Обоснование оптимального дизайна гидравлического разрыва пласта в условиях сложнопостроенных коллекторов

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice

УДК 622.276                                        

Пласт БС4-5 характеризируется низкой проницаемостью (среднее значение 4,6 мД), высокой степенью расчлененности (10,2) и отсутствием активных пластовых вод [3]. Данные условия являются благоприятными для использования технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП). В настоящее время ГРП является основным и наиболее эффективным методом повышения нефтеотдачи, применяемым на объекте [4].

Гидравлический разрыв пласта представляет собой одну из сложнейших операций в нефтегазодобывающей промышленности, а также является одним из наиболее эффективных средств повышения производительности скважин, поскольку приводит не только к интенсификации выработки запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях позволяет существенно расширить эту зону, приобщив к выработке слабо дренируемые зоны и пропластки, и, следовательно, достичь более высокой конечной нефтеотдачи [1].

Технологии ГРП для объекта БС4-5 применялись начиная с 1990 г. Всего проведено 2348 операций ГРП. Если до 2004 г. большинство операций составляли первичные ГРП, то с 2004 года увеличивается количество вторичных операций, а с 2006 г. — также третичных ГРП (третья операция на скважине) в связи с практически полным охватом фонда добывающих скважин гидроразрывом пласта. За весь период разработки объекта БС4-5 выделяются три этапа применения ГРП по средней массе проппанта на операцию. В период 1990–1997 гг. в связи с неразвитостью технологии ГРП использовался для снятия положительного скин-фактора на скважинах, снизивших дебит в процессе эксплуатации. В период 1997–2004 гг. произошло увеличение средней массы проппанта до 35 т; начиная с 2004 г. производились крупнотоннажные ГРП с закачкой проппанта 50–200 т на одну операцию [4]. На Рисунке 1 показана динамика основных технологических показателей ГРП на эксплуатационном фонде добывающих скважин.

2015  "2016 "2017 "2018 "2019

0,67

Рисунок 1. Динамика основных технологических показателей ГРП

Согласно приведенным графикам, за период 2015–2019 гг. произошло повышение средних показателей безразмерной продуктивности скважин (Jd) с 0,59 до 0,62 доли ед. Основой причиной повышения эффективности ГРП является увеличение средней массы проппанта на единицу общей мощности пласта (Мр/Нобщ.). При этом наблюдается снижение средней величины проводимости пласта Kh, что свидетельствует о снижении качества скважин-кандидатов ГРП [3].

По состоянию на 01.01.2020 г. на объект БС4-5 на эксплуатационном фонде добывающих скважин выполнено 613 операций ГРП, после которых скважины запущены в добычу. В целом по действующим эксплуатационным скважинам количество операций ГРП в год растет в период с 2007 г. по 2015 г. (с 45 до 322 ГРП соответственно), начиная с 2016 г. объем операций снижается (99 ГРП в 2019 г.).

С годами наблюдается увеличение массы проппанта — в среднем с 5,0 до 92,5 т, снижение начального прироста дебита нефти — в среднем с 14,1 до 7,9 т/сут, максимальный среднегодовой прирост дебита нефти приходится на период 2007–2012 гг. Зависимость удельного дебита нефти после ГРП от удельной массы проппанта не установлена. Также не установлена зависимость дебитов жидкости и нефти после ГРП от мощности пласта и массы проппанта. В целом по действующим эксплуатационным скважинам объекта БС4-5 отмечается незначительный рост обводненности после ГРП относительно базового уровня в среднем с 35,1% до 42,2%.

Дополнительная добыча нефти за счет ГРП на объект БС4-5 в целом по эксплуатационному фонду скважин составила 1515,8 тыс т или 9,4 тыс т на одну скважинно-операцию, начальный прирост дебита нефти составил 8,6 т/сут, дебита жидкости — 16,6 т/сут, среднегодовой прирост дебита нефти — 8,8 т/сут.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам создаваемых трещин. От объема жидкости разрыва зависит длина и раскрытость трещины. При оптимизации дизайна ГРП на объекте БС4-5 (скв. №5563) был проведен расчет прироста дебита скважины после проведения ГРП от объема закачки жидкости в пласт. Расчет произведен в программе «РН-ГРИД» — промышленное программное обеспечение для математического моделирования и анализа процесса создания трещин в ходе гидроразрыва пласта. В данном ПО применяется наиболее развитая в инженерной практике модель ГРП — Planar 3D [2].

Рассчитывались 4 варианта дизайна с различным объемом закачки жидкости в пласт – 200, 300, 400 и 500 м3. Схема профиля скважины №5563 в трехмерной плоскости представлена на Рисунке 2.

Параметры пластовых флюидов представлены в Таблице 1.

	ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ		Таблица 1
Параметры	Единицы измерения	Нефть	Вода
Плотность (ρ)	д. ед.	0,855	1,011
Вязкость (μ)	cПз	1,000	0,31
Объемный фактор (B)	м3/м3	1,211	1,08
Информация о свойствах пласта и представлены в Таблице 2.		технические характеристики скважины

Таблица 2

ИНФОРМАЦИЯ О СВОЙСТВАХ ПЛАСТА И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СКВАЖИНЫ

Параметры	Единица измерения	Значение
Проницаемость (k)	мД	1,6
Пластовое давление (Pres)	атм.	210,0
Давление насыщения (Pbub)	атм.	116,0
Радиус ствола скважины (Rw)	м	0,1
Радиус дренирования (Re)	м	259,0
Пористость продуктивной зоны (φ)	%	17,0%
Общая мощность пласта (НGROSS)	м	35,3
Эффективная мощность пласта (НNET)	м	12,4

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice Т. 9. №8. 2023

Параметры	Единица измерения	Значение
Проницаемость×Эфф.мощность (Kh)	мД×м	19,8
Угол наклона ствола скважины	0	0,36
Азимут магнитный	0	152,55
Полная сжимаемость (Ct)	атм-1	1,5×10-6

О 200

О

Рисунок 2. Профиль скважины №5563 в трехмерной плоскости

При проведении ГРП был использован забойный датчик, способом обработки являлся пакер по НКТ со средним расходом 3,80 м3/мин, нагнетательный тест пройден, разрядка не проводилась. Масса проппанта составила 110 т. Базовый дебит до ГРП по нефти составлял 3,81 м3/сут, по жидкости 5,45 м3/сут. Первый дизайн рассчитывался с закачкой 200 м3 жидкости в пласт, результаты представлены в Таблице 3.

Таблица 3

РАСЧЕТ ПРОДУКТИВНОСТИ И ПАРАМЕТРЫ ТРЕЩИНЫ ГРП ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ОБЪЕМАХ ЗАКАЧКИ ЖИДКОСТИ В ПЛАСТ

Параметр	Объем закачанной жидкости, м3
	200	300	400	500
Коэффициент продуктивности	0,44	0,48	0,51	0,534
Установившийся дебит после ГРП
Дебит жидкости на установившемся режиме, м3/сут	20,20	22,04	23,66	25,45
Дебит нефти на установившемся режиме, м3/сут	14,14	15,43	16,41	17,19
Прирост дебита после ГРП
Прирост дебита жидкости, м3/сут	14,76	16,6	18	19,12
Прирост дебита нефти, м3/сут	10,33	11,62	12,6	13,38
Стартовый дебит после ГРП
Стартовый дебит жидкости, м3/сут	85,25	131,61	204,62	339,12
Стартовый дебит нефти, м3/сут	59,68	92,12	143,24	237,38
Параметры трещины после ГРП
Объем трещины, м3	43,8	69,9	91,5	116,3
Длина трещины, м	169,1	193,9	218,8	238,9
Высота трещины, м	46,9	49,3	51,3
Максимальное раскрытие, мм	6,25	7,87	9,43	10,47

Как видно из Таблицы 3, дебит нефти после ГРП с закачкой 200 м3 в пласт вырос на 10,33 м3 (371%) при росте обводненности в 3,71 раза. Коэффициент продуктивности составляет 0,44. Второй дизайн рассчитывался с закачкой жидкости объемом 300 м3, результаты представлены на Рисунках 3, 4. Из Таблицы 3 видно, что дебит нефти после закачки 300 м3 жидкости вырос на 11,62 м3/сут (на 404%) при росте обводненности в 4,01 раза. Коэффициент продуктивности составляет 0,48, по сравнению с предыдущим вариантом он увеличился на 0,04.

Рисунок 3. Темп падения дебита нефти и жидкости при закачке 300 м3 жидкости

Рисунок 4. Изменение давления, эффективности, раскрытия трещины при закачке 300 м3 жидкости

“♦“Дебит жидкости ■ Дебит нефти

Рисунок 5. Изменение дебита после ГРП от объема закачки жидкости

Третий дизайн рассчитывался с закачкой жидкости объемом 400 м3. Прирост дебита после закачки 400 м3 (Таблица 3) составил 12,6 м3/сут (430%), при росте обводненности в 4,4 раза.

Коэффициент продуктивности равен 0,51, по сравнению с предыдущим вариантом он вырос на 0,03. Прирост дебита нефти после закачки 500 м3 (Таблица 3) составил 13,38 м3/сут (451%), при росте обводненности в 4,6 раза.

Коэффициент продуктивности равен 0,534, по сравнению с предыдущим вариантом он вырос незначительно на 0,024. Анализируя расчеты продуктивности и дебита скважины (Рисунок 5) в зависимости от объема закачиваемой жидкости можно сказать, что наиболее рациональным будет увеличение объема закачиваемой жидкости до 300 м3.

С увеличения закачки жидкости на 100 м3 со стандартных 200 м3 до 300 м3 отмечается наибольший рост коэффициента продуктивности, и увеличение на 1,3 м3/сут дебита по нефти, средняя раскрытость трещины увеличивается на 1 мм.

При дальнейшем увеличении объема закачиваемой жидкости темп роста данных параметров уменьшается, но значительно увеличивается длина трещины, что может оказать влияние (интерференция) на соседние скважины. Также увеличивается вероятность распространения трещины к водоносным горизонтам, что грозит преждевременным обводнением скважины.

По объекту БС4-5 в дальнейшем рекомендуется при выборе технологии ГРП на скважинах-кандидатах применять индивидуальный подход на основе дизайна ГРП.