Issuu on Google+

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.7:622.245.43

© Р.Р. Ибатуллин, А.В. Насыбуллин, О.В. Салимов, 2012

Геолого-технологические принципы выбора масштаба гидроразрыва пластов Р.Р. Ибатуллин, д.т.н., А.В. Насыбуллин, к.т.н., О.В. Салимов, к.т.н. (ТатНИПИнефть)

Geotechnical principles of fracturing size selection R.R. Ibatullin, A.V. Nasybullin, O.V. Salimov (TatNIPIneft, RF, Bugulma)

Адрес для связи: salimov@tatnipi.ru E-mail: salimov@tatnipi.ru Key words: hydraulic fracturing (HF), proppant specific volume, proppant number, unified fracture design, tip-screenout technology.

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта (ГРП), удельный объем проппанта, число проппанта, унифицированный дизайн трещины, технология концевого экранирования (TSO).

The paper discusses the effect of proppant specific volume on hydrofrac efficiency in Tatarstan oil fields. Case studies of hydrofrac planning using the unified fracture design are presented. It has been demonstrated that when deciding between available hydrofrac technologies involving high volumes of proppant preference shall be given to TSO and Frac-Pack technologies.

идроразрыв пласта (ГРП) в Татарстане зарекомендовал себя как эффективный метод интенсификации добычи нефти. В соответствии с решениями руководства ОАО «Татнефть» первоочередными для развития технологий были определены большеобъемные ГРП и ГРП при выходе скважин из бурения. В порядке эксперимента было выполнено 18 большеобъемных ГРП и 10 большеобъемных ГРП после обычных. Кроме того, было проведено 23 ГРП при выходе скважин из бурения. Для условий месторождений Республики Татарстан ГРП классифицируется как большеобъемный, если масса проппанта превышает 3,5 т на 1 м вскрытой толщины пласта, при этом имеется в виду тот объем проппанта, который попадает в продуктивную часть пласта. Рис. 1. Зависимость коэффициента стимуляции от количества закачанВ результате анализа эффективности ГРП, выполненных ного проппанта на 1 м толщины пласта в ОАО «Татнефть», установлено, что зависимости между ппанта, закачанного в скважину, так и его объемную эффекобъемом закачанного в скважину проппанта и коэффициентивность. том стимуляции (кратность увеличения коэффициента про«Число проппанта» – это отношение объема проппанта, подуктивности) после ГРП не отмечается (рис. 1). Это можно павшего в продуктивный пласт, к объему продуктивного плаобъяснить тем, что не весь закачиваемый в скважину проппант попадает в продуктивный пласт. Трещина увеличиваетста, который эксплуатируется скважиной, умноженное на ся вверх и вниз в окружающие пласт породы, при этом проудвоенное отношение проницаемости упакованного пропппант распределяется в объеме всей трещины, и только часть панта к проницаемости пласта [2]. Закрепленную толщину пласта и высоту трещины для анаего оказывается в продуктивном интервале. лиза брали из проектных материалов по участку ГРП Отношение объема проппанта, находящегося в пределах ООО «Татнефть-ЛениногорскРемСервис». Прямые измерения продуктивного слоя, к общему объему проппанта, закачанноэтих величин отсутствуют. му в скважину, называется объемной эффективностью пропЗависимость коэффициента стимуляции от удельной массы панта. Ее показателем является отношение высоты созданной проппанта наблюдается только, если учитывается лишь объем трещины к общей толщине продуктивного слоя. Значительное увеличение высоты трещины ограничивает объемную эфпроппанта, попавшего в продуктивный пласт. На рис. 2 предфективность, и чем меньше толщина пласта, тем выше риск ставлены результаты первичных большеобъемных ГРП. Из него видно, что удельная масса проппанта на 1 м толщины неэффективного использования проппанта. В связи с этим продуктивного пласта не превышает 2 т/м, т.е. по существу все понятие «объем проппанта в продуктивном слое» является обработки были обычными. Простое увеличение массы проключевым при планировании гидроразрыва [1]. При анализе ппанта при выполнении той же операции ГРП приводит к результатов ГРП необходимо учитывать как количество про-

Г

46

06’2012

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО


РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 3. Зависимость высоты трещины от массы проппанта

Рис. 2. Зависимость коэффициента стимуляции от удельной массы проппанта на 1 м толщины пласта

росту высоты трещины, при этом дополнительный проппант размещается в неколлекторе, а его концентрация в продуктивном пласте сохраняется примерно на прежнем уровне. На рис. 3 четко выделяются две области: обычного ГРП при массе проппанта от 5 до 10 т и большеобъемного ГРП при массе от 15 до 20 т. В среднем высота трещины увеличилась на 5 м по проектам ГРП. Зависимость коэффициента стимуляции от удельной массы проппанта для первичных и повторных ГРП приведена на рис. 4. Из него видно, что существенного увеличения коэффициента стимуляции в диапазоне удельных масс от 0,4 до 1,5 т/м не происходит. Сравнивая рис. 4 и рис. 2, можно заметить, что высокий коэффициент стимуляции наблюдается при удельной массе более 1,5 т/м. Таким образом, результативность большеобъемного и обычного ГРП, выполненных по традиционной технологии, практически одинакова. Различаются только объемы размещения проппанта в неколлекторах – при большеобъемном ГРП такой объем больше. В других регионах, в частности в Западной Сибири, эффективность большеобъемных ГРП обусловлена редкой сеткой скважин, большой толщиной и малой проницаемостью пластов, выбираемых для обработки. В Татарстане очень плотные коллекторы, с проницаемостью порядка 10-3 мкм2, насыщенные легкой нефтью под большим давлением, отсутствуют. Увеличение объема закачки проппанта не дает значимого эффекта, необходимо применять технологии, позволяющие удержать рост высоты трещины при увеличении объема закачки. При планировании ГРП было решено использовать унифицированный дизайн, предложенный в работе [1]. В качестве примера рассмотрим планирование гидроразрыва в скв. 2416 НГДУ «Альметьевнефть». Ниже приведены исходные данные для расчета. Масса проппанта, кг .............................................................................20 000 Плотность проппанта, г/см3 ...................................................................3,1 Пористость упаковки проппанта ....................................................0,36 Проницаемость упаковки проппанта, мкм2 ............................500 Максимальный диаметр проппанта, мм ....................................1,19

Рис. 4. Зависимость коэффициента стимуляции от удельной массы проппанта на 1 м толщины пласта

Проницаемость пород, мкм2 .................................................................. 0,2 Толщина пласта, м ................................................................................................6 Радиус скважины, м ...............................................................................0,0762 Радиус контура питания, м .....................................................................250 Скин-фактор до обработки .........................................................................0 Высота трещины, м ......................................................................................24,0 Модуль плоской деформации, МПа ........................................7,7⋅103 Расход закачки смеси (2 крыла, жидкость плюс проппант), м3/мин ..........................2,6 Параметры трещины заданы так, чтобы они совпадали с проектными, полученными специалистами ООО «ТатнефтьЛениногорскРемСервис» с помощью программы MFrac. В табл. 1 приведены результаты расчета эффективности ГРП методом унифицированного дизайна. При применении традиционной технологии ГРП фактически в скважине в конце процесса возник сигнал «СТОП», при котором давление на устье поднялось до 60 МПа. При применении технологии TSO фактическое «число проппанта» составляет 0,0214. Детали обработки приведены в табл. 2. При реализации технологии концевого экранирования (TSO) в продуктивный пласт проппанта попадет больше, чем при использовании обычной технологии (см. табл. 1). Из рис. 5 видно, что такой процесс вполне осуществим. Технология TSO отличается очень малым объемом буфера с последующей подачей проппанта при умеренной концентрации до наступления концевого экранирования. TSO возникает через 12 мин после начала закачки.

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

06’2012

47


РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Таблица 1

Таблица 2 Параметры

Технология

Показатели традиционная

TSO

TSO*

Масса проппанта, кг

20000/11861

20000/20000

10000/10000

Число проппанта

0,0107/0,0063

0,0214/0,0214

0,0160/0,0160

Безразмерный коэффициент продуктивности Безразмерная проводимость трещины

0,30068/0,2095

0,3272/0,2889

1,6363/0,0198

17,9/125,4

1,6363/0,1818

25,3/76,0

1,6363/0,2421

21,0/57,0

16,6/5,5269

14,4/5,5228

Псевдо скин-фактор

-4,09/-2,57

-4,43/-3,92

-4,29/-3,88

Коэффициент стимуляции

2,25/1,54

2,52/2,15

2,40/2,12

Примечания. 1. TSO* – при расчете масса проппанта составляла 10 т, высота трещины – 8 м, расход смеси – 2 м3/мин. 2. В числителе приведены значения при оптимальном размещении проппанта без ограничений, в знаменателе – при фактичеком размещении.

TSO*

0,63

0,43

11,96

8,14

общее закачки

21,86

16,05

Масса проппанта в трещине, кг

8099

3230

Добавленная концентрация проппанта, кг/м3

319,1

237,2

Полудлина трещины, м Эффективное давление, МПа: при концевом экранировании в конце закачки Концентрация проппанта: максимальная в конце обработки, кг/м3

11,7244/0,9933

TSO

создания экрана

Средняя ширина трещины, мм

Полудлина трещины, м Закрепленная ширина трещины, мм

0,3434/0,2923

Время, мин: закачки «подушки»

площадная после смыкания трещины, кг/м2

76,0

57,0

11,773

12,723

2,26

2,7

4,75

7,69

800

800

8,9

4,7

Таким образом, при переносе технологии ГРП на новые объекты масштаб обработки должен соответствовать геологической характеристике пластов. Если бурением вскрываются средне- и высокопроницаемые коллекторы, рекомендуется не увеличивать массу закачиваемого проппанта, если ГРП выполняется по традиционной технологии, или применять технологии TSO и Frac-Pack. Выводы 1. Эффективность большеобъемного и обычного ГРП, выполняемых по традиционной технологии на месторождениях Татарстана, практически одинакова. 2. Для средне- и высокопроницаемых коллекторов Республики Татарстан с целью повышения эффективности большеобъемного ГРП необходимо использовать технологии TSO и Frac-Pack. 3. Унифицированный дизайн [1] позволяет оптимизировать объем закачки проппанта при проектировании ГРП с учетом действующих ограничений.

Рис. 5. График закачки жидкости разрыва в скв. 2416 при применении технологии TSO

Затем рост длины трещины прекращается, и она увеличивается только в ширину. После точки TSO концентрацию проппанта постепенно увеличивают до максимально допустимой. В табл. 1 приведен также вариант расчета, в котором масса закачиваемого проппанта уменьшена в 2 раза, высота трещины задана равной 8 м, расход смеси – 2 м3/мин (TSO*). Сравнение результатов расчетов показывает, что закачка 10 и 20 т проппанта обеспечивает практически одинаковый эффект, например, близкие коэффициент стимуляции и скинфактор после обработки (см. табл. 1). Процесс TSO* также реализуем, поскольку рост эффективного давления не приводит к аварийному прекращению закачки. Расчет по другим скважинам дал аналогичные результаты. Выполнение рассмотренной аналитической работы намного усложняет задачу проектирования ГРП, однако существенно повышает эффективность стимуляции скважин.

48

06’2012

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Список литературы 1. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – МоскваИжевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 с. 2. Valko P., Economides M. Heavy crude production from shallow formations: long horizontal wells versus horizontal fractures// SPE 50421. – November 1998.

Reference 1. Ekonomides M., Olini R., Val'ko P., Unifitsirovannyy dizayn gidrorazryva plasta: ot teorii k praktike (Unified design of hydraulic fracturing: from theory to practice ), Moscow - Izhevsk: Institut komp'yuternykh issledovaniy Publ., 2007, 236 p. 2. Valko P., Economides M., Heavy crude production from shallow formations: long horizontal wells versus horizontal fractures, Paper SPE 50421, November 1998.


Геолого-технологические принципы выбора масштаба гидроразрыва пластов, 2012