Оценка результатов газодинамического разрыва пласта при разработке залежей нефти в отложениях карбона

Одно из актуальных направлений деятельности компании ОАО «Татнефть» является разработка отложений карбона. Карбонатные породы, слагающие более 80 % разреза осадочного чехла палеозоя РТ, являются значительным резервом ежегодного прироста запасов [1]. Современное состояние разработки месторождений РТ требует применения альтернативных технологий для увеличения добычи нефти. Решением поставленной проблемы может являться применение технологии газодинамического разрыва пласта (ГДРП).
В данной статье представлены результаты оценки технологии ГДРП в условиях карбоновых отложений. Были отобраны и оценены результаты 56 мероприятий. Была проведена собственная оценка мероприятий по технологии ГДРП. Критериями выборки мероприятий являлись увеличение дебита нефти и снижение обводненности после проведения данной технологии. Критериями отбраковки ̶ простой скважин более 6 мес непосредственно до или после проведения ГДРП и резкое увеличение дебита нефти вследствие замены насоса или его производительности. Следует уточнить, что процессу проведения ГДРП (91 % анализируемых случаев) предшествует перфорация обсадной колонны, поэтому далее ГДРП анализируется в комплексе с этой технологией.
Сначала рассмотрен процесс проведения ГДРП. Действие технологии основано на сгорании пороховых генераторов и образовании высокотемпературных газов, что приводит к раскрытию существующих и образованию новых трещин в пласте. В итоге пласт подвергается механическому, термическому и химическому воздействиям.
Технология ГДРП является комплексной, вследствие этого воздействие на пласт происходит в несколько этапов. На начальном этапе образуется импульс, характеризующийся высоким давлением, амплитудой. На следующем этапе происходит снижение давления в течение нескольких минут. В это время происходит разрушение поверхности трещин с образованием осколков породы в результате механического воздействия. При очередном воздействии столба жидкости образовавшиеся осколки породы перемещаются вглубь трещины, обеспечивая её закрепление после снижения давления [2].
Ряд авторов, в том числе Ю.А. Нифонтов, И.И. Клещенко, А.П. Телков, считают, что технология ГДРП приводит к образованию трещин протяженностью до 30 м, не требующих закрепления [3]. А при использовании пороговых генераторов максимальные размеры создаваемых трещин изменяются от 2 до 15 м.

Так, технология была реализована на месторождениях России и за рубежом. Промысловые испытания технологии ГДРП проводились в условиях «Лангепаснефтегаз». Во всех обработанных технологией ГДРП скважинах получено увеличение дебита нефти на 2,2-31 м3/сут. После применения технологии ГДРП на скважинах, вскрывающие терригенные коллектора Самотлорского месторождения, произошло увеличение дебита от 1,5 до 5,2 раз. На месторождении Белый Тигр (Вьетнам) в условиях терригенного коллектора произошло увеличение дебита от 3 до 9– кратное увеличение дебита нефти.

Распределение количества мероприятий и дополнительной добычи нефти УралТехноТранс рисунок 1

Рис. 1 отражает масштабы применения технологии ГДРП в различных месторождениях. Половина всех обработок приходится на Ромашкинское нефтяное месторождение и одна пятая часть всех обработок ̶на Ново-Елховское. Наиболее эффективными эти обработки оказались на объектах Ромашкинского и Ново-Суксинского месторождений.
Оценка результатов 56 мероприятий показала, что технология ГДРП характеризуется следующими средними показателями. Прирост дебита нефти составил 2,6 м3/сут, продолжительность эффекта ̶ 12 мес, средняя дополнительная добыча ̶ 205 м3, произошло снижение обводненности на 7,2 %.
Согласно таблице, в которой представлены результаты применения технологии ГДРП, наибольшая средняя дополнительная добыча получена в результате обработок терригенных коллекторов (320 и 234 м3 в условиях бобриковско-тульского и бобриковскорадаевского горизонтов соответственно). Кроме того, низкой средней дополнительной добычей характеризуется тульский ярус и карбонатные коллекторы. В общем можно сделать вывод о том, что преобладающее количество успешных обработок проведено в условиях терригенных коллекторов.

Далее рассмотрены условия успешной реализации технологии ГДРП. Для этого построим графики и сделаем многофакторный анализ зависимости дополнительной добычи нефти от геолого-физических характеристик коллектора: глинистости, пористости, проницаемости, нефтенасыщенной толщины, свойства флюида (вязкости нефти) и показателей работы скважины: дебита нефти, обводненности и забойного давления до проведения мероприятия. В качестве геолого-физических параметров взяты их начальные значения (после бурения скважины).

Зависимость эффективности от глинистости рисунок 2

Как видно из рис. 2, эффективность мероприятий снижается как для коллекторов с глинистостью до 5 % так и для слабоглинистых коллекторов (с глинистостью 5-10 %). В интервале глинистости до 2 % отмечен наибольший прирост добычи нефти.
Согласно проведенному многофакторному анализу установлена зависимость дополнительной добычи от глинистости. Выявлена низкая эффективность обработок в интервале глинистости более 5 % при проницаемости пласта менее 1000 мДа. Из 5 обработок в указанном интервале глинистости и проницаемости у одной обработки дополнительная добыча нефти составила 233 м3. В остальных случаях отмечен низкий прирост добычи (от 0 до 13 м3 ).
Кроме того, глинистость коллектора влияет на количество воды, остающееся в призабойной зоне. Так, наибольшей обводненностью характеризуются скважины с глинистостью более 5 %. В скважинах с глинистостью 6,8 и 20 % отмечено увеличение обводненности на 19 и 26 % соответственно.
На двух скважинах (5633 и 1230) отмечаются приток жидкости из интервала перфорации и затрубная циркуляция в зоне обработки пласта после проведения технологии ГДРП.

Ярус, горизонтКолво обра- боток, ед.Дебит неф- ти до, м3/сутДебит нефти после, м3/сутОбводнен- ность до, %Обводнен- ность после, %Ср. доп. добыча нефти, м3Нефтенас. толщина, мПроницаемость, мДаПорис- тость, %Нефтенас-тьГлинистость, %Литология
Верейский горизонт12,02,220,612,3266,015602Известняк
Тульский горизонт62,63,87,85,9193,921222772Песчаник, глинистый песчаник, алевролит
Бобриковскорадаевский  горизонт442,55,449,843,82344,054820763
Бобриковско-           
тульский  горизонт32,35,151,712,63204,921322712 
Турнейский ярус14,46,76,34,1211,5181165 Известняк
Кизеловский горизонт10,31,551,234,8345,4    
Результат применения технологии ГДРП
Зависимость эффективности от пористости пласта Рисунок 3.

На рис. 3 показано, что значительный объём процессов ГДРП (70 %) проведён на
скважинах с пористостью свыше 20 %. В указанном интервале пористости характерен
больший прирост добычи нефти (201 м3).

Зависимость эффективности от проницаемости Рисунок 4.

Как видно из рис. 4, с увеличением проницаемости эффективность обработок увеличивается, это справедливо в отношении низко-, средне-, и высокопроницаемых коллекторов. Скважины по значению проницаемости можно разбить на три группы. Эти группы условно можно отнести к различным литологическим типам.


Группа 1. Проницаемость ̶100-1000 мДа. Группа представлена преимущественно
высокопроницаемыми песчаниками. Для данной группы характерна дополнительная добыча нефти 189 м3. При увеличении глинистости более чем на 5 % наблюдается снижение эффективности технологии ГДРП.


Группа 2. Проницаемость ̶ от 10 до 100 мДа. К данной группе относятся два литологических типа: песчаники и глинистые песчаники. Эффективность технологии снижается для глинистых песчаников и в среднем составляет 99 м3. Для песчаников этой группы характерна более высокая эффективность (в среднем 226 м3).


Группа 3. Проницаемость ̶ менее 10 мДа. Песчаники, глинистые песчаники и алевролиты. Применение технологии ГДРП в алевролитах приводит в среднем к 12 м3 дополнительной нефти, тогда как в песчаных коллекторах – в среднем к 522 м3 нефти.

Низкая эффективность газодинамического разрыва пластов-коллекторов с повышенным содержанием глинистости объясняется склонностью к набуханию глинистых частиц, приводящих к смыканию трещин.

Вязкость нефти, мПа·с Рисунок 5.

Рис. 5 представляет зависимость дополнительной добычи от вязкости нефти, на котором видно, что с увеличением вязкости нефти дополнительная добыча снижается. При вязкости нефти до 80 мПа·с получены большая средняя дополнительная добыча нефти (223 м3).
Применение технологии при вязкости более 30 мПа·с наиболее эффективно при глубине скважины менее 1100 м и нефтенасыщенной толщине менее 5 м (получен средний прирост 325 м3 нефти) и толщине более 10 м (получен средний прирост 428 м3 нефти).
Также выполнен многофакторный анализ влияния параметров работы скважин. В ходе этого анализа было установлено, что с ростом обводненности увеличивается эффективность технологии. В случае среднеобводненных скважин наиболее предпочтительны скважины с забойным давлением до 2 МПа с дебитом нефти более 2 м3/сут (средняя дополнительная добыча нефти 434 м3) и забойным давлением 2-4 МПа и дебитах нефти менее 2 м3/сут. В случае высокообводненных скважин наиболее предпочтительны скважины с забойным давлением от 2 до 4 МПа с дебитом нефти менее 2 м3/сут (средняя дополнительная добыча нефти 565 м3).


Вывод
Применение технологии ГДРП характеризуется приростом дебита нефти 2,6 т/сут и дополнительной добычей 205 м3, произошло снижение обводненности на 7,2 %. Даны рекомендации по дальнейшему использованию технологии. Рекомендуется применять технологию в высокопроницаемых песчаных (с проницаемостью 100-1000 мДа) коллекторах или заглинизированных коллекторах и глинистостью до 5 %.

Применение технологии при вязкости более 30 мПа·с рекомендуется при глубине скважины менее 1100 м, нефтенасыщенной толщине менее 5 м и толщине более 10 м. Рекомендуется применение технологии при обводненности более 40 % и дебитах нефти до 5 м3/сут.


Список использованной литературы

  1. Геология карбонатных сложно построенных коллекторов девона и карбона Татарстана / Р.Х. Хисамов, А.А. Губайдуллин, В.Г. Базаревская, Е.А. Юдинцев – Казань,
  2. – 283 с.
  3. Корженевский А.Г. Инструкция по технологии газодинамического разрыва продуктивного пласта. – Бугульма, 2009. – 29с.
  4. Ремонт нефтяных и газовых скважин / Ю.А. Нифонтов, И.И. Клещенко, А.П. Телков [и др.] ̶С Пб.: Профессионал, 2005. ̶ С. 880-882.