжениями.

При выполнении повторного гидравлического разрыва произошло образование уже четырех гидравлических трещин. Причем все они затронули менее проницаемые пропластки, расположенные в верхней, средней и нижней частях пласта. Очевидно, что образование этих гидравлических трещин в различных частях пласта возможно только в случае проявления в них минимальных горизонтальных напряжений.

В результате в активную выработку нами был вовлечен практически весь разрез пласта БВ-8.

Суммарный объем трудноизвлекаемых запасов в подобных коллекторах составляет более 50%. При этом из них извлекается не более 10% запасов. Поэтому очевидна необходимость разработки теоретических основ возможности вовлечения в активную разработку таких участков пласта, со значительными объемами трудноизвлекаемых запасов нефти. Как показано, они могут активизироваться с помощью направленного повторного гидравлического разрыва пласта.

На этом примере автором доказывается, что вовлечение в активную разработку менее проницаемых пропластков верхней, средней и нижней частей слоисто-неоднородного пласта рассматриваемого объекта могло произойти только за счет снижения горизонтального напряжения в вовлекаемых пропластках. Эти пропластки ранее выступали барьерами и характеризовались значительными величинами горизонтальных напряжений.

Механизм развития повторной гидравлической трещины рассмотрен и доказан многочисленными авторами и является доказанным фактом. Ю.П. Желтов, С .А. Христианович, Б. Девидсон, К.Райт и другие считали, что извлечение пластового флюида с помощью гидравлической трещины приводит к локальному изменению пластового давления. Область дренирования принимает форму эллипса вдоль созданной гидравлической трещины. Уменьшение пластового давления в этой зоне вызывает снижение максимального горизонтального напряжения (параллельного созданной трещине) быстрее, чем минимального. Если изменения давления достаточно велики, то первоначальное направление минимального горизонтального напряжения становится новым направлением максимального напряжения внутри эллиптической зоны сниженного пластового давления. Тогда развитие новой гидравлической трещины будет происходить перпендикулярно направлению первоначальной. При достижении границы истощенной зоны вторичная трещина изменит свое направление на 90 градусов. На рис. 2 показаны формы трещин повторных гидроразрывов. Несомненно, возможно множество вариантов развития гидравлических трещин, а также объяснения их образования. Автор опирается на выводы, сделанные Ю.П. Желтовым, С.А. Христиановичем, Б. Девидсоном, К.Райтом и другими. На основе сделанных ими выводов, можно предположить, что выполнение ряда последовательных гидравлических разрывов приведет к значительному увеличению площади дренирования скважины. То есть, конфигурация зоны дренирования из эллипсоидальной трансформируется в круговую, с радиусом дренирования равным большой оси эллипса (полудлине гидравлической трещины) с дополнительным расстоянием от оконечности гидравлической трещины до конца зоны ее дренирования.

Проводимые в последние годы ГРП на ряде месторождений в России и за рубежом подтверждают представленный Ю.П. Желтовым, С.А. Христиановичем, Б. Девидсоном, К.Райтом и другими механизм изменения пространственной ориентации каждой вновь создаваемой гидравлической

трещины, независимо от объема закачки рабочей жидкости. В качестве примера на рис. 4 и 5 представлены результаты микросейсмических исследований на одном из месторождений США, подтверждающие выводы автора.

(а) (Ь)

Рис. 3. Моделирования по изменению направления трещины при

повторных ГРП (а — однородный пласт, Ь — слоисто-неоднородный пласт)

(БРЕ 107059, ЗиуаМтафа1В.).

^ Повторный ГРП

Зона измененного . ...........*

напряжения ^Первоначальный ГРП

P„+S„ Ч

Л

1 ✓ 1 R,

Повторный ГРП ^ 1 Po-So

(а) (Ь)

Рис. 2. Предположения автора по механизму изменения направления

трещины при повторном ГРП (вид сверху, а - после второго ГРП, b - после

третьего ГРП и т.д.)

Малообъемные гидравлические трещины, создаваемые без применения закрепляющего материала с целью определения геомеханических и фильтрационных характеристик горной породы (операции миниФрак) на месторождении Барнетт, также как и полномасштабные операции ГРП приводили к изменению направления распространения каждой повторной трещины ГРП.

Трещина 2

1 2 » Скважина А

¡е + с

У ^ ^ Скважина В 3

минифрак

Рис. 4. Изменения направления трещины при повторных ГРП (вид сверху):

1 направление трещины при первом миниФраке;

2 направление трещины при первом ГРП;

3 направление трещины при повторном миниФраке;

4 направление трещины при повторном ГРП (БРЕ 63030,1.Я. туа.Феу и др.)

Рис. 5. Детальное исследование переориентации трещины во времени при повторном ГРП на одной из скважин месторождения Барнетт (на основе поверхностных наклономеров (ЯРЕ 63030,1.Я. ВгуазЪеч и др.)

Вышеизложенное позволяет автору отойти от традиционных попыток измерения первичных полей пластовых напряжений и подойти к решению проблемы с совершенной новой точки зрения, которая заключается в следующем. Опираясь на анализ трудов основоположников, современных отечественных и зарубежных научных публикаций о том, что если:

1. Каждый участок нефтяного месторождения имеет характерное, свойственное только этому участку, поле пластовых напряжений, отличное от других участков;

2. Гидравлическая трещина распространяется перпендикулярно минимальному пластовому напряжению;

3. При гидравлическом разрыве пласта происходит перераспределение существующих полей пластовых напряжений,

4. При выполнении аналогичных операций ГРП на скважинах данного участка, изменение поля пластовых напряжений имеет одинаковые тенденции,

можно сделать вывод, что и направление распространения каждой последующей трещины данного участка имеет аналогичные, свойственные только для скважин этого участка, тенденции.

Выполненный автором обзор и анализ многочисленных современных теоретических и практических исследований в области технологий ГРП позволил автору решить проблему определения азимутального распространения гидравлической трещины не традиционным способом, основанном на принципе определения изменения полей пластовых напряжений после воздействия внешних сил, а с помощью определения тенденции вовлечения в активную разработку не дренируемых ранее частей природного резервуара трещиной повторного гидравлического разрыва.

Технологически, предлагаемый автором способ управления направлением пространственной ориентацией гидравлической трещины при повторном ГРП с целью довыработки зон с остаточной нефтенасыщенностью заключается в следующем.

1. Определяется тенденция изменения направления распространения гидравлической трещины при каждом последующем гидравлическом разрыве пласта.

При выполнении каждой последующей операции ГРП определяется вовлекаемый в активную разработку участок природного резервуара, затем направление распространения каждой последующей гидравлической трещины определяется на основе тенденции, свойственной данному участку.

2. Выполняется, с учетом этих тенденций, необходимое количество промежуточных корректирующих необходимое направление трещины операций ГРП до достижения необходимого направления.

Последовательность операций

1. Выбирается определенный участок, контуры которого определяет общая, свойственная только ему, тенденция поочередного вовлечения в активную разработку интервалов природного резервуара.

2. Последующими ГРП доводится направление трещин до необходимого.

Выполнение первой операции с агрессивным созданием и закреплением гидравлической трещины, по мнению автора, позволит максимально упростить вносимые изменения. Объем жидкости разрыва не рекомендуется превышать 30% от общего объема используемой рабочей жидкости. Целесообразно, чтобы масса закрепляющего материала составляла от 6 до 10 тонн на метр общей толщины стимулируемого интервала. Необходимо при закачке суспензии закрепляющего материала достигать максимально возможной концентрации закрепляющего материала именно на последней стадии закрепления трещины. Это приводит к выпадению в осадок заключительных порций закрепляющего материала и росту устьевого давления. Выполнение отмеченных мероприятий будет способствовать образованию наибольшей ширины закрепляемой гидравлической трещины в зоне интервала перфорации.

Выполнение последующей операции ГРП неизбежно приведет к образованию вторичной трещины в новом пропластке слоисто-неоднородного пласта-коллектора, до этого обладавшем большей напряженностью и не подверженном ранее по этой причине стимуляции.

В настоящее время для определения азимутального распространения используется метод аналогии, где при помощи потокометрии определяется каждый новый вовлекаемый при повторной операции ГРП интервал. Однако при этом автор использует зарубежные исследования микросейсмического мониторинга для корректировки внедряемой технологии и при широкомасштабном внедрении настаивает на применении методов прямой фиксации азимутального направления распространения трещины ГРП с помощью микросейсмического мониторинга. Таким образом, автором

доказывается, что в результате гидравлического разрыва пласта возможно управление пространственной ориентацией повторно создаваемых гидравлических трещин с целью довыработки зон с остаточной нефтенасыщенностью.

В третьей главе "Примеры практического выполнения и область применения" излагаются результаты практического вовлечения в активную разработку зон с остаточной нефтенасыщенностью за счет управления направлением распространения гидравлических трещин.

Внедрение предлагаемой методологии на месторождениях Западной Сибири не требует значительных дополнительных вложений, приобретений дорогостоящего оборудования и реагентов, дополнительного обучения специалистов сервисных и нефтедобывающих предприятий. Тем не менее, достижение искомых результатов потребует значительной корректировки существующей технологии и изменения концепции выбора скважин-кандидатов.

В используемых "Регламентах по выбору скважин-кандидатов", по мнению же автора, повторные операции ГРП следует ориентировать на максимизацию конечного КИН.

Предлагаемая технология, согласно описанному ранее механизму управления пространственной ориентацией повторной гидравлической трещины приводит к изменению ее направления по отношению к фронту нагнетания, например с перпендикулярного до параллельного. Это будет способствовать выравниванию языков обводнения и дополнительному доизвлечению остаточной нефти в зонах неоднородности.

Кроме того, значительно увеличивается количество скважин-кандидатов на предмет стимуляции, в частности, за счет ранее игнорировавшихся скважин первого ряда по отношению к нагнетательным. Что более важно, по мнению автора, появляется возможность повышения коэффициента нефтеизвлечения.

Рис. 6. Карта разработки участка для применения технологии -обводненные скважины при низким значении КИН (остаточные запасы по скважинам участка- 3 43В тыс. т; отобранные запасы - 571 тыс. т.; КИН участка -0.16 д.ед.)

Опробование предлагаемой в работе технологии привело к положительным результатам по целому ряду скважин пластов БВ-8 Повховского и БС-10 Тевлинско-Русскинского месторождений Широтного Приобья Западно-Сибирской нефтеносной провинции. Перераспределение работающих интервалов слоисто-неоднородных коллекторов после создания повторных гидравлических трещин подтверждено не только изменением состава продукции, но и данными потокометрии. Средний прирост при выполнении данных операций составил 15,0-20,0 тонн нефти в сутки на одну скважино-операцию.

Скважина 1

Параметры Каротаж Потокометрия

Рис.7. Перераспределение работающих интервалов по скв.1 пласта БВ-8 Повховского месторождения за счет повторного

ГРП (на основе показаний потокометрии)

На рис. 7. представлена скважина №1 Повховского месторождения, пласт БВ-8. Скважина была стимулирована методом ГРП два раза. Данные моделирования распространения первичных и повторных гидравлических трещин полностью совпадают с данными потокометрии только в случае изменения значений пластовых напряжений в неоднородных пропластках. Четырехугольники слева на рисунке с цифрами соответствуют данным потокометрии, выполненной после полного освоения скважины. Справа на рисунке сверху приведены значения коэффициента проницаемости, нанесенные на каждый пропласток красной сеткой.

До выполнения операции по созданию первой гидравлической трещины в скважине дренировался четырехметровый интервал на глубине 2936,0-2940,0 м при коэффициенте проницаемости более 228 мДарси.

В октябре 2006 года нами была выполнена первая операция по созданию гидравлической трещины.

Объем рабочей жидкости составил 50 м3 водного полимерного геля с максимальной вязкостью 1 ООО спз. Средний расход рабочей жидкости -3,2 м3/мин. Объем жидкости разрыва составил 40% от общего объема. Закрепляющий материал - 20/40 меш, масса составила 12,5 тонн, максимальная концентрация - 900 кг/м3.

Среднее устьевое давление - 450 атм., гидростатическое давление столба жидкости в скважине — 290 атм., потери на трение в НКТ и перфорационных отверстиях - 120 атм., давление распространения трещины составило 140 атм.

Расчет показывает, что давление разрыва пласта составило 760 атм. По данным моделирования на программном продукте БгасРго РТ длина закрепленной гидравлической трещины достигла 95 м, высота закрепленной гидравлической трещины не превышала 7,0 м, ширина гидравлической трещины находилась в пределах 3,0 мм, при этом эффективность рабочей жидкости достигала 50%, а коэффициент повреждения пласта и трещины равнялся 0,5.

Операция привела к образованию гидравлической трещины в наиболее проницаемом пропластке коллектора —

• 2936,0-2940,0м (228,3 мДарси) - при 100% доле в общем объеме притока;

Операция ГРП вызвала увеличение дебита жидкости в 7 раз — с 3,23 до 20,5 м3 в сутки при некотором увеличении обводненности продукции с 0,0% до 6,0%. Таким образом, эффективность от операции составила около 13,0 тонн нефти в сутки.

После снижения дебита жидкости до 6,8 м3/сут. при падении обводненности продукции до 8,0% в феврале 2008 года была выполнена операция по повторному созданию гидравлических трещин. На рис. 7. отчетливо отмечается перераспределение работающих интервалов по данным потокометрии.

Объем рабочей жидкости составил 120 м3 водного полимерного геля с максимальной вязкостью 1 ООО спз. Средний расход рабочей жидкости изменялся в пределах 3,5 м3/мин. Объем жидкости разрыва не превышал 38% от общего объема. Использовался средний по размеру закрепляющий материал (16/20 меш). Его масса равнялась 35 тонн при максимальной концентрации 1350 кг/м3. Среднее устьевое давление изменялось в пределах 420 атм., гидростатическое давление столба жидкости составило 290 атм., потери на трение в НКТ и перфорационных отверстиях достигли 100 атм., давление распространения трещины было достаточно высокое (120 атм.). Расчет показал, что давление разрыва пласта составило 730 атм.

По данным моделирования с использованием программного продукта РгасРго РТ длина закрепленной гидравлической трещины не превышала 80 м, высота закрепленной гидравлической трещины находилась в пределах 25,0 м, ширина гидравлической трещины достигла 8,0 мм, при эффективности рабочей жидкости около 45% и коэффициенте повреждения пласта и трещины около 0,5. При повторном гидравлическом разрыве (по данным потокометрии) произошло образование дополнительных трех гидравлических трещин. Причем гидравлическая трещина первого разрыва продолжает работать, но со значительно сниженной долей в общем объеме продукции. Дополнительно подключилась менее проницаемая зона в кровле пласта и две прикровельные зоны, не выделявшиеся ранее как коллектор. Имеют место следующие показатели.

• 2936,0-2940,0м (228,3 мДарси) - 25% доля в общем объеме притока;

• 2932,0-2933,0м (31,4 мДарси) - с 7% долей в общем объеме притока;

• 2930,0-2931,5м (0,5 мДарси) - с 18% от дебита жидкости;

• 2925,5-2930,0м (0,5 мДарси) - с 50% в общем дебите скважины.

Выполнение операции ГРП привело к увеличению дебита жидкости в 4,5 раза - с 6,8 до 32 м3 в сутки при некотором увеличении обводненности продукции с 8,0% до 39,0%.

Таким образом, эффективность повторной операции составила около 10,6 тонн нефти в сутки, в основном из невырабатываемых ранее менее проницаемых прикровельных и приподошвенных зон трансгрессивного и регрессивного осадконакопления. Вклад приобщенной прикровельной зоны, обладающей низкой проницаемостью, составил 75,0% общего дебита. Это подтверждает предположение автора о возможности, с помощью повторного управляемого гидравлического разрыва, при определенных условиях, вовлечения в активную разработку прикровельных и приподощвенных зон трансгрессивного и регрессивного осадконакопления. Данные зоны обладают значительными аккумулированными запасами, невырабатываемыми другими методами.

На рис. 8 приводятся данные по скв. №2 Повховского месторождения, пласт БВ-8. Скважина была стимулирована методом гидравлического разрыва два раза. Данные моделирования распространения гидравлических трещин полностью совпадают с данными потокометрии, проведенной после каждой операции ГРП только в случае изменения значений пластовых напряжений в неоднородных пропластках.

Четырехугольники слева на рис. 8 с цифрами соответствуют данным потокометрии на конец освоения скважины. Справа на рис. 8 сверху приведены значения коэффициента проницаемости, нанесенные на каждый пропласток красной сеткой.

До выполнения операции по созданию первой гидравлической трещины в скважине дренировались два интервала на глубине 2987,02989,0 м и на глубине 2994,0-2996,0 м. Первый - с коэффициентом проницаемости 164,4 мДарси, второй - 5,0 мДарси. Общий дебит безводной продукции составлял 2,7 м3/сут. Дебит нефти - 2,1 т/сут.

Параметры Каротаж Потокометрия

Рис. 8. Перераспределение работающих интервалов по скв.2 пласта БВ-8 Повховского месторождения за счет повторного ГРП (на основе показаний потокометрии)

В сентябре 2006 года нами была выполнена первая операция по созданию гидравлической трещины.

Объем рабочей жидкости составил 65 м3 водного полимерного геля с максимальной вязкостью 1 ООО спз. Средний расход рабочей жидкости находился в пределах 3,5 м3/мин., объем жидкости разрыва не превышал 45% от общего объема. Закрепляющий материал представлял проппант 20/40 меш с массой 15,5 тонн, максимальная концентрация достигала 1200 кг/м3.

Среднее устьевое давление составляло 420 атм., гидростатическое давление столба жидкости равнялось 300 атм., потери на трение в НКТ и перфорационных отверстиях не превышали 100 атм., давление

распространения трещины составляло около 100 атм. При выполнении операции ГРП давление разрыва пласта равнялось 720 атм.

Моделирование на программном продукте FracPro РТ привело к получению следующих данных. Длина закрепленной гидравлической трещины равна 85 м., высота закрепленной гидравлической трещины достигает 15,0 м., ширина гидравлической трещины не более 3,5 мм при среднем значении эффективности рабочей жидкости, равном 50%. Коэффициент повреждения пласта и трещины при этом достиг 0,5. Недостатки современных программных продуктов привели к показанию образования одной гидравлической трещины.

Операция, по показаниям потокометрии, снятым в конце периода освоения скважины, привела к образованию одновременно двух гидравлических трещин в наиболее проницаемых и дренированных ранее пропластках коллектора-

• 2987,0-2989,0м (164,4 мДарси) - с 20% долей в общем объеме притока;

• 2994,0-2996,0м (5,0 мДарси) - с 80% долей в общем объеме притока;

Вследствие операции ГРП произошло увеличение дебита жидкости в 7 раз - с 2,7 до 21 м3 в сутки при незначительном увеличении обводненности продукции с 0% до 7,0%. Таким образом, эффективность операции составила около 13,5 тонн нефти в сутки.

После снижения дебита жидкости до 17,0 мЗ/сут при значительном росте обводненности продукции с 7% до 51% в марте 2008 года была выполнена операция по повторному созданию гидравлических трещин. Дебит жидкости увеличился в два раза с 17 до 32 м3/сут при значительном падении обводненности с 51,0% до 10,0%. Эффективность операции составила 16,4 тонны нефти в сутки.

Объем рабочей жидкости составил 180 м3 водного полимерного геля с максимальной вязкостью 1 000 спз. Средний расход рабочей жидкости не превышал 3,5 м3/мин, объем жидкости разрыва составил 45% от общего объема. Закрепляющий материал представлен проппантом среднего и

крупного размера 16/20 меш и 12/18 меш с общей массой 50 тонн и максимальной концентрацией, достигающей 1400 кг/м3.

Среднее устьевое давление находилось в пределах 410 атм., гидростатическое давление столба жидкости составляло 300 атм., потери на трение в НКТ и перфорационных отверстиях не превышали 100 атм., а давление распространения трещины достигло 120 атм. В процессе выполнения операции ГРП, давление разрыва пласта составило 730 атм.

Результаты моделирования на программном продукте FracPro РТ привели к следующим значениям: длина закрепленной гидравлической трещины составила 105 м, высота закрепленной гидравлической трещины достигла 24,0 м, ширина гидравлической трещины находилась в пределах 6,0 мм при эффективности рабочей жидкости около 45%. При этом, коэффициент повреждения пласта и трещины составил 0,5.

Как и ранее, недостатки современных программных продуктов свидетельствуют об образовании одной гидравлической трещины.

Однако, согласно рис. 8. отмечается перераспределение работающих интервалов по данным потокометрии, следующим образом.

• 2985,5-2986,0м (5,0 мДарси) - с 3% долей в общем объеме притока;

• 2987,0-2991,0м (164,4-1,8 мДарси) - с 38% долей в общем объеме притока;

• 2994,0-2996,0м (5,0 мДарси) - с 34% долей в общем объеме притока;

• 2999,5-3001,0м (10,5 мДарси) - с 25% долей в общем объеме притока.

Выполненная в марте 2008 года операция повторного гидравлического разрыва привела не только к перераспределению притока из интервалов слоисто-неоднородного пласта. Произошло подключение приподошвенной зоны пласта, ранее не дренируемой, вклад которой в общий дебит скважины составил 25,0%.

Средний прирост добычи нефти в результате применения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта составил от 10 до 20 тонн нефти в сутки из пласта БВ-8 Повховского месторождения и от 8 до 22 тонн нефти из пласта БС-10 Тевлинско-Русскинского месторождения из зон

трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти при фактически имеющейся технической базе и минимальных затратах на корректировку применяемой технологии выполнения операций ГРП с увеличением себестоимости тонны нефти на 1-2 доллара за баррель. Это позволило руководству Компании ОАО "ЛУКОЙЛ" принять решение о массовом внедрения технологии по 3 ООО скважин данных объектов в 2012-2015 годах и выполнении Программы Опытно-Промышленных работ на других месторождениях Широтного Приобья.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Автором предложено эффективное решение задачи достижения устойчивой стабилизации и дальнейшего роста добычи нефти на месторождениях Широтного Приобья за счет вовлечения в активную разработку значительных запасов, аккумулированных в слабодренируемых коллекторах, при значительном увеличении коэффициента нефтеизвлечения за счет применения технологии повторного управляемого гидравлического разрыва пласта.

Внедрение ПУГ на участках активного нагнетания воды приведет к изменению сложившихся с течением времени фильтрационных потоков и получению за счет этого дополнительной добычи из слабодренируемых зон трудноизвлекаемых запасов.

Обоснованный пересмотр взглядов на выбор скважин-кандидатов расширит область применения повторного управляемого гидравлического разрыва за счет выполнения операций на добывающих скважинах первого ряда по отношению к нагнетательным и не стимулировавшихся ранее из-за опасений полного обводнения по наиболее проницаемому пропластку.

Проведенные исследования позволяют рекомендовать использование ПУГ и в горизонтальных стволах, пробуренных для эксплуатации расчлененных объектов. Применение ПУГ в подобных случаях приведет к значительному увеличению площади дренирования скважины с

гидравлической трещиной за счет ее изменения с эллипсоидальной на круговую с радиусом, равным половине длины длинной оси эллипса. Подобное изменение сравнимо с кратным увеличением ствола пробуренной скважины до радиуса, равного половине длины длинной оси эллипса.

Таким образом, автором разработан и внедрен метод повторного управляемого гидравлического разрыва пласта, позволяющий стабилизировать добычу нефти на месторождениях Широтного Приобья за счет извлечения трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти при фактически имеющейся технической базе и минимальных затратах на корректировку применяемой технологии выполнения операций ГРП с увеличением себестоимости тонны нефти на 1-2 доллара за баррель.

1. Михин A.C., Славкин B.C. "Дренирование запасов нефти, аккумулированных в зонах высокой вертикальной неоднородности коллектора, методом повторного гидравлического разрыва пласта", Журнал "Нефтяное хозяйство", 2011г. №12, стр.116.

2. Михин A.C., Славкин B.C. "Управление пространственной ориентации гидравлической трещины. Новые возможности для разработки "целиков нефти", Журнал "Нефть, газ и бизнес", 2012г. №1-2, стр.50-53.

3. Михин A.C. "Парадокс управляемой повторной гидравлической трещины в условиях пространственно неоднородного распределения поля пластовых напряжений", Журнал "Нефть, газ и бизнес", 2012г. №1-2, стр.65-67.

Список публикаций

Соискатель

А.С.Михин

Формат 60x90/16. Заказ 1587. Тираж 100 экз. Усл.-печ. л. 1,3.

Печать офсетная. Бумага для множительных аппаратов.

Отпечатано в ООО "ФЭД+", Москва, Ленинский пр. 42, тел. (495)774-26-96