Разработка методов оценки продуктивности скважин и интерпретации результатов исследования после гидроразрыва пласта
На правах рукописи
ТОКАРЕВ АЛЕКСАНДР ПАВЛОВИЧ
РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН И ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
Автореферат диссертации на соискание учёной степени
кандидата технических наук
Тюмень – 2009
Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования “Тюменский государственный нефтегазовый университет” (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию
Научный руководитель - доктор технических наук
Карнаухов Михаил Львович
Официальные оппоненты - доктор геолого-минералогических наук,
профессор
Клещенко Иван Иванович
- кандидат технических наук
Саунин Виктор Иванович
Ведущая организация - Открытое акционерное общество “Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности” (ОАО “СибНИИНП”)
Защита диссертации состоится 12 ноября 2009 г. в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомится в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.
Автореферат разослан 12 октября 2009 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор технических наук, профессор Г.П.Зозуля
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
В последние годы на месторождениях Западной Сибири наблюдается замедление роста добычи газа. В 2004 году рост добычи газа составил 11 % (к уровню предыдущего года), в 2007 году – 9 %, в 2008 году – 2,4 %, в 2009 году – 2,1 %. Для поддержания добычи на достигнутых уровнях в эксплуатацию вовлекается все большее количество низкопродуктивных неоднородных пластов и пропластков. Разработка таких залежей ведется с применением методов интенсификации притока газа, газоконденсата и нефти к забоям скважин, наиболее распространенным из которых является гидравлический разрыв пласта (ГРП).
ГРП позволяет существенно повысить продуктивность скважин вследствие создания канала высокой проводимости, соединяющего продуктивную часть пласта со скважиной.
Развитию теории и практической реализации новых технологических решений при разработке нефтяных и газовых месторождений, связанных с ГРП, посвящено множество исследований как в нашей стране, так и за рубежом. Однако на практике достаточно часто встречаются случаи, когда ожидаемое увеличение продуктивности скважины, рассчитанное на основе идеализированных моделей, не совпадает с фактическим. Это связано с тем, что горно-геологические условия не совпадают с моделями, которые заложены в основу проектирования операций ГРП.
Отмечается достаточно высокий уровень проработки вопросов теории и практики ГРП в нефтяной отрасли. В газовой отрасли этот вид интенсификации пласта только начинает осваиваться и первый опыт ГРП на газовых объектах показал их существенное отличие от нефтяных. В первую очередь это касается того, что механизм закачивания рабочих агентов существенно отличается от ГРП в нефтяных скважинах.
Имеются нерешенные проблемы как в оценке ожидаемой продуктивности скважин, так и при интерпретации кривых восстановления давления (КВД), полученных во время гидродинамических исследований скважин (ГДИ) после ГРП. Поэтому разработка и совершенствование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после ГРП продолжают оставаться актуальной проблемой для газовой отрасли.
Цель работы
Повышение коэффициента газоизвлечения пластов путём применения наиболее информативных методов ГДИ и эффективных методов ГРП.
Основные задачи исследования
1. Изучение особенностей движения газа в пласте до и после ГРП с учётом нелинейности закона фильтрации.
- Разработка усовершенствованной гидродинамической модели фильтрации газа в системе “пласт-трещина-скважина”, позволяющей наиболее достоверно решать стационарные и нестационарные задачи, связанные с технологией ГРП.
3. Разработка методики оценки продуктивности газовых скважин при ГРП с учетом длины и проницаемости трещин.
4. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления давления в газовых скважинах при гидродинамических исследованиях скважин после ГРП и их апробация в промысловых условиях.
5. Совершенствование методов планирования и проведения ГРП в газовых скважинах.
Научная новизна выполненной работы
1. Уточнена модель фильтрации газа и газоконденсата в системе «пласт-трещина-скважина», учитывающая нелинейность потока в прискважинной, переходной и удалённой зонах.
2. Установлено, что нарушение линейного закона фильтрации происходит, в основном, в близлежащих к стволу скважины зонах (от 1,5 до 15 м). Показано, что необходимо применять квадратичную зависимость для течения газа в призабойной зоне пласта (ПЗП), а закон Дарси – в удалённой зоне.
3. Предложены научно обоснованные и экспериментально подтверждённые зависимости расчета параметров пласта по индикаторным кривым (ИК) и КВД, записываемых в скважинах до и после ГРП с выявлением участков, характеризующих плоскопараллельное, переходное и радиальное течения.
4. Доказано, что при ГРП в газовых скважинах механизм формирования трещин существенно отличается от ГРП в нефтяных скважинах, которые характеризуются малой раскрытостью, за счёт различий вязкости нефти и газа.
Практическая ценность работы
Предложена гидродинамическая модель движения жидкости в системе “пласт-трещина-скважина” для оценки гидродинамических свойств пластов, продуктивности скважин и интерпретации данных гидродинамических исследований скважин.
Методика оценки продуктивности скважин после ГРП и интерпретации данных ГДИ апробирована в условиях Ямбургского месторождения. Результаты исследований позволили уточнить параметры гидродинамической модели разработки месторождения.
Апробация результатов исследований
Результаты исследований докладывались и обсуждались на конференциях: Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири (г. Тюмень, ФГУП “ЗапСибНИИГГ”, 2006 г.); Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных месторождений (г. Тюмень, 2008 г. – II научно-техническая конференция SPE); Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (г. Тюмень, 2009 г. – III научно-техническая конференция SPE); 63-тья Студенческая Всероссийская научная конференция “Нефть и Газ - 2009” (г. Москва, РГУ им. Губкина, 2009 г.); на ежегодных конференциях ТюмГНГУ (2006 – 2009 гг.) и на заседаниях кафедры “Разработка газовых и газоконденсатных месторождений” в Институте нефти и газа ТюмГНГУ (2007 – 2009 гг.).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе две статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка использованных источников, включающих 127 наименований. Работа изложена на 152 страницах машинописного текста, содержит 72 рисунка и 10 таблиц.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении приведена характеристика работы, обоснована её актуальность, поставлена цель и сформулированы основные задачи исследования, а также обоснованы методы их решения. Показана научная и практическая значимость результатов исследования.
В первом разделе рассмотрены проблемы эксплуатации скважин северных месторождений газа и газоконденсата и состояние их разработки.
Анализ проблем показал, что в настоящее время основная добыча газа (более 90%) на северных месторождениях России осуществляется за счет разработки крупных месторождений Медвежье, Уренгойское и Ямбургское. Одной из важных проблем разработки этих месторождений является одновременное обеспечение высоких уровней и темпов добычи газа и конденсата при наиболее полном их извлечении из недр и высоких технико-экономических показателей работы предприятий.
Один из путей решения этих задач — широкое внедрение в практику разработки газоконденсатных месторождений эффективных методов воздействия на прискважинную зону пласта в скважине.
Опыт разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что можно в значительной мере увеличить дебит отдельных скважин за счет интенсификации притока, улучшения техники и технологии вскрытия пласта, усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин.
Большинство из методов интенсификации были апробированы на скважинах Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). В последние годы применялись следующие методы воздействия на ПЗП: химические (кислотные, щелочно-кислотные обработки), физико-химические (термокислотная обработка), физические (повторная и дополнительная перфорации, акустическое воздействие на пласт, мини-гидроразрыв) - табл. 1.
Таблица 1 - Виды воздействия на ПЗП в 2004 – 2008 гг. на Уренгойском
НГКМ
| Вид обработки | Количество обработок, шт | Положитель-ный эффект, шт | % успешности |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Повторная и дополнительная перфорация | 169 | 88 | 52 |
| Акустическое воздействие на ПЗП | 22 | 10 | 45,4 |
| Химические методы воздействия на ПЗП | 80 | 18 | 22,5 |
| Интенсификация с помощью генератора колебаний | 4 | 0 | |
| Освоение с помощью азота | 10 | 0 | |
| Разглинизация по методике СП «Петросах» | 2 | 1 | 50 |
| Термообработка ПЗП | 1 | 0 | |
| Пневмоимпульсная обработка по методу ОКБ «Пламя» | 2 | 0 | |
| ИТОГО | 291 | 117 | 40 |
Наиболее часто применяемым способом являлась повторная перфорация зарядами ПР-43 при сниженном уровне рабочей жидкости, либо перфорация в нефтяной среде при поднятых НКТ зарядами ПКС-80. Успешность интенсификации при применении этих зарядов составляла в целом около 30%. Применялись заряды повышенной пробивной способности, такие как КПРУ-65, ПК-105С. Это позволило увеличить успешность проводимых работ по интенсификации до 64%.
Успешность ГРП, как метода воздействия, неоднозначна. Принятая в практике разработки газовых месторождений методика расчёта продуктивности и дебита скважин основывается на двучленном законе фильтрации и не учитывает тот факт, что нарушение закона Дарси происходит не во всей зоне пласта, а только в ПЗП. Это приводит к значительным ошибкам при оценке параметров по ГДИ в скважинах с ГРП, когда в пласте возникает несколько зон с различными видами течений. Смена режимов течений в отдельных зонах, связанных с нарушением закона фильтрации Дарси, пока не исследована. Это и является предметом настоящего исследования.
В работе выполнен анализ проблем применения ГРП для условий Ямбургского НГКМ, в результате которого выявлено влияние строения пласта на конфигурацию трещин при ГРП.
Во втором разделе рассматриваются законы фильтрации при стационарных исследованиях. Определены границы применимости линейного закона фильтрации при движении газожидкостных смесей и влияние нарушения закона фильтрации на ИК, выполнен анализ работы скважин с выделением различных областей фильтрации, приведены примеры распределения давления в пласте при притоке газа с учётом изменения коэффициента сжимаемости газа и притока газа к скважине с трещиной ГРП.
Исследование скважин на установившихся режимах основано на поэтапном замере дебитов и депрессий на пласт путём изменения диаметров штуцеров (или шайб) на устье. В нефтяных фонтанных скважинах поступление жидкости на поверхность происходит за счёт повышенного пластового давления (превышающего гидростатическое). В газовых – повсеместно даже при малых пластовых давлениях обеспечивается фонтанный режим эксплуатации.
Основным уравнением, используемым при анализе результатов замеров, является закон Дарси, который для радиального потока имеет вид:
, (1)
где Pпл – пластовое давление, Па; Рз – забойное давление, Па; q – дебит скважины, м3/сут; µ - вязкость газа, Па·с; k - проницаемость, м2; h – толщина пласта, м; rк – радиус контура питания, м; z – коэффициент сверхсжимаемости; rс – радиус скважины, м.
На рис. 1а показаны диаграммы ИК при линейной зависимости Р=f(Q), полученной при отработке скважины на режимах. По наклону прямой А рассчитывается гидропроводность пласта (А – линейная апроксимация данных давление-дебит, – угол наклона А):
. (2)
Рисунок 1 – Типовые диаграммы ИК при линейном законе фильтрации
Если ИК искривляется (как на рис. 1б), то для газового объекта это свидетельствует о том, что необходимо применить квадратичную зависимость, учитывающую существенное изменение объёмного коэффициента газа. При этом построение ИК в координатах Р2 – f(Q) даст прямую линию (рис. 1в).
В случае нарушения закона фильтрации Дарси ИК обычно представляется в виде графиков, приведённых на рис. 2а.
Индикаторная кривая начинается не с начала координат, а с точки А. По длине отрезка А определяется гидропроводность пласта.
Рис. 2 – Примеры диаграмм ИК для случая нарушения закона
фильтрации (Дарси)
В отечественной и зарубежной литературе определение характеристик пласта (гидропроводности, проницаемости и др.) основано на указанном подходе. Однако, многочисленные исследования скважин на Ямбургском, Уренгойском и других месторождениях показали, что реальные данные далеко не всегда совпадают с принятыми закономерностями. Особенно существенно отличие при исследовании газоконденсатных скважинах. На рис. 2б показаны такие ИК, где искривление ИК начинается не с начала координат, а с какого-то момента времени (точка С). При этом: 
, 1 - 
, 2 - 
.
Показано, что необходимо строить графики ИК для указанного случая как на рис. 2в. При этом возможно определение параметров пласта как в зоне линейной фильтрации, так и – нелинейной.
Особенности формирования плоскопараллельного потока при ГРП в околотрещинной зоне при нарушении закона фильтрации состоит в том, что здесь при достижении скорости фильтрации, равной критической, сразу появляется высокое сопротивление во всей зоне плоскопараллельного потока. А именно, поскольку по мере увеличения депрессии скорость фильтрации растёт в соответствии с законом:
, (3)
тогда после достижения критической скорости, Vкр, уравнение притока примет вид:
, (4)
или после интегрирования и замены скорости фильтрации на дебит получим:
, (5)
где l – длина трещины, м; – коэффициент формы; – плотность, кг/м3; Х – координата в зоне линейной фильтрации, м.
Таким образом, как видим, давление в зоне плоскопараллельного потока хотя и остаётся линейно возрастающей функцией, но темп его роста резко изменяются.
Влияние геометрии потока и проницаемости пласта на кривые распределения давления (КРД) показаны на графике – рис. 3. Параметры КРД следующие: L = 200 м, К = 0,1 мкм2; а на рис. 3б: L = 200 м, K = 0,2 мкм2. Дебит (Q, м3/сут) для этих графиков соответственно равен: 1. – 100; 2. – 200; 3. – 300; 4. – 400; 5. – 500. Сплошные тонкие линии на графиках соответствуют КРД для скважин без ГРП.
В плоскопараллельной зоне течения редко наблюдаются потоки с нарушением закона фильтрации. Тем более это не происходит в радиальной и переходных зонах, где площадь поверхности, через которую фильтруется газ гораздо больше, чем в зоне плоскопараллельного потока.
Расчёты показывают, что в удалённой зоне нарушение фильтрации практически не происходит. Таким образом, течение при наличии трещины ГРП в большинстве случаев следует рассматривать как течение по закону Дарси.
За счёт чего же тогда происходит искривление кривых на индикаторных диаграммах в скважинах? Исходя из вышеизложенного, следует, что основная причина этого искривления ИК в скважине с ГРП – влияние коэффициента сверхсжимаемости и вязкости газа.
Удельное сопротивление в зоне плоскопараллельного течения имеет вид:
, (6)
где l – длина трещины, м; X – координата, м; X – интервал фильтрации жидкости, м.
Рисунок 3 - Графики распределения давления в пласте при работе
скважины с ГРП (а – зона плоскопаралельного течения, б –
переходная зона, с – зона радиального потока)
В зоне радиального течения удельное сопротивление равно:
, (7)
которое изменяется по мере удаления от скважины.
Зона плоскопараллельного течения (длиной Х1) обычно принимается равной не более длины трещины, то есть: X1 = l1. Зона радиального течения начинается на расстоянии не менее двух длин трещины, то есть: X2 = 2X1. В переходной зоне сопротивление потоку принято как промежуточное значение между сопротивлением в дальней и ближней зонах. На основе данного метода по определению сопротивлений в различных зонах фильтрации получены соответствующие зависимости для давления и дебита. На рис. 4 представлены индикаторные кривые, соответствующие фильтрации: 1 – в условиях действия закона Дарси; 2 – в условиях нарушения закона Дарси при дебите Q > 200 тыс.м3/сут; 3 – в условиях влияния нарушения закона Дарси во всех зонах.
Нарушение закона фильтрации, начинающееся с определённого расхода, происходит скачком (кривая 2), так как скорость фильтрации в плоскопараллельной зоне распространяется сразу на всю эту зону, что не происходит в радиальных системах.
В третьем разделе рассматриваются процессы, связанные с нестационарными исследованиями в газовых скважинах. Решения базируются на принципах, изложенных в работах Синко-Лея, которые предложены для описания работы нефтяных скважин с ГРП. В данной работе сделаны поправки на влияние нарушения закона фильтрации в плоско-параллельной зоне. Представлены графические методы анализа данных ГДИ с построением графиков в лог-лог шкалах и декартовых координатах для исследования скважин с проведёнными в них ГРП.
Идентификация различных видов течений по данным изменения давления при испытаниях скважин – важнейшие дополнительные возможности при анализе данных ГДИ. Эти течения фиксируются по данным давлений, записанным в скважинах с ГРП.
Рассмотрена так же задача исследования скважин на установившихся режимах, основанных на поэтапном замере дебитов и депрессий на пласт путём
изменения диаметров штуцеров (или шайб) на устье при фонтанной
Рисунок 4 – Индикаторные кривые: 1,2 – в скважине с ГРП; 3 – в
скважине без ГРП
эксплуатации или изменения режима работы глубинных насосов при механизированной добыче.
При стационарных методах, интерпретация осуществляются нанесением точек Qi и Pi на график ИК (рисунок 5). Затем по наклону прямой рассчитывается гидропроводность пласта.
Недостатком такого подхода для оценки гидропроводности (проницаемости) и других параметров пласта является то, что не всегда удается получить стабилизированный режим отработки скважины и, кроме того, на процесс притока существенно влияет скин-эффект, величина которого не определяется по ИК.
На практике рассмотренный прием оценки параметров пласта вынуждены применять и при записи нестационарного процесса роста давления на забое во время исследований по восстановлению уровня жидкости в затрубном пространстве. Восстановление уровня фиксируется после резкого снижения давления в остановленной скважине путем, например, компрессирования. Тогда полученная кривая притока (которая называется “кривая восстановления уровня”, её называют и “кривая восстановления давления”) представляется в виде отдельных периодов работы скважины на некоторых «постоянных» режимах (рисунок 5).
Рисунок 5 - Кривые восстановления уровня, представляемые в виде ИК
Подобный подход вынужденный, так как в настоящее время нет пригодных методик для обработки КВУ – то есть исследования нестационарного процесса восстановления уровня жидкости в скважине при создании скачка депрессии. А замеры проводить с применением традиционных методов, таких как запись КВД после отработки скважины, на практике часто неосуществимы из-за необходимости останавливать работающие скважины на длительное время, установки специального оборудования, подъема скважинного оборудования и т. д.
Однако ошибки и неточности определения параметров пласта при применении методов ИК для обработки КВУ существенны.
В данной работе рассмотрена возможность применения метода эталонных кривых притока для определения гидропроводности. Известны обобщенные кривые давления (эталонные кривые), построенные впервые Кохлхассом Ч.А. (рис. 6, кривые 13 - 16). На рис. 6 
- относительное давление, tб – безразмерное время, Сб – безразмерная ёмкость ствола скважины.
, (8)
где Рпл, Р0, Рс, Па – пластовое давление, начальное давление притока, текущее давление притока.
, (9)
где k – проницаемость, м2; m – пористость; – вязкость, Па*с; – сжимаемость, Па-1; rс – радиус скважины, м.
. (10)
где rок – внутренний радиус обсадной колонны, м; – удельный вес, Па/м; h – толщина пласта, м.
Купером Г.Х. построены кривые (5-12) на данном графике, соответствующие более низким значениям ёмкости ствола скважины.
В данной работе расширен диапазон кривых до ещё более низких значений ёмкости (1-4), соответствующих притокам в ствол скважины при полном его заполнении (то есть, когда поступление жидкости в ствол происходит за счёт сжатия её в скважине). Но самое главное состоит в том, что кривые (1 - 4), по существу, отражают работу газовых скважин при мгновенном пуске их в работу скачком депрессий.
Методика расчёта параметров пласта сводится к нанесению точек на график эталонных кривых: Рб - lgt. Построения выполняются в том же масштабе, что и выполнен график эталонных кривых.
В таблице 2 приведены значения параметра ёмкости ствола скважины и скин-эффекта - S, соответствующие кривым 1 – 15 на графике (рисунок 6).
Рисунок 6 - Интерпретация КВУ (
, 
- безразмерные величины)
Таблица 2 - Значения параметра ёмкости ствола скважины и скин-
эффекта
| Номер кривой | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| Сбе2S | 10-4 | 10-3 | 10-2 | 10-1 | 100 | 100,5 | 101 | 101,5 | 102 | 103 | 105 | 1010 | 1020 | 1030 | 1040 |
| Условия замеров | Работа с пакером, S=0 | Работа без пакера, S0 | S=0 | ||||||||||||
Подбирая схожую эталонную кривую, совпадающую с данными КП, определяется 
. Затем устанавливается соответствие между фактическим t на графике КП и безразмерным временем tб/Сб и определяется проницаемость. Данная методика, наряду с проницаемостью, позволяет определить пористость пласта.
На примере скв. № 612 пласта БП102 Северо-Губкинского месторождения показан способ определения гидропроводности по методу эталонных кривых притока. После достижения постоянства состава поступающей из пласта жидкости при непереливающем притоке в скважине определены плотность нефти и минерализация воды (0,840 г/см3 и 1,007 г/см3 соответственно). Начальный динамический уровень составил Н
= 1210 м. Прослеживание уровня велось в течение 12,5 часов. Конечный динамический уровень составил Н
=1022 м. Средний дебит Q
= 5,97 м3/сут при Н
= 1116 м. Общий объём отобранной из пласта жидкости с учётом свабирования: 14,2 м3.
График КВУ (рисунок 6), записанной при испытании этого пласта и построеной в полулогарифмических координатах, нанесён на график эталонных кривых. Для расчётов выбраны соответствующие значения параметров, взятых из графика, равные:
, 
; t = 10 час.
Гидропроводность пласта равна:
= 
.
Аналогично выполнена обработка и еще по двум объектам, испытанным в данной скважине. В целом интерпретация полученных диаграмм уровней жидкости в скважине № 612 Северо-Губкинского месторождения отражена в виде параметров гидропроводности пластов, приведеным в таблице 3. Приведены и результаты обработки КВУ по принятой в настоящее время методике.
Таблица 3 - Гидропроводность пластов определённая 2-мя разными
способами
| № объекта | Расчет по индикаторным кривым (мкм2*см)/(МПа*с) | Расчет по эталонным кривым притока, (мкм2*см)/(МПа*с) |
| 1 | 4,71 | 11,6 |
| 2 | 4,72 | 17 |
| 3 | 2,72 | 17,3 |
Отличие в полученных результатах существенно. Разница в определяемых параметрах объясняется неверными результатами обработки по схеме ИК. Данные давления на забое, зарегистрированные манометром, не достигли состояния стабилизации и не получены, так называемые, “установившиеся режимы” испытания. Поскольку метод эталонных кривых не зависит от стабилизации давления, то параметры пласта по этому методу более точно отражают фильтрационные свойства пластовых сред.
В четвёртом разделе рассматривается вопрос о применении ГРП - одного из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин, который в настоящее время достаточно широко применяется в нефтяной промышленности. В газовой промышленности этот метод находится на начальной стадии освоения. Большая часть способов проведения и расчётов при планировании ГРП взяты из опыта работ в нефтяных скважинах. Первые проведённые операции по ГРП на газовых объектах выявили существенные их особенности и отличия от нефтяных объектов. На рис. 7 показана конфигурация трещин для газового а) и нефтяного б) пластов.
В первом случае трещины являются узкими и более вытянутыми по простиранию и толщине пласта, а во втором - широкими по раскрытости и менее длинными. Параметры таких трещин существенно различаются.
Рисунок 7 - Конфигурация трещин, получаемых при ГРП скважин
газовых - а) и нефтяных - б)
Разработана методика планирования операций ГРП в зависимости от необходимости получения того или иного дебита, определения режима закачки рабочих агентов (жидкости разрыва и проппанта), которые определяют форму и конфигурацию трещины.
Результаты ГРП на нефтяных месторождениях Тюмени свидетельствуют о том, что конфигурации трещин, проектируемых при планировании операций зарубежными фирмами, не всегда соответствуют получаемым дебитам в результате проведения операций. Выяснилось, что вид трещин существенно зависит от структуры слоев расчленённого продуктивного пласта.
Доказано, что на практике маловероятно, что все пропластки одновременно повергаются разрыву. Сначала происходит разрыв в одном из них. Тот факт, что только один из пропластков подвергается ГРП, можно объяснить так:
- во всех пропластках одновременно не могут раскрыться все микротрещины при достижении давления разрыва пласта;
- когда в одном из пропластков образуется трещина, то она начинает поглощать закачиваемую жидкость, при этом происходит резкое падение давления на устье, а дальше закачка ведется при новом значении давления, меньшем давления разрыва пласта-коллектора. При этих условиях микротрещины в соседних пропластках не могут раскрыться с образованием новых трещин.
Дизайн трещины, например, для трехслойного пласта имеет какой-то из указанных на рисунке 8 видов. Такая конфигурация трещин более соответствует конечным дебитам скважины после ГРП.
Рисунок 8 - Модели распространения трещины в скважине с
однородными свойствами пласта и пропластков
Если же пропластки имеют разные, существенно отличающиеся размеры, то развитие трещины не обязательно должно формироваться в центральной зоне, как это делается всеми фирмами мира (Шлюмберже, Халибуртон, Би-Джи и др.). Как выяснилось, трещина начинает формироваться против наиболее широкого по толщине пропластка.
В результате данных исследований разработана технология выбора скважин и режимов ГРП для различных типов коллекторов. При этом предусмотрено следующее:
1. В монолитных пропластках, изолированных мощными глинистыми перемычками, основной разрыв происходит по одному из пропластков. Чтобы были разорваны все пропластки, необходимо, последовательно их рвать с отсыпкой.
2. Если пропластки имеют разные толщины, то при гидроразрыве прорвется пласт наибольшей толщины.
3. Если пласт находиться в нижней части разреза, то необходимо выполнить щадящий разрыв, чтобы не прорвать глинистую перемычку и не подтянуть воду. Но лучше всего сделать отсыпку и выполнить разрыв по обычной схеме.
В целом выполненные разработки опробованы при проведении исследований скважин и планировании ГРП на Уренгойском месторождении.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Для изучения процессов фильтрации жидкостей и газов в системе “пласт – трещина – скважина” разработана модель, основанная на численном анализе стационарных и нестационарных процессов движения флюидов в пласте до и после ГРП, которая учитывает нелинейность закона фильтрации.
2. Установлено, что нарушение линейного закона фильтрации происходит только в близлежащей к стволу скважины зоне размерами от 1,5 до 15 м. Показаны соответствующие этим условиям виды ИК и предложен способ интерпретации таких кривых. Это особенно важно при замерах в скважинах с ГРП, где формируется три вида потоков в пласте: плоскопараллельный, переходной и радиальный.
3. Показано, что при значительных изменениях депрессии на пласт искажение ИК связано с существенным изменением коэффициента сверхсжимаемости в зависимости от распределения давления в пласте. Усреднение этого параметра, как это делается в стандартных схемах расчёта, приводит к ошибкам при определении продуктивности пласта в 1,2 1,5 раза.
4. Разработана методика оценки продуктивности скважин и параметров пласта при мгновенном пуске скважин со скачком депрессии, основанная на эталонных кривых, являющихся точным решением уравнения диффузии. Такие КВУ обрабатываются в настоящее время по схеме ИК, что приводит к существенным ошибкам.
5. Показано, что при ГРП в газовых скважинах механизм создания трещины существенно отличается от ГРП в нефтяных скважинах. Технология проведения ГРП в этих скважинах связана с более поздним режимом закачивания проппанта (в нефтяных скважинах через 5-10 минут после начала операции, в газовых - через 30-40 минут). Доказано, что трещина формируется и создаётся наибольшей протяжённости в одном из монолитных пропластков. При различной их толщине – в самом мощном. Поэтому предлагается последовательно для разрыва всех пропластков осуществлять несколько работ с предварительной отсыпкой забоя проппантом.
6. Предложенные методы расчёта и технологии ГРП опробованы в условиях Уренгойского НГКМ.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных изданиях:
1. Кустышев А.В. Опыт работ по гидравлическому разрыву пласта на Ямбургском месторождении / А.В. Кустышев, А.П. Токарев, Е.А. Орлов, Д.А. Кустышев, В.Б. Обидиов, О.В. Сизов // Применение современных методов исследований пластов и скважин при решении задач разработки нефти и газа: Сб. трудов кафедры “Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений” – г. Тюмень: Издательство “Восток Бук”, 2004 г. - вып.1. - с.191-193.
2. Кряквин Д.А. Проблемы эксплуатации газовых скважин Заполярного месторождения / Д.А. Кряквин, А.В. Кустышев, А.П. Токарев // “Труды кафедры РЭГМ”: Выпуск 3. - г.Тюмень, изд. ТюмГНГУ, 2006 г. – с.134-145.
3. Карнаухов М.Л. Совершенствование методов гидропрослушивания скважин на основе решения уравнения диффузии / М.Л. Карнаухов, Е.М. Волкова, А.П. Токарев, Е.Е. Евстрахина // “Труды кафедры РЭГМ”: Выпуск 3. - г. Тюмень, изд. ТюмГНГУ, 2006 г. – с.22-27.
4. Карнаухов М.Л. Совершенствование методов гидропрослушивания скважин на основе решения уравнения диффузии / М.Л. Карнаухов, Е.М. Волкова, А.П. Токарев, Е.Е. Евстрахина // “Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири”. - г. Тюмень, ФГУП ЗапСибНИИГГ, 2007 г. – с.243-246.
5. Токарев А.П. Исследование скважин на стационарных режимах / А.П. Токарев, М.Л. Карнаухов // “Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных месторождений”: Конференция молодых специалистов. - г. Тюмень, изд. ТюмГНГУ, 2008 г. - с. 43-47.
6. Токарев А.П. Обзор типов ГРП / А.П. Токарев, Е.М. Пьянкова, М.Л. Карнаухов // “Сборник трудов кафедры РЭГМ”. - г. Тюмень, изд. ТюмГНГУ, 2008 г. - с.45-50.
7. Токарев А.П. Интерпретация кривых восстановления уровня / А.П. Токарев // “Известия вузов”. - г. Тюмень, изд. ТюмГНГУ, № 4, 2009 г. - с.25-28.
8. Токарев А.П. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления уровня при исследовании скважин в процессе разработки нефтяных месторождений / А.П. Токарев, Е.М. Пьянкова // “Нефтяное Хозяйство” Россия. - М, №3, 2009г. - с. 42-43.
9. Чивилёва О.В. Определение продуктивности скважины с учётом изменения коэффициента сжимаемости газа / О.В. Чивилёва, Е.М. Пьянкова, А.П. Токарев // “III научно-техническая конференция Современные технологии для ТЭК Западной Сибири”. - г. Тюмень, 2009г. - с. 185-186.
10. Кустышев А.В. Пат. 23064112РФ.Е21В43/26. Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины / А.В. Кустышев, В.Б. Обидиов, Г.П. Зозуля, Д.А. Кряквин, А.В. Афанасьев, С.Г. Кочетов, А.П. Токарев, Е.Ю. Лахно (РФ). - №2005140129, Заяв. 21.12.05; Опубл. 20.09.07, Бюл.№26.
Соискатель А.П.Токарев
