Анализ применения маркированного пропанта при проведении многостадийного ГРП на объекте ЮВ1

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice

УДК 622.276                                        

Многостадийный гидравлический разрыв пласта является одним из самых распространенных методов увеличения нефтеотдачи, применяющихся в современной нефтегазовой отрасли. Одним из недостатков данного метода является невозможность определения результатов разрыва определенного интервала без проведения дополнительных исследований. На данный момент, для определения данных результатов принято проводить промыслово-геофизические исследования (ПГИ), однако, в таком случае необходимо останавливать работу скважины, а результаты, полученные данным методом, позволяют оценить данные только в том интервале времени, на котором исследовательское оборудование находилось в стволе скважины. При этом, проведение каротажной операции в горизонтальной скважине является дорогостоящим процессом, требующим использование гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) или тракторов. Существует альтернативное решение — применение маркированного пропанта, основанного на технологии маркеров-репортеров, которые закачиваются в скважину при проведении МГРП. Для каждого исследуемого интервала МГРП используется своя уникальная сигнатура, позволяющая получить точную информацию о притоке по каждой отдельно взятой стадии [1, 2].

Преимущества технологии [3]: низкая стоимость по сравнению с традиционными пги, при проведении которых используются гнкт или тракторы; более высокая оперативность исследований по сравнению с традиционными методами ГИС; отсутствие рисков при проведении внутрискважинных работ (таких как прихват оборудования); не требуется изменения в компоновке мгрп или обсадной колонне. Данная технология базируется на следующих компонентах [4]:

Квантовые точки — это полупроводниковые нанокристаллы, размер которых составляет от 2 до 10 нм. Данные кристаллы образуются в результате высокотемпературного коллоидного синтеза. Коллоидные квантовые точки представляют собой класс люминофоров с уникальными свойствами флуоресценции за счет квантово-размерного эффекта. Маркеры-репортеры представляют из себя носители информации в виде полимерных монодисперсных сферических частиц, содержащих в своем составе определенные заданные комбинации квантовых точек. Применение маркеров репортеров позволяет получать точную информацию о притоке по каждому интервалу даже спустя время после проведения МГРП. Пробы пластового флюида, отобранные со скважины, анализируются в лаборатории методом проточной цитометрии. Итоговая информация позволяет скорректировать дизайн ГРП для более эффективного воздействия на пласт в будущем.

Применении технологии «GeoSplit» на объекте ЮВ 1

Продуктивный пласт ЮВ 1 обладает относительно низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, для эффективной добычи флюида из которого необходимо применение методов интенсификации нефтеотдачи, к которым относится МГРП.

По состоянию на 1 января 2021 года на объекте ЮВ 1 выполнено 723 операции ГРП, в том числе 653 операции ГРП на добывающем фонде скважины и 70 операций на нагнетательном. После ГРП скважины были выведены в эксплуатацию. Степень охвата фонда скважин методом ГРП составляет 91%. Проведение ГРП на добывающих скважинах объекта ЮВ 1 увеличил добычу нефти на 9,9297 млн. т, при этом прирост в пересчете на одну скважинно-операцию составил 15,6 тыс. т. Начальный и среднегодовой прирост добычи нефти после ГРП составили 13,9 т/сут и 15,5 т/сут соответственно.

Технология «GeoSplit» применялась на 3-х горизонтальных скважинах (№1000Г, 1001Г и 1002Г) при проведении МГРП. На скважине №1000Г был проведен ГРП 14.09.2019 г., ввод в эксплуатацию выполнен 21.09.2019 г. В ходе 4-стадийного процесса ГРП в пласт было закачано по 30 тонн пропанта, из них в каждую стадию закачено по 15 тонн пропанта марки «GeoSplit» с максимальной концентрацией 900 кг/м3 и расходом жидкости разрыва 3,5 м3/мин. Наибольшие значения притока жидкости из пласта получены на 4 ступени. Накопленный дебит на данной ступени составляет 30,3 % (Рисунок 1).

На скважине № 1001Г ГРП выполнен 28-29.04.20120 г., запуск в работу произведен

21.05.2020 г. В ходе 5-стадийного процесса ГРП было закачано по 31 т пропанта, из них в каждую стадию закачано по 15 т марки «GeoSplit» с максимальной концентрацией 900 кг/м3 и расходом жидкости разрыва 3,5 м3/мин. Наибольший приток был получен на 4 ступени. Накопленный дебит данной ступени составляет 24,3% (Рисунок 2).

Рисунок 1. Дебиты нефти и распределение притока по ступеням скважины № 1000Г

Рисунок 2. Дебиты нефти и распределение притока по ступеням скважины № 1001Г

На скважине № 1002Г ГРП выполнен 24-26.07.2020 г., запуск в работу произведен 19.08.2020 г. В процессе проведения 8-ти стадийного ГРП в пласт закачано по 30 т пропанта, из них по 15 т марки «GeoSplit» в каждой стадии, при максимальной концентрации — 800 кг/м3 и расходе жидкости разрыва — 3,5 м3/мин. Наибольшие притоки нефти на протяжении всего периода измерений получен на 8 ступени (14,9% от общего) (Рисунок 3).

Рисунок 3. Дебиты нефти по ступеням, распределение притока по ступеням скважины № 1002Г

При проведении ГРП каждая трещина была заполнена пропантом с разрушаемым полимерным покрытием, в котором содержался один из 8 различных трассеров, выполненных по технологии с применением квантовых точек. Во время процесса ГРП на скважине № 1002Г были проведены комплексные работы по микросейсмическому мониторингу. За период наблюдений с 23.07.2020 г. по 27.07.2020 г. осуществлена регистрация микросейсмической эмиссии при производстве МГРП на восьми интервалах.

Микросейсмический мониторинг многостадийного гидроразрыва пласта на месторождении осуществляется посредством регистрации микросейсмической эмиссии, возникающей в результате образование трещин при проведении операций ГРП, на дневной поверхности с помощью малопертурной антенны, расположенной в эпицентральной зоне источников эмиссии, и специализированной обработки данных с помощью кластерных вычислений [5].

Решаемые задачи при микросейсмическом мониторинге МГРП: определение длины и азимута зоны трещиноватости; определения параметров микросейсмических событий и процесса закачки жидкости в трещинах; возможность визуализации области микросейсмической активности; построение карт плотности энергии; анализ стадий МГРП на основе подсчета энергетических параметров. Рисунки 4 и 5 дают представление о линейных размерах области микросейсмической активности. Цвет представляет совокупную плотность энергии микросейсмических событий.

На карты нанесена траектория ствола скважины №1002Г, соответствующие порты выделены цветом. Линейные размеры области микросейсмической активности по глубине составляют порядка 20 м.

Рисунок 4. Карта распределения источников микросейсмической эмиссии в процессе образования трещины разрыва при проведении МГРП в скважине № 1002Г в проекции на вертикальную плоскость (A: порты 1-4, Б порты 5-8)

Рисунок 5. Карта плотности энергии источников микросейсмической эмиссии в процессе образования трещины разрыва при проведении МГРП скважины № 1002Г в проекции на вертикальную плоскость (A: порты 1-4, Б порты 5-8)

По всем образцам отобранных проб был проведен комплекс исследований по выделению квантовых трассеров отдельно из каждой фазы, исследованию методами проточной цитометрии и с обработкой затем результатов и генерацией отчета в программном комплексе “GeoSplit”.

Подводя итог, можно сказать, что применение технологии “GeoSplit”, посредством закачивания вместе с пропантной смесью маркеров-репортеров, основанных на использовании квантовых точек, позволяет получать данные о притоке по каждой ступени после проведения МГРП в течении порядка 5 лет, без необходимости использования промыслово-геофизических исследований, тем самым отпадает необходимость в остановке скважины для проведения исследований и уменьшается время получения результатов.

Использование данной технологии позволяет получать актуальные данные и выполнять мониторинг ГРП, что в свою очередь дает возможность внести корректировки в проведение операций как на данной, так и на соседних скважинах, таким образом, повышается точность и эффективность проведения операций по увеличению нефтеотдачи на данном объекте.