image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 9 2017

Разработка и эксплуатация месторождений

01.09.2017 10:00 Анализ опытно-промысловых работ по гидроразрыву пласта, кислотному гидроразрыву пласта и большеобъемной обработке призабойной зоны на мендымские, доманиковые и саргаевские отложения
В структуре мировой нефтедобычи стремительно растет доля нефтяных сланцев. Аналогами сланцевых толщ в России являются баженовcкая свита в Западной Сибири, доманиковые отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и хадумская свита Предкавказья. Добыча сланцевой нефти и создание технологий, направленных на увеличение темпов разработки нетрадиционных запасов углеводородов, являются значимыми факторами развития рынка энергоресурсов. В ПАО «Татнефть» была принята Программа опытно-промышленных работ по выявлению и разработке залежей сланцевой нефти. В соответствии с Программой в 2013–2015 гг. проводились работы по изучению мендым-доманиковых коллекторов и осуществлению в них опытных работ по гидроразрыву пласта и кислотных обработок. По значению глинистости все пласты исследуемой совокупности скважин (в которых проводились опытно-промысловые работы (ОПР)) разделяются на две группы: слабоглинистые и сильноглинистые. Полученные результаты опытно-промысловых работ на мендым-доманиковых отложениях в ПАО «Татнефть» убеждают в необходимости продолжения всесторонних научно-исследовательских работ и внесения корректировок в ОПР с учетом полученных выводов. Для повышения эффективности и успешности выполнения процессов гидроразрыва пласта (ГРП) в низкопроницаемых коллекторах необходимо проводить изучение геомеханических свойств пород. Обычный мини-фрак в сланцевых отложениях неинформативен. Продолжительность периода смыкания трещины не позволяет определить необходимые параметры для редизайна. В этих условиях необходимо применять альтернативные методики, например испытание на закачку/излив, импульсный метод, исследование гидравлического импеданса. Структурным подразделениям ПАО «Татнефть», ведущим работы по опробованию мендым-доманиковых отложений, необходимо осваивать и адаптировать к своим условиям технологии, предназначенные специально для сланцевых отложений и уже доказавшие свою успешность.
Ключевые слова: сланцевая нефть, гидроразрыв пласта, анализ мини-фрака, мендым-доманиковые отложения, низкопроницаемые коллекторы.
Ссылка для цитирования: Салимов О.В., Гирфанов И.И., Зиятдинов Р.З., Махмутов И.Х., Салимов В.Г. Анализ опытно-промысловых работ по гидроразрыву пласта, кислотному гидроразрыву пласта и большеобъемной обработке призабойной зоны на мендымские, доманиковые и саргаевские отложения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 9. С. 86–92.
Открыть PDF


В структуре мировой нефтедобычи стремительно растет доля нефтяных сланцев. Северная Америка за короткий период времени за счет разработки только двух месторождений сланцевой нефти – Баккен и Игл Форд – смогла преодолеть тенденцию падающей добычи. Подобный пример в условиях ухудшения структуры запасов и остро стоящем вопросе их воспроизводства делает поиск сланцевой нефти в Татарстане крайне актуальным.

Аналогом сланцевых толщ в России являются баженовская свита в Западной Сибири, доманиковые отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и хадумская свита Предкавказья.

Доманиковые саргаевско-заволжские отложения распространены повсеместно на территории Республики Татарстан. Наиболее изученные семилукские (доманиковые) и речицкие (мендымские или бурегские) отложения являются нефтематеринскими породами, где содержание органического вещества высокое (доманикиты), и в этих отложениях выявлены залежи нефти. Также к доманикитам на территории Республики Татарстан можно отнести отложения саргаевского горизонта, представленные известняками темно-серыми, битуминозными с прослоями мергелей и аргиллитов [1].

1.png

Добыча сланцевой нефти и создание технологий, направленных на увеличение темпов разработки нетрадиционных запасов углеводородов, являются значимыми факторами развития рынка энергоресурсов. Перенос способов, используемых при разработке сланцевых месторождений Северной Америки, в условия других месторождений не даст аналогичных результатов. Для получения экономически эффективных методов, работающих в условиях месторождений Республики Татарстан, необходимо глубокое изучение и понимание особенностей местных коллекторов, изменение имеющихся традиционных технологий и внедрение новых.

С учетом актуальности перспективы изучения доманикитов и поиска путей извлечения нефти из них, а также необходимости наработки собственных эффективных технологий в ПАО «Татнефть» была принята Программа опытно-промышленных работ по выявлению и разработке залежей сланцевой нефти. В соответствии с Программой в период с 2013 по 2015 г. проводились работы по изучению мендым-доманиковых коллекторов и проведению в них опытных работ по гидроразрыву пласта и кислотных обработок.

Работы по ГРП проводились в 5 НГДУ: «Альметьевнефть», «Азнакаевскнефть», «Бавлынефть», «Прикамнефть» и «Ямашнефть». Эффективность работ по ГРП, кислотному ГРП (КГРП) отражена в таблице.

Из 9 скважин только 3 дали дополнительную добычу нефти. Таким образом, общая успешность работ составила 33 %. Из них по двум скважинам продолжительность эффекта составила менее одного года. По одной скважине продолжительность эффекта – более одного года, однако прирост дебита незначительный – менее 1 т/сут.

1_1.png

По значению глинистости все пласты исследуемой совокупности скважин, в которых проводились ОПР, разделяются на две группы: слабоглинистые (содержание глинистого материала менее 10 %) и сильноглинистые (содержание глинистого материала более 50 %). Причем последняя подгруппа присутствует только в тех скважинах, где ГРП был успешен.

В группе с содержанием глинистости менее 10 % есть статистическая выборка, включающая скважины с низкой успешностью проведенных ГРП, поэтому она была взята для рассмотрения. Вторая группа не была учтена в анализе, так как она представлена тремя скважинами, в которых ГРП был проведен успешно.

Для рассматриваемых скважин с использованием математической статистики по фактическим значениям пористости и глинистости были составлены кривые их теоретических распределений (рис. 1 и 2). Для этого были подсчитаны средние значения и среднеквадратичные отклонения каждого из параметров. Затем с использованием функции EXCEL НОРМ.РАСП были восстановлены кривые распределения каждого параметра. При этом на основании результатов многочисленных исследований предполагалось, что эти распределения подчиняются нормальному закону. Оценка среднеквадратичного отклонения для малых выборок (n < 10) была произведена по размаху выборки.

1_1_1.png

Из рисунков видно, что распределения изучаемых свойств пластов имеют значительное перекрытие, не допускающее их эффективной дифференциации по изучаемым свойствам. Если использовать в качестве граничного критерия значения свойств в точках, где кривые пересекаются, то это приведет к большим ошибкам первого и второго родов.

Например, пусть значение пористости равно 6 %. Тогда вероятность того, что обработка данного пласта окажется успешной, по рис. 1 составит примерно 13 %. Вероятность того, что обработка данного пласта окажется неуспешной, составит примерно 17 %. Тогда по формулам теории вероятностей, если этот пласт выбран для обработки, вероятность успеха составит 13/(17 + 13) = 43 % (примерно в половине всех скважин). Если значение пористости равно 10 %, то вероятность успешной обработки составит примерно 10 %, а неуспешной – примерно 4 %. Вероятность успеха обработки 10/(10 + 4) = 70 %.

Несмотря на то что обработке подвергались низкопроницаемые коллекторы, технология ГРП остается прежней, традиционной, основанной на применении сшитого геля. Тем не менее специалисты ООО «Лениногорск-РемСервис» внесли в нее изменения, применив подачу пропанта с остановками, а также ступенчатое повышение концентрации пропанта.

1_1_2.png

Для повышения эффективности ГРП в низкопроницаемых коллекторах необходимо осваивать и приспосабливать к своим условиям технологии, предназначенные специально для сланцевых отложений и уже доказавшие свою успешность. К таковым относятся водный разрыв, технология с применением линейного геля, а также гибридные технологии.

Мини-фраки и тесты ступенчатого изменения расхода проводятся перед основным процессом ГРП, так как хорошо спланированный и выполненный мини-фрак может дать данные по геометрии трещины, механическим свойствам горных пород и утечкам жидкости [2].

1_1_3.png

Практически все процессы ГРП представляли собой совместный разрыв пластов, в том числе и мини-фраки. Теория интерпретации совместного мини-фрака нескольких пластов отсутствует.

В процессе осуществления ГРП отмечаются очень высокие давления закачки выше относительных давлений, фиксируемых при проведении ГРП в терригенном девоне. На скв. 21753 НГДУ «Альметьевнефть» 08.08.2015 г. концентрация пропанта была постоянной (примерно 130 кг/м3) и не увеличивалась согласно уравнению Нольте. Давления на устье высокие – около 600–700 атм, в конце процесса ограничили расход с 6 до 5 м3/мин, чтобы не создать условия СТОПа.

1_1_4.png

Тест-закачка показала очень медленное снижение давления, устьевое давление на уровне 100 атм держалось примерно 550 мин (около 10 ч, рис. 3).

Общая особенность записи мини-фраков в сланцевых отложениях – очень большая продолжительность периода смыкания трещины. В таких условиях при обычных методах интерпретации невозможно получить время и давление смыкания. Это, в свою очередь, не позволяет выполнить редизайн трещины.

Мини-фрак на скв. 4371Г НГДУ «Азнакаевскнефть» показывает отсутствие смыкания (рис. 4). Устьевое давление после окончания закачки очень высокое и снижается крайне медленно. Несмотря на то что запись велась в течение более 1 ч, устьевое давление в конце записи составляет немногим менее 200 атм.

Отсутствие смыкания подтверждается логарифмическим графиком (рис. 4). Здесь кривые дельты давления и логарифмической производной идут параллельно друг другу с наклоном примерно 0,3.

Отсутствие смыкания подтверждается также декартовым графиком времени Нольте (рис. 5). Логарифмическая производная непрерывно растет, при этом касательная к ней не проходит через начало координат. Это прямой признак отсутствия смыкания.

Аналогично проявляют себя и другие скважины из списка ОПР.

1_1_5.png

Пример графика времени Нольте для скв. 11988 НГДУ «Альметьевнефть» представлен на рис. 6. Здесь обнаруживается другое интересное явление. В правой части графика, в конце записи давления, проявляется резкий спад значений логарифмической производной. Он может быть принят ошибочно за точку смыкания трещины, однако это не так. Это артефакт производной, возникающий из условий дифференцирования кривой давления. Он сохраняется, если ограничивать область расчета передвижением красной скобки вверху графика. Но если это точка смыкания, она не может зависеть от задания области расчета. Чем больше мы задаем в опциях значение (max–min) %, тем шире область искаженного представления производной.

На скв. 21753 НГДУ «Альметьевнефть» устьевое давление держалось на уровне 100 атм в течение 10 ч (рис. 1). Логарифмический график показывает изменение угла наклона при G = 1,8. Значение градиента напряжения находится при этом в нужном интервале значений, однако производная продолжает расти и после этой точки (рис. 7).

Чтобы подтвердить это значение точки смыкания, необходимо привлечь данные других методов (ступенчатое повышение расхода, закачка/излив).

Остальные скважины демонстрируют аналогичное поведение (отсутствие смыкания).

Обычный мини-фрак в сланцевых отложениях неинформативен. Продолжительность периода смыкания трещины не позволяет определить необходимые параметры для редизайна, тем более в условиях, когда тест-закачка проводится общим фильтром для нескольких пластов (интервалов перфорации), определить давление смыкания для каждого пласта становится невозможным. В этих условиях необходимо применять альтернативные методики, например испытание на закачку/излив, импульсный метод, исследование гидравлического импеданса. Особенности и порядок проведения работ по методике закачки/излива рассмотрены в работах многих авторов, к примеру в [4–6].

Методика осуществления излива была изложена специалистами института «ТатНИПИнефть» в руководящем документе «Методическое руководство по применению технологии большеобъемного гидравлического разрыва пласта для условий месторождений ПАО «Татнефть».

В программе MinFrac имеется возможность задать следующие параметры излива:

  • Flowback Time (after ISIP) – время начала излива после ISIP. Поскольку данные по изливу в цифровой форме имеются очень редко, не предусмотрено графической опции, связанной с этим событием. Чтобы включить излив в расчеты, следует задать время начала излива. Это время закрытого состояния скважины после ISIP;

  • Flowback rate – средний отрицательный расход после периода закачки. Этот расход учитывается в расчетах начиная с Flowback Time (after ISIP) и заканчивая смыканием трещины.

При выполнении излива необходимы измеритель расхода излива и датчик времени начала излива. Если излив производится через калиброванный штуцер, то расход можно определить расчетным путем, зная давление на устье (перед штуцером) и диаметр штуцера. Излив должен продолжаться, пока давление на устье не упадет ниже давления смыкания (для глубины 1700 м давление смыкания на забое составляет примерно 25 МПа, гидростатическое – примерно 18 МПа, поэтому смыканию трещины на устье будет соответствовать давление примерно 25 – 18 = 7 МПа). Следует подобрать расход излива так, чтобы в декартовых координатах проявился перегиб кривой спада давления. Это можно выполнить в рамках регрессионного анализа, используя первую производную давления по времени, которая покажет экстремум в точке перегиба.

Целесообразно опробовать данную методику при ГРП на доманиковых отложениях, используя симулятор Майера.

 

ВЫВОДЫ

1. Полученные результаты опытно-промысловых работ по ГРП на мендым-доманиковых отложениях в ПАО «Татнефть» свидетельствуют о необходимости продолжения научно-исследовательских работ и внесения корректировок в ОПР с учетом полученных выводов.

2. Распределение коллекторских свойств (пористость, глинистость) для совокупности успешных и неуспешных процессов ГРП в значительной степени перекрывалось, не позволяя провести их эффективное распознавание.

3. Для повышения эффективности и успешности выполнения процессов ГРП в низкопроницаемых коллекторах необходимо изучение геомеханических свойств пород (трещиностойкость, модуль Юнга, коэффициент Пуассона и т. д.).

4. Обычный мини-фрак в мендым-доманиковых отложениях неинформативен. Длительность смыкания трещины не позволяет определить необходимые параметры для редизайна. В этих условиях необходимо применять альтернативные методики, например испытание на закачку/излив, импульсный метод, исследование гидравлического импульса.

5. При проведении опробования мендым-доманиковых отложений необходимо осваивать и адаптировать к своим условиям технологии, доказавшие успешность. К таковым относятся водный разрыв, технология с применением линейного геля, а также гибридные технологии.

Показатели технологической эффективности работ

The indicators of technological efficiency

НГДУ, номера скв. 

Oil and gas production department (OGPD), number of the well

Дополнительная добыча
с начала мероприятия, т 

Additional output from the beginning of the event, t

Продолжительность эффекта, сут 

The duration of the effect, day

Прирост дебита нефти, т/сут 

Increase in oil production rate, t/day

Тип проведенных работ 

The type of performed work

АзН
(Aznakayevskneft), 4560, ЦДНГ-5

0

0

0

ГРП
Hydrofrac

АзН
(Aznakayevskneft), 4371г, ЦДНГ-5

0

0

0

ГРП
Hydrofrac

АН
(Almetyevneft), 25276, ЦДНГ-4 

0

0

0

ГРП
Hydrofrac

АН
(Almetyevneft), 11988, ЦДНГ-4

428

475,8

0,9

КГРП
Acid hydrofrac

АН
(Almetyevneft), 21753, ЦДНГ-4

1857

149,9

12,39

КГРП, ГРП
Acid hydrofrac, hydrofrac

АН
(Almetyevneft), 32959, ЦДНГ-4

0

0

0

КГРП, ГРП
Acid hydrofrac, hydrofrac

БН
(Bavlyneft), 2942, ЦДНГ-2

260

92,9

2,80

ГРП
Hydrofrac

ПрН
(Prikamneft), 452Р, ЦДНГ-2

0

0

0

ГРП
Hydrofrac

ЯН
(Yamashneft), 12026, ЦДНГ-4

0

0

0

КГРП, ГРП
Acid hydrofrac, hydrofrac

 



← Назад к списку


im - научные статьи.