Разработка низкопроницаемых объектов Приобского месторождения в условиях образования техногенных трещин автоГРП
Якупов И.Я., Егоров Е.Л.,
Родионова И.И., Мироненко А.А., Искевич И.Г., Мирошниченко В.П., Сергейчев А.В.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
ПАО «НК «Роснефть»
Терригенные коллекторы Приобского месторождения характеризуются низкой проницаемостью, высоким уровнем глинизации пропластков и значительным диапазоном изменения фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу. Одной из приоритетных задач при разработке месторождений является равномерная выработка запасов, контроль осуществляется на основе результатов выполнения программы промысловых исследований.
В статье описана стратегия разработки объектов Приобского месторождения
в условиях возникновения техногенных трещин автоГРП: получена зависимость давления автоГРП от пластового давления по площадям месторождения, на СГДМ проведена оценка эффективности заводнения с учетом автоГРП и без автоГРП, проанализированы фактические параметры работы добывающих
и нагнетательных скважин на примере участков с автоГРП и без автоГРП.
Исследования процессов автоГРП совместно с современными автоматизированными системами и непрерывно поступающей промысловой информацией позволяют с высокой долей вероятности прогнозировать возникновение техногенных трещин, эффективно управлять разработкой объектов и планировать геолого-технические мероприятия.
В статье описана стратегия разработки объектов Приобского месторождения
в условиях возникновения техногенных трещин автоГРП: получена зависимость давления автоГРП от пластового давления по площадям месторождения, на СГДМ проведена оценка эффективности заводнения с учетом автоГРП и без автоГРП, проанализированы фактические параметры работы добывающих
и нагнетательных скважин на примере участков с автоГРП и без автоГРП.
Исследования процессов автоГРП совместно с современными автоматизированными системами и непрерывно поступающей промысловой информацией позволяют с высокой долей вероятности прогнозировать возникновение техногенных трещин, эффективно управлять разработкой объектов и планировать геолого-технические мероприятия.
Введение
На сегодняшний день в мире доля легко извлекаемых запасов нефти стремительно сокращается, активно разрабатываются месторождения с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Нефтегазовые компании уделяют большое внимание проблеме ухудшения качества запасов углеводородов и формируют принципиально новые подходы к освоению низкопроницаемых коллекторов.
Разработка низкопроницаемых коллекторов (в частности, в Западной Сибири) характеризуется низкими дебитами и приемистостями скважин, меньшей эффективностью системы поддержания пластового давления, возникновением техногенных трещин.
Приобское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины, является уникальным по величине запасов и разнообразию геологических условий. Основные запасы нефти сосредоточены в нижнемеловых отложениях групп пластов АС-10, АС-11 и АС-12 со сверхнизкой проницаемостью объектов разработки (0,1–8×10–3 мкм², на большей части — менее 2×10–3 мкм²).
Разработка низкопроницаемых коллекторов (в частности, в Западной Сибири) характеризуется низкими дебитами и приемистостями скважин, меньшей эффективностью системы поддержания пластового давления, возникновением техногенных трещин.
Приобское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины, является уникальным по величине запасов и разнообразию геологических условий. Основные запасы нефти сосредоточены в нижнемеловых отложениях групп пластов АС-10, АС-11 и АС-12 со сверхнизкой проницаемостью объектов разработки (0,1–8×10–3 мкм², на большей части — менее 2×10–3 мкм²).
В таких условиях одним из актуальных вопросов является создание устьевого давления закачки, способного поддерживать уровень приемистости нагнетательных скважин, обеспечивающий компенсацию отборов закачкой воды, однако увеличение приемистости нагнетательных скважин
за счет повышения давления закачки часто приводит к образованию техногенных трещин (трещин автоГРП) — когда забойное давление превышает давление гидроразрыва пласта (ГРП).
Научные исследования подтверждают возникновение техногенных трещин автоГРП в условиях низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения [1–4].
На сегодняшний день эксплуатационный фонд Приобского месторождения составляет более
8,5 тыс. скважин. Месторождение характеризуется большим количеством промысловых технологических и геологических данных, которые вкупе с современным интеллектуальным оснащением позволяют использовать эффект автоГРП для рациональной разработки месторождения.
за счет повышения давления закачки часто приводит к образованию техногенных трещин (трещин автоГРП) — когда забойное давление превышает давление гидроразрыва пласта (ГРП).
Научные исследования подтверждают возникновение техногенных трещин автоГРП в условиях низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения [1–4].
На сегодняшний день эксплуатационный фонд Приобского месторождения составляет более
8,5 тыс. скважин. Месторождение характеризуется большим количеством промысловых технологических и геологических данных, которые вкупе с современным интеллектуальным оснащением позволяют использовать эффект автоГРП для рациональной разработки месторождения.
Целью статьи является обобщение практических знаний в области организации заводнения и поддержания пластового давления (ППД) в низкопроницаемых коллекторах и способах адресного регулирования закачки в условиях возникновения техногенных трещин автоГРП.
Основная часть
Приобское нефтяное месторождение является одним из основных активов
ПАО «НК «Роснефть». Введено в разработку в 1988 году. Система разработки месторождения — площадная, обращенная девятиточечная с уплотнением сетки скважин в зонах с низкими темпами отбора, а также рядная система горизонтальных добывающих скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) и наклонно направленных нагнетательных скважин. Система поддержания пластового давления на Приобском месторождении состоит из блочных кустовых насосных станций (БКНС), водозаборных скважин, системы высоконапорных водоводов
и нагнетательных скважин.
Применение технологий ГРП позволяет увеличить рентабельность выработки запасов в низкопроницаемых коллекторах (менее 2×10–3 мкм²). Образованные при ГРП трещины разделяют на две категории:
• с закреплением искусственно созданной трещины проппантом;
• техногенная трещина без закрепления — трещина автоГРП в нагнетательных скважинах.
ПАО «НК «Роснефть». Введено в разработку в 1988 году. Система разработки месторождения — площадная, обращенная девятиточечная с уплотнением сетки скважин в зонах с низкими темпами отбора, а также рядная система горизонтальных добывающих скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) и наклонно направленных нагнетательных скважин. Система поддержания пластового давления на Приобском месторождении состоит из блочных кустовых насосных станций (БКНС), водозаборных скважин, системы высоконапорных водоводов
и нагнетательных скважин.
Применение технологий ГРП позволяет увеличить рентабельность выработки запасов в низкопроницаемых коллекторах (менее 2×10–3 мкм²). Образованные при ГРП трещины разделяют на две категории:
• с закреплением искусственно созданной трещины проппантом;
• техногенная трещина без закрепления — трещина автоГРП в нагнетательных скважинах.
Рост геометрических параметров трещин ГРП начинается при превышении давления закачки над силой, действующей на стенки трещины со стороны пласта — давления смыкания. Накопленный опыт проведения ГРП на всей площади месторождения позволяет провести анализ результатов операций и получить значения давления смыкания трещин (Рсм). Давление смыкания трещины автоГРП — это давление, оказываемое на поверхности трещины, ниже которого трещина находится в закрытом состоянии. По результатам анализа индикаторных диаграмм
(рис. 1) и мини-ГРП была получена зависимость давления смыкания Рсм при соответствующем значении пластового давления Рпл (рис. 2) и проведено картирование по площади (рис. 3).
(рис. 1) и мини-ГРП была получена зависимость давления смыкания Рсм при соответствующем значении пластового давления Рпл (рис. 2) и проведено картирование по площади (рис. 3).
Рис. 1. Типовая индикаторная диаграмма по данным ГДИС
Рис. 2. Корреляционная зависимость давления смыкания от пластового давления
Рис. 3. Карта давления смыкания по пластам основного объекта разработки
Значения Рсм по площадям и пластам отличаются друг от друга: по группе пластов АС-10 в среднем варьируются в пределах 404–454 атм, АС-11 398–441 атм и АС-12 411–476 атм.
Закачка воды системой поддержания пластового давления изменяет состояние пластовой системы и требует особого внимания. Одним из факторов риска, который может привести к быстрому обводнению продукции добывающих скважин, является образование техногенных трещин или трещин автоГРП. При этом исследования в области геомеханики совместно с мониторингом и контролем разработки позволяют использовать эффект автоГРП как действенный инструмент для повышения приемистости нагнетательных скважин и формирования эффективной системы заводнения, поддержания проектных уровней компенсации, пластового давления и обеспечения равномерной выработки запасов [4].
Закачка воды системой поддержания пластового давления изменяет состояние пластовой системы и требует особого внимания. Одним из факторов риска, который может привести к быстрому обводнению продукции добывающих скважин, является образование техногенных трещин или трещин автоГРП. При этом исследования в области геомеханики совместно с мониторингом и контролем разработки позволяют использовать эффект автоГРП как действенный инструмент для повышения приемистости нагнетательных скважин и формирования эффективной системы заводнения, поддержания проектных уровней компенсации, пластового давления и обеспечения равномерной выработки запасов [4].
Основываясь на многолетних исследованиях эффекта автоГРП на Приобском месторождении, отметим, что длина трещины автоГРП может достигать более 1 000 м по направлению регионального стресса [2]. Для оценки эффективности заводнения с учетом автоГРП и без автоГРП проведены расчеты различных сценариев разработки на секторной гидродинамической модели (СГДМ) [5], выполненной в программном комплексе РН-КИМ. На моделируемом участке сформирована девятиточечная система разработки, срок разработки составляет более 7 лет (рис. 4). Выполнена адаптация расчетных показателей разработки к фактическим данным. По результатам адаптации приемистости скважин получено, что средняя полудлина трещин автоГРП на рассматриваемом участке составляет 400–500 м. Для оценки влияния трещин автоГРП на разработку выполнен дополнительный расчет, в котором длина трещин ГРП на нагнетательных скважинах не увеличивалась после начала нагнетания.
Рис. 4. Упрощенная схема развернутой относительно регионального стресса 9-точечной системы разработки с автоГРП и без автоГРП
Суммарные технологические показатели работы скважин в условиях наличия эффекта автоГРП выше на 40–50 % по приемистости и до 15 % по дебиту нефти (рис. 5).
Рис. 5. Результаты секторного гидродинамического моделирования. Отношение приемистости (Qзак) и дебита нефти (Qн) с автоГРП к Qзак и
Qн без автоГРП
Qн без автоГРП
Рассмотрим два участка с близкими геолого-физическими характеристиками (ГФХ) (объект
АС-10-11-12). Нагнетательные скважины на участке № 1 работают без автоГРП (характеризуются низким Кприем (коэффициент приемистости); остановками в зимний период по причине низкой приемистости или полного ее отсутствия в связи с риском замораживания водоводов, инфраструктурными ограничениями по созданию давления
автоГРП); на участке № 2 — в режиме автоГРП. Результаты сопоставления фактических эксплуатационных показателей разработки выбранных участков приведены на рисунке 6.
Тезисно можно выделить следующие особенности работы скважин по участкам № 1 и № 2 (без автоГРП, с автоГРП соответственно):
АС-10-11-12). Нагнетательные скважины на участке № 1 работают без автоГРП (характеризуются низким Кприем (коэффициент приемистости); остановками в зимний период по причине низкой приемистости или полного ее отсутствия в связи с риском замораживания водоводов, инфраструктурными ограничениями по созданию давления
автоГРП); на участке № 2 — в режиме автоГРП. Результаты сопоставления фактических эксплуатационных показателей разработки выбранных участков приведены на рисунке 6.
Тезисно можно выделить следующие особенности работы скважин по участкам № 1 и № 2 (без автоГРП, с автоГРП соответственно):
- средний дебит нефти скважин участка № 2 выше на 15–20 т/сут, дебит жидкости выше на 25–30 м3/сут, приемистость выше на 40–60 м3/сут в сравнении с аналогичными параметрами работы скважин по участку № 1;
- коэффициент снижения приемистости нагнетательных скважин по участку № 2 ниже на 0,13 д. ед. (0,52 д. ед. для участка № 2 и 0,39 д. ед. для участка № 1 соответственно);
- пластовое давление на участке № 1 от первоначального в среднем снизилось на 3,1 МПа (с 25,9 до 22,8 МПа), на участке № 2 среднее пластовое давление равно первоначальному — 25,9 МПа;
- коэффициент падения дебита жидкости на участке с автоГРП составил 0,61 д. ед, без автоГРП — 0,57 д. ед.;
- темп отбора от НИЗ за 2020 год на участке № 1 составил — 0,4 %, на участке № 2 — 1,1 %;
- текущий КИН по участку № 1 — 0,052 д. ед (накопленная добыча нефти 464,2 тыс. т), участок № 2 — 0,071 д. ед (накопленная добыча нефти 1 099,551 тыс. т).
Рис. 6. Динамика эксплуатационных параметров работы скважин:
1 — без автоГРП,
2 — с автоГРП в
9-точечной системе разработки
1 — без автоГРП,
2 — с автоГРП в
9-точечной системе разработки
ИТОГИ
Накопленный опыт проведения ГРП на всей площади месторождения позволяет провести анализ результатов операций и получить значения давления смыкания трещин, что дает возможность оценить вероятность возникновения автоГРП для каждого участка, используя совокупность скважинных исследований и гидродинамическое моделирование.
ВЫВОДЫ
Эффект автоГРП позволяет повысить результативность системы заводнения, является неотъемлемой частью системы разработки. Это выражается в менее интенсивном снижении пластового давления, более низких темпах падения базовой добычи, увеличении продолжительности эффекта от ГТМ.
Исследования развития геометрии трещин автоГРП при проектировании систем разработки позволяют:
Исследования развития геометрии трещин автоГРП при проектировании систем разработки позволяют:
- избегать раннего прорыва трещин нагнетательных скважин в близлежащие добывающие скважины;
- контролировать рост трещин нагнетательных скважин;
- правильно оценивать эффективность работы различных систем разработки;
- вовлекать в разработку ранее недренируемые запасы;
- оценивать последствия повышения давления на нагнетательных скважинах.
ЛИТЕРАТУРА
1. Байков В.А., Бураков И.М., Латыпов И.Д., Яковлев А.А., Асмандияров Р.Н. Контроль развития техногенных трещин автоГРП при поддержании пластового давления на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2012. № 11. С. 30–33.
2. Давлетбаев А.Я., Зорин А.М., Усманов Т.С., Валиуллин А.С., Валиуллин М.С., Тихонов И.Н., Фурсов Г.А., Слабецкий А.А., Назаргалин Э.Р., Асалхузина Г.Ф., Иващенко Д.С. Промыслово-геофизический контроль за разработкой многопластового месторождения в условиях заводнения и развития трещин автоГРП // Российская нефтегазовая технологическая конференция SPE, Москва, Россия, октябрь 2015. SPE-176571-RU.
3. Байков В.А., Давлетбаев А.Я., Асмандияров Р.Н., Усманов Т.С., Степанова З.Ю. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах // Нефтегазовое дело. 2011. № 1. С. 65–75.
4. Байков В.А., Зулькарниев Р.З., Зорин А.М., Фахретдинов И.В. Управление заводнением многопластовой залежи Приобского месторождения с помощью оборудования одновременно-раздельной закачки // Нефтяное хозяйство. 2014. № 10. С. 92–95.
5. Гуляев Д.Н., Кокурина В.В., Кременецкий М.И., Кричевский В.Н., Мельников С.И. Анализ взаимовлияния скважин по результатам мониторинга на основе секторного моделирования // Нефтяное хозяйство. 2012. № 5. С. 82–85.
2. Давлетбаев А.Я., Зорин А.М., Усманов Т.С., Валиуллин А.С., Валиуллин М.С., Тихонов И.Н., Фурсов Г.А., Слабецкий А.А., Назаргалин Э.Р., Асалхузина Г.Ф., Иващенко Д.С. Промыслово-геофизический контроль за разработкой многопластового месторождения в условиях заводнения и развития трещин автоГРП // Российская нефтегазовая технологическая конференция SPE, Москва, Россия, октябрь 2015. SPE-176571-RU.
3. Байков В.А., Давлетбаев А.Я., Асмандияров Р.Н., Усманов Т.С., Степанова З.Ю. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах // Нефтегазовое дело. 2011. № 1. С. 65–75.
4. Байков В.А., Зулькарниев Р.З., Зорин А.М., Фахретдинов И.В. Управление заводнением многопластовой залежи Приобского месторождения с помощью оборудования одновременно-раздельной закачки // Нефтяное хозяйство. 2014. № 10. С. 92–95.
5. Гуляев Д.Н., Кокурина В.В., Кременецкий М.И., Кричевский В.Н., Мельников С.И. Анализ взаимовлияния скважин по результатам мониторинга на основе секторного моделирования // Нефтяное хозяйство. 2012. № 5. С. 82–85.
Якупов И.Я., Егоров Е.Л.,
Родионова И.И., Мироненко А.А.,
Искевич И.Г., Мирошниченко В.П.,
Сергейчев А.В.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
ПАО «НК «Роснефть»
yakupoviy@bnipi.rosneft.ru
Родионова И.И., Мироненко А.А.,
Искевич И.Г., Мирошниченко В.П.,
Сергейчев А.В.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
ПАО «НК «Роснефть»
yakupoviy@bnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Выполнен сравнительный анализ параметров работы добывающих и нагнетательных скважин за всю историю эксплуатации: по участкам с возможным развитием техногенных трещин автоГРП и без автоГРП. Накопленный опыт применения ГРП по месторождению позволил оценить давление смыкания. Результаты ГДИС, ПГИ и математического моделирования подтвердили эффект автоГРП.
Приобское нефтяное месторождение, низкопроницаемый коллектор, гидроразрыв пласта, техногенная трещина — автоГРП, профиль приемистости, регулирование закачки, геолого-физические характеристики, гидродинамические исследования
Якупов И.Я., Егоров Е.Л., Родионова И.И., Мироненко А.А., Искевич И.Г., Мирошниченко В.П., Сергейчев А.В. Разработка низкопроницаемых объектов Приобского месторождения в условиях образования техногенных трещин автоГРП // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 55–58.
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-55-58
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-55-58
04.08.2022
УДК 622
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-55-58
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-55-58
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88