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. Равномерная выработка запасов является одной из приоритетных задач разработки месторождений, контроль за разработкой осуществляется
    на основе результатов реализации промысловых исследований.
    В статье описана стратегия разработки объектов Приобского месторождения
    в условиях возникновения техногенных трещин автоГРП: описаны основные признаки возникновения техногенных трещин автоГРП на основе прямых технологических параметров, получены зависимости полудлины трещины автоГРП от забойного давления, описаны способы регулирования закачки
    в многопластовых скважинах.
    Эффективное управление разработкой многопластовых объектов в условиях возникновения трещин автоГРП возможно при понимании причин, прогнозировании их возникновения и контроле. Данная задача выполнима
    с учетом развития современных автоматизированных систем, применяемых технологий и разработанных методик.
    Научные исследования подтверждают возникновение техногенных трещин автоГРП в условиях низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения [1–4].
    Для определения забойного давления, необходимого для возникновения трещины автоГРП,
    по участку № 1 использовались данные гидродинамических исследований, проведенных на Горшковской площади Приобского месторождения (характеризуется низкими фильтрационно-
    емкостными свойствами (ФЕС), проницаемость менее 1,5 × 10–3 мкм²). Для анализа выделили
    27 исследований ИД на 17 нагнетательных скважинах. По результатам интерпретации отобранных индикаторных диаграмм получена зависимость давления смыкания Рсм от текущего пластового давления Рпл (рис. 1) [4].
    По данным ИД вычисляем коэффициент приемистости Кпр:
    Рис. 1. Кроссплот давления смыкания и пластового давления
    Исходя из ранее собранной базы ГДИС (рис. 1), построена зависимость ID от Pnet
    (разница Рзаб и Рсм) (рис. 2).
    Рис. 2. Зависимость ID от Pnet
    Построенная зависимость ID от Pnet имеет линейный прямо пропорциональный тренд, то есть
    с постепенным ростом забойного давления линейно увеличивается кратность коэффициента приемистости, а также высокий коэффициент детерминации R2 = 0,67.
    Формулы определения полудлины трещины автоГРП от Pnet:
    где re — радиус контура питания, м; rw — радиус скважины, м; SГРП — скин-фактор после образования трещины автоГРП, доли единиц; Sдо ГРП — скин-фактор до момента образования трещины автоГРП, доли единиц.
    Подставим в формулу (2) формулы (3) и (4):
    скин-фактор в формуле можно определить по формуле Пратса:
    где хо — параметр, характеризующий величину начальной полудлины трещины нагнетательной скважины, м; хf — полудлина трещины автоГРП, м.
    Подставим в формулу (5) формулы (6) и (7) — получим:
    Выразим из формулы (8) полудлину трещины автоГРП:
    По выведенной зависимости хf от Pnet для различных значений аргумента забойного давления Рзаб рассчитаны соответствующие значения полудлин трещин автоГРП (рис. 3).
    Рис. 3. Графическое представление функции хf = f(Pnet )

    Из зависимости следует, что с постепенным увеличением забойного давления нагнетания над давлением смыкания полудлина трещины автоГРП монотонно увеличивается по нелинейной зависимости [4].
    Увеличение устьевого давления (Руст) на 20 до 210 атм приводит к увеличению xf на 62 м до 282 м, что в условиях сетки скважин Горшковской площади 400×400 м является оптимальным режимом работы нагнетательных скважин. Таким образом, для формирования оптимального режима закачки необходимо увеличение устьевого давления до 210 атм. При этом следует отметить, что данное значение получено только для одной зоны месторождения. В зависимости от латеральной изменчивости геологических и геомеханических свойств, величина оптимального давления закачки может отличаться.
    Учитывая оснащенность автоматизированными системами контроля Приобского месторождения, для исследований используются оперативные технологические параметры эксплуатации нагнетательных скважин, такие как Руст, Рзатр (затрубное давление), Qзак (приемистость скважины), что позволяет получить автоматические замеры практически в онлайн-режиме. Владение оперативной промысловой информацией и ее анализ позволяют выделить основные признаки возникновения автоГРП:
    • прирост приемистости скважин существенно выше темпа прироста забойного давления (нелинейное поведение индикаторной кривой);
    • резкий рост приемистости скважины, превышающий в несколько раз среднее значение приемистости по данной скважине или скважинам окружения (до выявления увеличения приемистости);
    • снижение приемистости скважины после кратковременной остановки. Такой эффект возникает вследствие смыкания трещин автоГРП и перераспределения фильтрационных потоков на концах трещины вследствие последующего запуска. Для достижения средних значений приемистости до остановки необходимо создать Руст выше давления до остановки скважины.
    Для исключения прорывов закачки к добывающей скважине, для смыкания трещины автоГРП производится остановка скважины, с последующим уменьшением диаметра штуцера.
    Для оптимизации процесса заводнения в разрезе «нагнетательная скважина — нагнетательная скважина» и максимального охвата пласта в условиях наличия автоГРП, режим работы двух взаимодействующих скважин рекомендуется выбирать таким образом, чтобы расчетные полудлины трещин автоГРП на нагнетательных скважинах сформировали равномерную галерею заводнения (рис. 4) [5].
    Рис. 4. Примеры развития трещин автоГРП в системе горизонтальных скважин [5]
    Взаимодействие скважин в разрезе «нагнетательная скважина — нефтяная скважина» определяется методом гидропрослушивания — путем изменения режимов работы нагнетательной скважины штуцированием фиксируется изменение параметров эксплуатации добывающей.
    Возможно ли контролировать и регулировать эффект автоГРП? Рассмотрим основные методы контроля и регулирования закачки.
    Основным инструментом регулирования объема закачки на сегодняшний день является штуцер. Штуцирование как способ снижения объема закачки и давления известен давно, однако благодаря простоте реализации и масштабному распространению автоГРП актуальность такого метода ограничения закачки возрастает.
    Для управления заводнением многопластовой залежи требуется использование технологии регулирования закачки между пластами. В настоящее время значительная часть нагнетательного фонда многопластовой зоны Приобского месторождения оснащена компоновками одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) (рис. 5). Принцип действия ОРЗ основан на ограничении одного
    из принимающих интервалов с возможностью перераспределения приемистости на объекты,
    в которых она ранее была незначительной либо отсутствовала.
    Рис. 5. Типовая схема компоновки ОРЗ
    Для адресного воздействия на каждый пропласток применяется технология одновременно-раздельной закачки с возможностью регулирования объема глубинным штуцером (мандрели) [4]. Это позволяет на основе полученных исследований профиля приемистости для каждого разрабатываемого пласта производить штуцирование в зависимости от необходимого уровня компенсации (рис. 6).
    Рис. 6. Пример перераспределения закачки до и после регулирования глубинным штуцером:
    а — до регули-рования;
    б — после регулирования
    Помимо регулирования закачки на разрабатываемых объектах, оборудование для ОРЗ позволяет производить адресные скважинные операции по обработке призабойной зоны пласта и применять методы повышения нефтеотдачи (применение осадко-гелеобразующих и модифицированных полимер-дисперсных составов и др.), в частности на пласты группы АС-12, которые характеризуются низкой проницаемостью и расчлененностью в отдельных зонах месторождения.
    Установка глухих пробок позволяет проводить операцию исключительно на целевой пласт (рис. 7). В свою очередь это положительно влияет на равномерность выработки по пластам.
    Рис. 7. Пример перераспределения профиля приемистости после селективной обработки МУН:
    а — профиль до ОПЗ;
    б — регулирование ОРЗ; в — профиль после ОПЗ
    Кроме этого, при организации и контроле системы ППД важно учитывать протяженность водоводов и потери давления на концевых точках, приводящих к снижению Руст и Кприем (коэффициента приемистости) нагнетательных скважин. В условиях низкопроницаемых коллекторов высокое давление закачки необходимо для поддержания компенсации добычи и эффективной выработки запасов за счет развития эффекта автоГРП. Для реализации проектных решений и выработки запасов путем вытеснения и компенсации отборов жидкости закачкой воды на Приобском месторождении создается система внутрикустовой закачки, где донором выступает скважина, вскрывшая апт-альб-сеноманский горизонт, а реципиентами — нагнетательные скважины кустовой площадки. Это позволяет увеличить давление закачки, что в свою очередь позволяет получить рост приемистости до необходимых целевых значений, в т.ч. за счет развития трещин автоГРП [6].
    Знания и опыт, полученные на эксплуатационных объектах месторождения, позволяют прогнозировать эффект автоГРП для каждого участка месторождения, а с оборудованием для ОРЗ делать это адресно в скважинах, вскрывающих несколько пластов [4].
    Совокупность гидродинамических и гео­физических исследований позволяет прогнозировать возможные источники преждевременного обводнения скважин и выделить пласт, по которому происходит преимущественное развитие трещины автоГРП [7].
    На сегодня одно из направлений развития компании ПАО «НК «Роснефть» — это применение современных цифровых технологий для создания и адаптации дизайнов ГРП, а также разработка собственных программных комплексов (симуляторов) для моделирования ГРП. С развитием направления геомеханики и углубленного изучения геомеханических процессов в начале 2015 года получен первый собственный опыт моделирования ГРП. Компанией принято решение о концепции собственного симулятора ГРП на основе 3D-моделей. Моделирование распространения техногенных трещин в процессе эксплуатации и моделирование стандартного ГРП значительно отличаются в связи с тем, что ключевой задачей моделирования техногенных трещин автоГРП является консолидация и объединение результатов геологического, гидродинамического и геомеханического моделирования с учетом текущего состояния разработки и изменения пластового давления на разрабатываемом участке месторождения [8, 9]. Развитие инструментов для моделирования ГРП и автоГРП продолжается.
    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
    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, геолого-технические мероприятия, профиль приемистости, одновременно-раздельная закачка, регулирование закачки, компенсация, фильтрационно-емкостные свойства, методы увеличения нефтеотдачи, обработка призабойной зоны
    04.08.2022
    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. № 6. С. 67–71.
    DOI: 10.24412/2076-6785-2022-6-67-71
    УДК 622
    DOI: 10.24412/2076-6785-2022-6-67-71
    Рекомендуемые статьи
    Организация производства
    Роботизация технологических операций для ремонта НКТ
    Концепция автоматизации и роботизации технологических операций для реализации проекта по техническому перевооружению производственных линий
    Геология
    Нетрадиционные (вулканогенные) коллекторы нефти и газа
    Изучение глубокозалегающих залежей пермотриасового возраста, открытые в северо-восточной части Западной Сибири
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (495) 414-34-88
    office@runeft.ru