Сайт вебмастеров .

ГРП с предварительной закачкой тампонирующих составов

Опубликовано: 12.10.2018

Операции по гидроразрыву пласта (ГРП) проводятся на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» начиная с 1990-х годов. Ежегодно на эксплуатационном фонде компании выполняется около 600-700 скважино-операций, на половине скважин проводится ГРП. Также с годами увеличивается доля повторных обработок. Вместе с тем в последние годы наблюдается устойчивая тенденция к снижению эффективности проводимых ГРП. Значительная часть месторождений находится на поздней стадии разработки, а обводненность добываемой продукции составляет более 80-90%. По ряду объектов число стандартных операций ГРП снижается – вплоть до полного отказа от данного метода воздействия. В условиях высокой неоднородности выработки запасов и распределения проницаемости по разрезу, наличия больших нефтенасыщенных толщин и высокой обводненности продукции (прорыв воды по высокопроводящим каналам), невыработанными остаются пропластки с высоким значением текущей нефтенасыщенности.

Эти факторы определяют необходимость проведения дополнительных мероприятий в процессе подготовки скважин к ГРП, таких как предварительная закачка тампонирующих составов (ТС) с целью кольматации высокопроницаемых водопромытых каналов и создания сдерживающих барьеров для локализации развития трещины в невыработанных низкопроницаемых коллекторах, а также дополнительных барьеров для поступления воды, что приводит к снижению или стабилизации обводненности добываемой продукции.

02.09.2015 Инженерная практика №09/2015 Родионов Антон Владимирович Инженер Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени Агуреева Елена Сергеевна Ведущий инженер Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени Бухаров Александр Валерьевич Заместитель начальника отдела Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени Хисматуллин Денис Гафурович Инженер 2 категории Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

В качестве тампонирующих материалов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» используются различные наполнители и химические составы: гелеобразующие (ГОС), осадкогелеобразующие (ГОС-1АС), эмульсионно-дисперсные (ЭС, ЭСС), наполнители марки «Карботек» («Карботек-20», «Карботек-50», «Карботек-80»), а также глинистые составы. В основе технологии применения ГОС лежит образование объемного нетекучего геля в продуктивном коллекторе в результате реакции сшивания полимерных цепей в водных растворах через ионы трехвалентного хрома.

Принцип технологии ГОС-1АС заключается в синергии двух составляющих в коллекторе структур: объемных гелевых и вязкоупругих структур, создаваемых высококонцентрированными сшитыми полимерными системами, а также устойчивых флокуляционно-коагуляционных структур, создаваемых суспензия-мигельдисперсными системами, армированными наполнителем.

Механизм действия эмульсионно-дисперсных составов основан на свойстве эмульсий обратного типа увеличивать вязкость в водонасыщенных зонах.

В свою очередь реагент «Карботек» представляет собой смесь наполнителей, активированных высокомолекулярным комплексом природных полисахаридов. Высокомолекулярные компоненты увеличивают вязкость растворов и вводятся как антиседиментационная добавка, позволяющая снижать скорость осаждения твердых наполнителей. Согласно техническим условиям (ТУ) выпускается пять марок реагента «Карботек», которые отличаются по гранулометрическому составу и соотношению компонентов смеси. Содержание нерастворимых в соляной кислоте веществ варьирует от 20 до 80%. Минимальное содержание карбонатов составляет 20%.

Наконец, глинистые составы представляют собой водный раствор бентонитового глинопорошка. К основным преимуществам их использования относятся относительная дешевизна, а также возможность создания различных концентраций раствора.

ОПЫТ ПРОВЕДЕНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ ОБРАБОТОК ПЕРЕД ГРП

Основные объекты проведения селективных ГРП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» – это БС102-3 Тевлинско-Русскинского и БВ8 Повховского месторождений.

Объект БС2-3 Тевлинско-Русскинского месторождения объединяет два продуктивных пласта: БС102 и БС103. Горизонт сформирован серией перекрывающих друг друга, последовательно выклинивающихся в восточном направлении и ограниченных литологическим замещением на западе клиноформных тел (рис. 1).

Рис. 1. Изменение структуры объекта БС10

В 2014 году на объекте БС 2-3 Тевлинско-Русскинского месторождения были проведены 39 селективных операций ГРП. Из них в 19 скважинах до ГРП выполнялась предварительная закачка ТС, в 14 скважинах совместно с закачкой ТС для отключения промытых частей пласта выполнены ремонтно-изоляционные работы (РИР), в шести – до ГРП проведены только РИР. В качестве ТС был использован глинистый раствор плотностью 1,12 и 1,18 г/см3, эмульсионно-суспензионные составы (товарная нефть, алдинол-10, мел, древесная мука) и гелеобразующие составы PetroPAM P-104. После запуска скважин в работу происходит снижение обводненности, однако с течением времени эксплуатации обводненность растет и в большинстве случаев достигает базового уровня. Так, обводненность продукции скважин, в которые была произведена предварительная закачка глинистых растворов, уже через месяц после ГРП достигала базового уровня. При этом наблюдалось резкое снижение дебита нефти. Отметим, что объем глинистого раствора при большинстве операций не превышал 60 м3. После закачки эмульсионных составов (в объеме от 125 до 470 м3, в среднем 353 м3) обводненность продукции достигала базового уровня через пять месяцев после ГРП. Это обусловлено тем, что эмульсионные системы не относятся к категории жестких составов, но благодаря своим реологическим характеристикам способны проникать на большую глубину по сравнению с глинистыми растворами. В случаях, когда РИР выполнялись совместно с закачкой эмульсионной системы, обводненность в процессе работы скважин, несмотря на рост, не достигала базового уровня (рис. 2).

Рис. 2. Приведенные дебиты жидкости и нефти, обводненность на дату ГРП с разделением по типам тампонирующих составов. Тевлинско-Русскинское месторождение (пласт БС10 2-3)

После проведения ГРП с закачкой полимерных составов как отдельно, так и совместно с РИР, обводненность после ГРП снижается в среднем на 3% и в процессе работы скважин не достигает уровня, предшествовавшего ГРП. Это связано с тем, что закачка полимерных композиций осуществляется в более высоких объемах (в основном от 300 до 600 м3, в среднем 400 м3 с целью обеспечения проникновения на значительные расстояния и создания более протяженных блок-экранов для снижения риска прорыва трещины в обводненные пласты при проведении ГРП.

Результаты селективных ГРП на Тевлинско-Русскинском месторождении крайне неоднозначны (рис. 3).

Рис. 3. Эксплуатационные показатели до и после проведения селективных и стандартных ГРП на Тевлинско-Русскинском месторождении (пласт БС10 2-3)

Наиболее высокие приросты начального дебита нефти достигнуты при проведении ГРП с предварительными РИР, однако у этой же категории скважин наблюдаются самые высокие темпы падения добычи. Результаты стандартных ГРП имеют более высокие показатели начального и текущего приростов дебита, однако это связано с тем, что стандартные ГРП проводятся в заведомо лучших условиях: обводненность до проведения на 8-9% ниже, чем при селективном ГРП. Так, ГРП с предварительной закачкой эмульсии выполнены на скважинах со средним уровнем обводненности до ГРП – 96,7%, ГРП с предварительной закачкой эмульсионных систем и РИР – 97,4%, только с РИР – 97,7%, стандартные ГРП – 88,7% (рис. 4).

Рис. 4. Зависимость обводненности после проведения ГРП от базовой обводненности на Тевлинско-Русскинском месторождении (пласт БС102-3)

ГРП С ОСАЖДЕНИЕМ ПРОППАНТА

На текущий момент Тевлинско-Рускинское месторождение находится на четвертой стадии разработки, в связи с чем количество скважин-кандидатов для проведения стандартных ГРП ограничено, и приходится искать иные пути развития и применения методов ГРП. Одним из таких методов стал ГРП с осаждением проппанта.

В 2014 году на трех скважинах месторождения было проведено испытание технологии ГРП с осаждением проппанта на линейном геле в нижнюю часть трещины, на пласт БС 2-3. Суть технологии заключается в селективном воздействии на нижнюю часть перфорированного интервала для пластов высокой мощности. До ГРП на скважинах выполнены работы по изоляции водопромытой кровли пласта БС2-3 (закачка ТС, ремонтно-изоляционные работы) (рис. 5).

Рис. 5. Выкопировка из диаграммы каротажа по скважинам с ГРП с осаждением проппанта Тевлинско-Русскинского месторождения (пласт БС102-3)

Все обработки выполнялись с использованием линейного геля с темпом закачки 5,5 м3/мин, массой проппанта не более 25 т и максимальной концентрацией проппанта до 400 кг/м3 (табл. 1). Операции выполнены в полном объеме без осложнений.

Таблица 1. Показатели эффективности, технологические показатели ГРП по скважинам после проведения ГРП с осаждением проппанта на Тевлинско-Русскинском месторождении (пласт БС10 2-3)

Согласно данным ПГИ, после проведения ГРП приток «нефть+вода» (в сумме 100%) по скважине №8419 соответствовал верхней перфорированной части пласта.

На скважине №7452 приток с характером насыщения «вода» приходится на верхнюю часть пласта БС102-3, интервал, на котором были выполнены РИР. Работы признаны безуспешными.

Характер насыщения притока скважины №7471 – «нефть+вода», около 75% его приходятся на изолированную цементным раствором верхнюю часть пласта БС102-3 и 25% – на нижнюю часть пласта, где выполнен ГРП. В последнем случае приток наблюдается из верхней части интервала воздействия. Таким образом, задача по закреплению трещины и интенсификации притока в нижней части перфорации не выполнена.

По всем скважинам начальный прирост дебита нефти после ГРП превысил плановый показатель и составил от 5,4 до 11,3 т/сут, в среднем – 7,5 т/сут (табл. 1). Начальные приросты достигнуты за счет снижения обводненности по всем скважинам, а также за счет форсирования отбора на скважине №7471. Однако с течением времени происходит снижение дебитов жидкости и рост обводненности.

Опыта проведения стандартных ГРП на соседних скважинах в 2014 году не было – на ряде объектов выполнялись селективные ГРП без применения технологии осаждения проппанта.

Так, на скважине №7472 (соседняя со скважиной №7471) ГРП выполнен в нижней части пласта БС102-3 с массой проппанта 20 т, максимальной концентрацией проппанта 1000 кг/м3 и скоростью закачки жидкости разрыва 3 м3/мин. До обработки выполнены РИР в верхней части пласта БС102-3 (рис. 6). Начальный прирост дебита нефти после ГРП составил 4,7 т/сут (план – 4,6 т/сут). Тем не менее уже в следующем месяце произошло резкое снижение дебита нефти (с 9,0 до 1,7 т/сут) и рост обводненности (с 90 до 98%), что было обусловлено негерметичностью эксплуатационной колонны и наличием притока из верхней водопромытой части пласта БС 2-3 (данные ПГИ после ГРП от 03.08.2014 г.). Таким образом, удельный прирост дебита нефти составил 0,1 т/сут.

Рис. 6. Приведенные дебиты жидкости, нефти и обводненность на дату проведения ГРП по обработкам с осаждением проппанта на Тевлинско-Русскинском месторождении (пласт БС10 2-3)

На скважине №7658 (соседняя со скважиной №8419) до ГРП выполнялись изоляционные работы в верхней части пласта (закачка эмульсионного состава и РИР). ГРП выполнен на нижнюю часть пласта с массой проппанта 40 т, максимальной концентрацией проппанта 1200 кг/м3 и скоростью закачки жидкости разрыва 3,5 м3/мин. После ГРП начальный прирост дебита нефти превысил плановый показатель – 6,7 против 5,2 т/сут. Скважина работает стабильно, удельный прирост дебита нефти составляет 5,4 т/сут, отработано 227 суток. На соседней скважине №8419 выполнен ГРП по технологии осаждения проппанта с предварительной изоляцией водопромытых интервалов; начальный прирост дебита нефти оказался в 1,7 раза выше – 11,3 т/сут, при плане 8,3 т/сут.

В целом после проведения ГРП по технологии осаждения проппанта на скважинах Тевлинско-Русскинского месторождения начальная эффективность по приросту дебита нефти достаточно высокая (средний начальный прирост составил 7,5 т/сут). Судить о продолжительности эффекта не представляется возможным, поскольку в двух из трех скважин выполнена некачественная изоляция водопромытых частей пласта. В связи с тем, что после ГРП с осаждением проппанта не произошло изменения профиля притока, цель данных работ не была достигнута.

ТАМПОНАЖНЫЕ ОБРАБОТКИ НА ПОВХОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Повховское месторождение – один из крупнейших активов ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Основной объект разработки – пласт БВ8, на который приходится до 90% извлекаемых запасов и 84% текущей добычи нефти. Объект БВ8, простирающийся на 66 км с севера на юг и на 20 км с запада на восток, обладает уникальными особенностями – это клиноформное строение, характеризующееся высокой песчанистостью в кровельной части продуктивного горизонта и низкой песчанистостью в сочетании с высокой степенью прерывистости – в подошвенной, а также высокой расчлененностью и непостоянством фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), эффективных нефтенасыщенных толщин и характеристик неоднородности как верхнего, так и нижнего тел в пределах различных частей участка (рис. 7, 8).

Рис. 7. Изменение структуры объекта БВ8 с запада на восток Рис. 8. Изменение структуры объекта БВ8 с севера на юг

В 2014 году на Повховском месторождении было проведено 57 селективных операций, включавших в себя такие виды работ, как предварительная закачка ТС (глинистый порошок, «Карботек-20»), закачка ТС с последующим докреплением цементом и уход с ГРП на нижележащие интервалы, РИР в кровле и подошве, РИР со спуском эксплуатационной колонны диаметром 102 мм. Успешность всего ремонта и получение запланированного прироста дебита нефти напрямую зависят от успешности отключения обводненных интервалов.

Наибольшее влияние на эффективность селективных обработок оказывает успешность изоляции при РИР (рис. 9). Так, после успешной изоляции получен прирост дебита нефти 9,4 т/сут против нулевого прироста в случае наличия притока из изолированного интервала. Большая часть операций по установке цементного моста (ЦМ) приводила к успешной изоляции нижних промытых интервалов пласта – только после одной операции из 16 получен приток из изолированного интервала.

Рис. 9. Средние приросты дебита нефти и изменение обводненности после проведения ГРП на скважинах с притоком и без притока из изолированного интервала (Повховское месторождение, пласт БВ8) Рис. 10. Средние приросты дебита нефти после проведения ГРП на скважинах с использованием тампонирующих материалов на Повховском месторождении (пласт БВ8) Рис. 11. Выкопировка из карты текущего состояния в районе скважины №2305 по состоянию на 01.04.2015 г. Повховское месторождение

Количество неуспешных операций при закачке ТС с последующим докреплением цементом составило девять, или 50%. Как после успешных, так и после неуспешных операций наблюдается снижение обводненности.

Особый интерес представляет проведение предварительных закачек ТС перед выполнением ГРП. В 2014 году были проведены 11 подобных операций. В шести случаях был использован глинистый порошок, в пяти – ТС марки «Карботек».

Использование «Карботек-20» перед проведением ГРП показало более высокую эффективность по входным и текущим приростам по сравнению с закачкой глинистого порошка (рис. 10).

Рассмотрим пример проведения ГРП с предварительной  закачкой  «Карботек-20».  На скважине №2305/89к (рис. 11) после обводнения кровельной части пласта БВ8 до 99% при дебите жидкости 42 м3/сут, специалисты «КогалымНИПИнефти» разработали мероприятия с проведением закачки «Карботек-20» по текущим интервалам перфорации (2687–2705,5 м) и последующим гидроразрывом нижней части объекта (2710-2738 м) с массой проппанта 90 тонн (рис. 12).

Рис. 12. Геологический разрез пласта БВ8 по линии скважин №2319, 2305, 4574

Относительно добывающей скважины №2305/89к соседние нагнетательные скважины №2319 и 4574 располагаются в направлениях север и юг на расстоянии 531 и 358 м соответственно. Накопленная закачка воды составила 1232,2 и 1236 тыс. м3 соответственно (рис. 12). Закачка состава «Карботек-20» проводилась в объеме 185 м3 до получения «СТОПа». Выполнена гидромеханическая щелевая перфорация на подошвенную часть пласта БВ8 в интервале 2710-2738 метров. ГРП на скважине проводила сервисная компания ООО «КАТКонефть» с дистанционным сопровождением специалистов «КогалымНИПИнефти». В результате в пласт закачано 89 т проппанта. Согласно данным ГИС после ГРП основной приток получен из целевого интервала.

Режим после запуска в работу: дебит жидкости – 146 м3/сут, нефти – 21,3 т/сут, обводненность – 85%, при плановых показателях соответственно 60 м3/сут, 7,6 т/сут и 85%. Произошло существенное снижение обводненности – на 14%.

Рис. 13. Геологический разрез скважины №1448/89к

Результат селективного ГРП можно сравнить со стандартным ГРП, проведенным в соседней скважине №1448/89к (рис. 13).

Скважина характеризуется благоприятным расположением относительно нагнетательных скважин, накопленная добыча нефти на момент проведения ГРП составляла всего 35 тыс. тонн. Перед проведением ГРП выполнена гидромеханическая щелевая перфорация в подошвенной части пласта (2683-2699 м). ГРП проводили специалисты ООО «КАТКонефть» при дистанционном сопровождении «КогалымНИПИнефти». В результате в пласт было закачано 60 т проппанта. В результате после ГРП получена высокообводненная продукция, воздействовать на целевой интервал без применения селективных методов не удалось, подошвенная часть пласта в разработку вовлечена не была.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В целом результаты проведенных селективных ГРП на объекте БВ8 Повховского месторождения оказались выше, чем на объекте БС 2-3 Тевлинско-Русскинского месторождения. Прежде всего, это связано с особенностями геологического строения продуктивных пластов: если на Повховском месторождении при высокой расчлененности присутствуют глинистые перемычки и общая мощность пластов достигает более 50 м, то на Тевлинско-Русскинском месторождении клиноформы располагаются достаточно компактно, мощность пластов определяется в пределах 20 м, что не позволяет провести селективную изоляцию обводненных интервалов перед ГРП. Так, после проведения ГРП зачастую наблюдается негерметичность ранее изолированных интервалов, что существенно снижает эффективность обработки.

На Повховском месторождении, наоборот, даже простая закачка тампонирующих составов позволяет закольматировать предыдущие интервалы перфорации и селективно воздействовать на другие части пласта.

Также свое влияние оказывает и система разработки: на Тевлинско-Русскинском месторождении применяется рядная система разработки, причем ряды нагнетательных скважин располагаются практически перпендикулярно относительно азимутального направления развития трещин ГРП, при этом идет опережающее обводнение первых рядов добывающих скважин, закачка ведется по всей толщине пласта.

В то же время очагово-избирательная система ППД Повховского месторождения более благоприятна для проведения ГРП: закачка ведется в основном по кровельной части пласта, которая легко подвергается изоляции, и проведение ГРП при большой мощности пласта исключает прорыв трещины в ранее изолированные пласты.

В условиях высокой обводненности (более 90%) большинства месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» проведение ГРП по стандартной технологии зачастую становится малоэффективным.

На текущий момент на высокообводненном фонде скважин успешно проводятся работы с применением нестандартных технологий ГРП, включая закачку ТС и проведение РИР, что позволяет поддерживать как годовые объемы ГРП, так и необходимый уровень добычи нефти за счет снижения обводненности добываемой продукции.

По возможности следует выполнять разобщение интервалов закачки ТС и проводить ГРП (отсыпка нижних проектных интервалов, временная изоляция верхних проектных интервалов) для целенаправленного воздействия водоизоляционными составами на водопромытый интервал.

Кроме этого, рекомендуется осуществлять закачку ТС в больших объемах с целью обеспечения проникновения на значительные расстояния и создания более протяженных блок-экранов для снижения риска прорыва трещины в обводненные пласты при проведении ГРП.

Другие статьи с тегами: Гидроразрыв пласта
Строительство под ключ © 2014 Возведение стен в малоэтажном строительстве
rss