УДК 622.276.66 (476) ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАЗРЫВЫ (С

УДК 622.276.66 (476)
ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАЗРЫВЫ (С ПРОППАНТОМ) НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ
КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
А.В. Драбкин, А.В. Серебренников, Д.Е. Сальников
(БелНИПИнефть)
Единственным нефтегазоносным регионом в Беларуси является Припятский
прогиб, добыча нефти в котором ведется уже более 40 лет. Подавляющая часть запасов
нефти (93 %) приурочена к залежам, представленным карбонатными коллекторами.
Данные залежи представлены верхнедевонскими известняками и доломитами, в основном
массивной текстуры, в разной степени кавернозными и трещиноватыми. Большинство
залежей разбито тектоническими нарушениями на отдельные блоки. В начальный период
разведки в Беларуси были открыты самые крупные в регионе месторождения, выявляемые
впоследствии залежи нефти относительно мелкие, разработка которых зачастую
малорентабельна или нерентабельна вовсе. В большинстве залежей гидродинамическая
связь с законтурной зоной очень затруднена или вообще отсутствует, что существенно
осложняет их разработку. Исследованиями кернового материала, а также анализом
геофизических и промысловых данных установлена послойная и зональная
неоднородность
залежей
по фильтрационно-емкостным свойствам. Высокая
геологическая неоднородность продуктивных пластов, сложное строение емкостного
пространства пород-коллекторов предопределяют неравномерную выработку запасов, как
по площади, так и по разрезу залежей.
В настоящее время одной из основных задач является вовлечение в разработку
трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым, карбонатным
коллекторам, в которых сосредоточено более 50 % остаточных запасов углеводородов
Беларуси.
С конца 2007 г., после приобретения собственного мобильного комплекса ГРП, на
месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» широко началось внедрение кислотных
гидроразрывов в карбонатных и ГРП с проппантом в терригенных коллекторах. Однако
довольно скоро стало очевидно, что классические кислотные разрывы карбонатов далеко
не на всех объектах в полной мере отвечают задачам, стоящим перед производственным
объединением. Основными факторами, влияющими на успешность кислотных разрывов
на месторождениях Беларуси, являются характер емкостного пространства коллекторов
(«двойная пористость», порово-трещинно-кавернозная и порово-кавернозно-трещинная
структура) и отношение пластового давления к гидростатическому.
Первый фактор означает, что при поддержании системы ППД компенсационная
вода с легкостью проходит по наиболее проводящим каналам – трещинам – и слабо
вытесняет нефть, находящуюся в порах. В процессе же кислотного ГРП происходит еще
большее травление трещин, воздействие же на поровую часть емкостного пространства –
минимально.
Что касается пластового давления, весьма ярко выражена зависимость
эффективности обработки от коэффициента отношения пластового давления к
гидростатическому (рисунок 1), выведенная по результатам оценок выполненных
кислотных разрывов на различных месторождениях Беларуси. Так, при проведении
операций по данной технологии на скважинах со значением коэффициента около 1,0,
кратность прироста дебита достигает 3,5. При снижении коэффициента ниже 0,6
эффективность обработок падает в 1,5-2 раза при прочих равных условиях и не превышает
2 единиц кратности. Величину отношения пластового давления к гидростатическому,
равную 0,6, можно охарактеризовать как граничную для месторождений РБ, ниже которой
проведение КГРП нецелесообразно. Это объясняется частичным закрытием
(«схлопыванием») созданных и протравленных кислотой трещин из-за низких пластовых
давлений. В условиях низких пластовых давлений значительны эффективные давления на
участки контакта стенок трещины, что приводит к их разрушению и снижению
раскрытости.
Рисунок 1 – Зависимость эффективности КГРП с НКЭ от градиента пластового давления
1 – кратность прироста дебита; 2 – прирост дебита
Описанные обстоятельства диктовали необходимость поиска альтернативных
мощных приемов стимуляции карбонатных коллекторов РБ. В качестве такой
альтернативы было решено испытать проведение ГРП с проппантом в карбонатах. С
августа 2008 г. в РУП «ПО «Белоруснефть» начато внедрение, а затем и широкое
применение данной технологии (рисунок 2).
100%
7
31
17
40%
20%
5
9
80%
60%
1
14
5
0%
2008
2009
ГРП в карбонатах с проппантом
2010
2011
ГРП в терригенных с проппантом
Рисунок 2 – Динамика изменения количества проводимых ГРП
в карбонатных коллекторах за 2008-2011 гг.
Из диаграммы видно, что в 2008 г. было выполнено 5 таких операций (23 % от
общего количества ГРП с проппантом в 2008 г.), к 2011 г. их доля выросла до 87 % (31
операция).
Проведение гидроразрывов с проппантом карбонатных коллекторов позволяет не
только расширить наиболее проводящие каналы (трещины), но и создать систему
вторичной искусственной трещиноватости, соединяющую их с поровым пространством. А
закрепление такой системы проппантом не позволяет ей схлопнуться после снятия
напряжения и поддерживает ее в раскрытом состоянии, вне зависимости от величины
пластового давления. На данном этапе развития технологии в Беларуси можно
утверждать, что она стала весьма удачной альтернативой кислотным разрывам на ряде
месторождений и позволила получить эффект на тех скважинах, на которых иные
интенсифицирующие обработки не дали результата, что подтверждается в т.ч. и гораздо
более высокой средней кратностью прироста дебита по сравнению с операциями КГРП на
аналогичных залежах. Также значительная часть ГРП проводится при освоении из
бурения, т. к. иные методы интенсификации добычи не позволяют ввести их в
эксплуатацию.
На 01.01.2012 г. дополнительная добыча нефти после ГРП на 27 скважинах
(добывающие, не из бурения) составила более 23 тыс. т, или 870 т/операц. Следует
подчеркнуть, что основная часть этих обработок была проведена в 2011 г. (рисунок 2),
соответственно, дополнительная добыча будет быстро увеличиваться в текущем году за
счет накопленного эффекта по ним. Средняя кратность прироста дебита нефти по 27-ми
указанным скважинам составила 3,46 ед., что почти в 2 раза выше показателя для
кислотных разрывов.
Тем не менее, при выполнении ГРП с проппантом в карбонатных коллекторах
Беларуси, наши специалисты сталкиваются с рядом проблем как технологического, так и
геологического плана, серьезно осложняющих процесс гидроразрыва. Рассмотрим
основные из них.
1. Как известно, накопление карбонатных отложений является результатом
химических и биохимических процессов в специфической морской среде при
относительной мелководности палеобассейна. Толщина их варьирует вследствие
воздействия разнообразных (тектонических, палеогеоморфологических, литологических и
др.) факторов. Во время формирования отложений верхнего девона в осадочном чехле
Припятского прогиба накопилась значительная толща (первые сотни метров) карбонатных
пород. Отсутствие смены периодов наступления-отступления моря обусловило
минимальное количество терригенного материала в карбонатном разрезе отложений
месторождений углеводородов, а также зачастую отсутствие значительных глинистых
перемычек и очень высокую однородность пород по разрезу в части упруго-механических
свойств. Все это осложняет процесс гидроразрыва, т. к. трещина ГРП, не встречая
препятствий в виде глинистых барьеров, быстрее развивается в высоту, нежели в ширину
и длину, что порой приводит к ее сужению в интервале перфорации до величин,
неспособных принять закачиваемый проппант значительной концентрации, и,
соответственно, к получению скрин-аута. Также данный фактор означает невозможность
создания протяженной трещины для более качественной связи скважины с удаленной
зоной пласта, повышенный риск прорыва в водонасыщенную зону и большие массы
проппанта, идущие на закрепление непродуктивных выше- и нижележащих пород
(рисунок 3). На нынешнем этапе единственным методом, использующимся в Беларуси для
борьбы с избыточным ростом трещины ГРП в высоту, является снижение вязкости геля.
Однако эффективность данного метода в условиях белорусских карбонатных
месторождений недостаточна, т.к. при работе с маловязким гелем приходится повышать
расходы нагнетания, что также провоцирует избыточный рост в высоту.
Рисунок 3 – Распространенный вариант развития трещины ГРП
в карбонатных породах месторождений Беларуси
2. Ряд карбонатных коллекторов Республики Беларусь имеют настолько развитую
систему мелкой естественной трещиноватости, что при производстве ГРП приходится
сталкиваться с одновременным раскрытием множества небольших трещин ГРП и, как
следствие, избыточными утечками жидкости разрыва в пласт вследствие многократного
увеличения площади фильтрации. Порой они настолько интенсивные, что весь объем
буферной жидкости отфильтровывается в пласт, не создавая достаточно раскрытой
трещины, что приводит к быстрому скрин-ауту при последующей попытке ввода
проппанта. Увеличение вязкости жидкости разрыва в таких случаях неприменимо, т.к.
почти не дает результата, и попутно практически всегда имеет место вышеописанная
проблема. Наиболее реальным способом борьбы с данной проблемой представляется
закупорка упомянутой системы трещин мелкодисперсным материалом (песком) с
последующим проведением собственно ГРП. В качестве яркого примера такого объекта
можно привести скважину 8 Геологического месторождения. Ранее на данном
месторождении была предпринята попытка ГРП (на скважине 6), окончившаяся скринаутом при входе начальной порции проппанта в пласт. Анализ операции показал наличие
сильно развитой системы естественных залеченных трещин, раскрывающихся
одновременно при производстве разрыва. К тому же, очевидна была вероятность развития
трещины ГРП выше продуктивного интервала (рисунок 4).
Рисунок 4 – Литологический разрез, напряжения, данные GK
по скважине 8 Геологического месторождения
В связи с этим, на скважину 8 уже дизайн-проектом работ была предусмотрена
закачка мелкого песка перед ГРП с целью сбить развитие многотрещинности, что и было
реализовано. Анализ и сравнение мини-ГРП, выполненных до и после закачки песка,
показал, что песок выполнил свою функцию в ПЗП: прирост устьевого давления
остановки закачки составил 51 % (рисунок 5), что говорит о значительном повышении
эффективности жидкости разрыва и ограничении роста трещины в высоту. Однако при
проведении основного ГРП все же был получен скрин-аут, но уже на заключительной
стадии закачки проппанта, предположительно по причине аналогичной проблемы
раскрытия множественных трещин в удаленной зоне пласта, не подвергнутой
тампонированию песком.
Рисунок 5 – Графики выполнения мини-ГРП до и после закачки песка
3. На крупнейших месторождениях, десятки лет находящихся в разработке, имеет
место проблема, схожая с предыдущей. Это также катастрофические утечки жидкости
разрыва в пласт, однако, вызваны они не многотрещинностью, а крайне высокой степенью
промытости коллектора после длительной разработки, многочисленных кислотных
обработок и т. д. В результате имеет место не открытие многочисленных мелких трещин и
фильтрация в них, как в предыдущем случае, а утечки по промытым каналам без
раскрытия и приложения избыточного давления. График проведения мини-ГРП выглядит
подобно приведенному на рисунке 6 (скважина 145 Речицкого месторождения). Обсчет
результатов показывает, как правило, чистое давление равное нулю и эффективность
жидкости 3-7 %. От проведения основного ГРП на подобных объектах отказываются в
пользу иных интенсифицирующих обработок (пенокислотные обработки, к примеру).
Рисунок 6 – Проведение мини-ГРП на скважине 145 Речицкого месторождения
4. Карбонатные коллектора месторождений Республики Беларусь часто
представлены отложениями высокой мощности (свыше 50 м), в которых выделяются два и
более интервала нефтенасыщенности. Характер их расположения по разрезу различный –
расстояние между ними составляет от метров до первых десятков метров. К тому же, эти
разобщенные интервалы, как правило, имеют существенные различия по фильтрационноемкостным свойствам (пористость, проницаемость), что затрудняет их совместную
эксплуатацию. Особенно данная проблема актуальна для скважин нагнетательного фонда,
вскрытых несколькими интервалами перфорации, где толщины пласта между верхними и
нижними дырами часто составляют 50-140 м. Указанные мощности вскрываются от 2 до 5
интервалами перфорации, различия по пористости и проницаемости в которых порой
кратны. Это приводит к тому, что из мощной вскрытой толщи пород основная доля
приемистости приходится на небольшие интервалы (до 10-15 м), в оставшуюся же часть
разреза закачиваемая вода практически не поступает. Аналогичная ситуация наблюдается
с добычей продукции одновременно из 2-х и более интервалов – часть нефтеносной толщи
вырабатывается слабее или не дает притока вовсе.
Проведение «слепого» одностадийного ГРП в таких скважинах чревато
получением скрин-аута вследствие конкуренции нескольких трещин ГРП, одновременно
развивающихся по разрезу. В случае же удачного завершения операции, разрыву, как
правило, подвергается лишь один из интервалов. Оптимальным решением в таких случаях
является обособленная обработка каждого пропластка.
В 2011 г. в Беларуси была предпринята попытка такой операции на скважине 147n
Вишанского месторождения. Скважина находилась в освоении после бурения и вскрывает
задонский горизонт, вскрытый двумя разобщенными интервалами перфорации.
Технологическая схема предполагала выполнение 1-го ГРП на нижнем интервале,
пересыпку его песком, выполнение 2-го ГРП на верхнем интервале, восстановление забоя.
ГРП нижнего интервала прошел без осложнений. При производстве же разрыва на
верхнем, была получена гидродинамическая связь с трещиной, созданной в нижнем
интервале. Жидкость разрыва отфильтровалась, трещина достаточной геометрии не была
создана, в результате чего получили скрин-аут. Принимая во внимание отсутствие
глинистых перемычек между интервалами и малое расстояние между ними, можно
утверждать, что такие объекты не подходят для проведения подобных работ. Планируется
продолжение опробования технологии на более подходящих объектах.
5. Стоит упомянуть еще одну особенность белорусских месторождений –
достаточно высокую степень расчлененности тектоническими нарушениями. Данное
обстоятельство осложняет проведение ГРП в том смысле, что поле напряжений, и,
соответственно, ориентация трещины, зачастую отличается даже в скважинах, не
особенно удаленных друг от друга. Существует и другая сторона вопроса – зоны вдоль
тектонических нарушений обычно сложены брекчиевидными породами, через которые в
разлом может отфильтроваться жидкость разрыва, если трещина ГРП будет достаточной
длины. Оба эти фактора послужили (правда, лишь на одной скважине) причиной
получения 2-х подряд скрин-аутов при попытках проведения мини-ГРП на скважине 94
Восточно-Первомайского месторождения. Скважина расположена рядом с узлом
пересечения двух разломов (расстояние до них около 150 м). Анализ проведенных работ, а
также кернового материала, показал, что, несмотря на очень большую глубину (4100 м),
система трещин, которую удалось минимально раскрыть при мини-ГРП, имела
горизонтальную ориентацию – вследствие колоссальных боковых напряжений вблизи
разломов минимальным стрессом являлось вертикальное горное давление (порядка 105
МПа). Имел влияние и второй упомянутый фактор – несмотря на значительные объемы
закачанного геля, скважина после обоих мини-ГРП ничего не отдала при разрядке.
Вероятнее всего, закачанная жидкость просто отфильтровалась по пласту в ближайший
разлом.
Таким образом, можно утверждать, что в условиях нефтяных месторождений
Республики Беларусь технология гидравлического разрыва пласта с закреплением трещин
проппантом является удачным способом стимуляции низкопроницаемых карбонатных
коллекторов с низкими пластовыми давлениями и позволяет ввести в рентабельную
работу скважины, на которых иные методы интенсификации добычи оказались
неэффективны. В то же время, существует целый ряд факторов, характерных для
карбонатных месторождений Беларуси, значительно осложняющих проведение операций
ГРП с проппантом, таких как избыточный рост трещин ГРП в высоту, сильное развитие
многотрещинности, избыточные утечки в пласт и прочие. В РУП «ПО «Белоруснефть»
предпринимается ряд мероприятий, направленных на снижение рисков, связанных с ними.
Наряду с описанными выше, начинает внедряться технология азотно-пенных ГРП,
позволяющая, помимо снижения загрязнения пласта полимером, уменьшить утечки
жидкости разрыва в пласт и несколько ограничить рост трещин в высоту. Кроме того,
планируется в будущем опробовать технологическую схему с совмещением кислотного
разрыва и закрепления протравленных трещин проппантом, путем подбора кислотной
жидкости разрыва с достаточной вязкостью и проппантонесущей способностью, либо
путем последовательной закачки кислотного состава и жидкости-песконосителя.