ВЛИЯНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ИНТЕНСИФИКАЦИЮ ДОБЫЧИ НЕФТИ В СКВАЖИНАХ

АННОТАЦИЯ

На сегодняшний день большая часть запасов нефти и газа является трудноизвлекаемой, то есть находится в залежах, приуроченных к низкопроницаемым и слабодренируемым коллекторам. Одним из методов интенсификации добычи, позволяющих сделать извлечение нефти из подобных залежей рентабельной, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Метод был открыт еще в середине прошлого века, но его актуальность в наши дни только возрастает.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, интенсификация добычи нефти, проницаемость пласта, скин-фактор, жидкости гидроразрыва.

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией — снижение проницаемости призабойной зоны пласта. Так называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта. Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Для повышения нефтеотдачи пласта, интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин используется метод гидровлического разрыва пласта или фрекинга. Технология заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте под действием подаваемой в него под давлением жидкости для обеспечения притока добываемого флюида к забою скважины. После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает – либо же существенно снижается депрессия. Технология ГРП позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных средств повышения производительности скважин, поскольку приводит не только к интенсификации выработки запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и, при определенных условиях, позволяет существенно расширить эту зону, приобщив к выработке слабо дренируемые зоны и пропластки – и, следовательно, достичь более высокой конечной нефтеотдачи.

Метод заключается в создании системы трещин в плодородном пласте путем закачки жидкости разрыва при давлении, превосходящем давление разрыва пласта, для увеличения притока добываемого флюида (газа, нефти, газоконденсата либо их смеси) к забою скважины. Успешное применение ГРП на месторождениях в большинстве случаев приводит к резкому увеличению дебита добывающей скважины. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами становится экономически невыгодной или трудноосуществимой. Также в настоящее время ГРП применяется и для разработки новых нефтегазовых пластов, извлечение углеводородов из которых традиционными методами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов, например, из-за низких показателей проницаемости горных пород.

При создании трещины жидкость разрыва закачивают в ствол скважины с высоким темпом для увеличения давления в перфорационных каналах выше давления гидравлического разрыва пласта. Дальнейший рост трещины может продолжаться при давлении, называемом давлением распространения трещины, равном сумме напряжений в пласте, падения эффективного давления и перепада давлений в призабойной зоне. В свою очередь, последние два давления зависят от вязкого течения жидкости, поэтому для образования и распространения трещины важны свойства жидкости разрыва. Идеальный флюид для гидроразрыва должен быть совместим с породами и жидкостями пласта, создавать достаточный перепад давлений по длине разрыва для формирования широкой трещины, обеспечивать транспортировку проппанта в трещину, разрушаться после ГРП, образуя флюид с низкой вязкостью для очистки призабойной зоны после обработки, и быть экономически эффективным.

Сильное стимулирующее действие гидроразрыв пласта оказывает на режим работы окружающих скважин, есть множество примеров, когда доля вклада окружающих скважин в получение дополнительной добычи нефти превышала 30%. В расчлененных пластах наблюдался рост стимулирующего воздействия, в застойных или недренируемых зонах пласта. А снижение дебита жидкости после ГРП во многих скважинах чаще всего происходит из-за несоответствия между закачкой и отбором жидкостей, то есть из-за неэффективной системы ППД. В низкопроницаемых и неоднородных коллекторах результаты проведения ГРП неоднозначны: имеются примеры как положительного эффекта после проведения ГРП в скважинах, приближенных к нагнетательным, так и множество отрицательных. В однородных продуктивных пластах увеличение длин трещин и их приближение к нагнетательным скважинам может привести к отрицательному результату, связанному с резким ростом обводненности. Наряду с успешными повсеместно встречается множество неудачных работ, связанных, как правило, с преждевременным обводнением скважин. Нередки и операции, заканчивающиеся прямым ущербом, когда после ГРП не только не повышается продуктивность скважин, но они полностью обводняются с проблематичным осуществлением работ по водоизоляции притоков.

Это определяет необходимость тщательного изучения принципов подбора скважин, особенностей технологии проведения операций и влияния окружающих скважин.

Рассмотрим факторы, определяющие целесообразность применения ГРП.

Основным фактором, определяющим необходимость проведения ГРП в скважинах, является неполучение на них ожидаемого в соответствии с регламентами бурения скважин (известными коллекторскими свойствами пласта) дебита нефти. Низкая продуктивность скважин обычно связана с повреждением призабойной зоны пласта, вызванным действием промывочной жидкости при бурении, закупоркой пор пород во время эксплуатации, глушением скважин при подземных и капитальных ремонтах. Невысокая продуктивность скважин также может быть связана с низкими коллекторскими свойствами призабойной зоны пласта. Возможно также снижение проницаемости в ПЗП за счет деформации коллекторов, имеющих высокую глинистость и подверженных наиболее высоким перепадам давления в ПЗП. Поэтому при планировании ГРП немаловажной задачей является оценка причины неполучения проектных показателей добычи нефти в конкретных скважинах.

Успех или неудача ГРП часто зависит от качества выбранной скважины. Выбор подходящей скважины часто приводит к успеху, а выбор «плохой» скважины обычно приводит к экономическим потерям. Чтобы выбрать наилучшую скважину для проведения ГРП, инженер-проектировщик должен учитывать множество факторов.

Наиболее важными параметрами для ГРП являются проницаемость пласта, распределение напряжений в пласте, вязкость пластовых флюидов, скин-фактор, пластовое давление, глубина залегания коллектора и состояние ствола скважины. Скинфактор определяет состояние пласта: был ли он подвергнут обработке или поврежден. Если скин-фактор положительный, то пласт поврежден — такая скважина может быть «подходящим кандидатом» для проведения ГРП.

Наилучшие пласты для ГРП содержат значительные геологические объемы нефти и газа, но требуют увеличения коэффициента продуктивности скважин. Такие пласты имеют мощную продуктивную толщу, давления от среднего до высокого, барьеры напряжений, ограничивающие вертикальный рост трещины, а также зону низкой проницаемости либо зону повреждений.

Пласты, плохо подходящие для ГРП, содержат малые геологические объемы нефти и газа из-за малой мощности продуктивной толщи, низкого пластового давления или небольшой площади. Из коллекторов с чрезвычайно низкой проницаемостью нельзя добыть достаточное количество углеводородного сырья для компенсации всех затрат на бурение и заканчивание скважин даже при успешном гидроразрыве пласта, поэтому такие коллекторы не являются «хорошими кандидатами» для проведения ГРП.

Семейство жидкостей для ГРП состоит из жидкостей на водной и нефтяной основах, кислот и пен. В таблице 1 указаны типы и области применения флюидов для гидроразрывов. Важными параметрами являются вязкость жидкости (обычно 0,05 – 1 Па с), чтобы создать широкую трещину (5 – 25 мм) и транспортировать в нее проппант (на расстояние от десятков до сотен метров), и плотность. Плотность флюида влияет на устьевое давление закачки и обратный приток флюида из пласта после обработки. Для очистки коллекторов с низким пластовым давлением могут применять флюиды с низкой плотностью (такие как пены). В жидкости разрыва могут добавляться различные химические реагенты для увеличения эффективности операции. В таблице 2 представлены типичные добавки к полимерной жидкости на водной основе [8].

 Проппанты или расклинивающие агенты «расклинивают трещину в открытом состоянии» после того, как выключают насосы, и трещина начинает смыкаться.

Таблица 1.

Жидкости гидроразрыва и условия их применения

Проппант идеальный является прочным, стойким к раздавливанию, коррозионностойким, имеет низкую плотность и легкодоступен при низких затратах. Продукты, которые лучше всего удовлетворяют этим требованиям: кварцевый песок, суперпесок, зерна которого покрыты специальными смолами, и керамические проппанты. Кварцевый песок добывают в карьерах.

В каждом конкретном случае применения песок должен быть проверен на необходимую прочность на сжатие. Как правило, песок применяется для расклинивания трещин в неглубоких пластах. Песок намного дешевле, чем другие виды проппантов.

Суперпесок имеет повышенную прочность и применяется там, где требуется высокое сопротивление сжатию, чтобы минимизировать раздавление зерен проппанта. Покрытие зерен песка смолой позволяет образовать в трещине агломераты зерен, препятствующих выносу проппанта в ствол скважины. Суперпесок дороже, но его эффективная плотность ниже, чем у обычного песка. Керамические проппанты подразделяют на: — легкие проппанты; — проппанты средней прочности; — проппанты повышенной прочности из спеченного боксита. Прочность керамического проппанта пропорциональна его плотности. Керамические проппанты применяют для гидроразрыва в глубоких (> 2440 м) скважинах, где высокие напряжения в пласте приводят к большим нагрузкам на расклинивающие агенты.

Таблица 2.

Химические добавки к жидкостям гидроразрыва

Гидравлический разрыв пласта всегда повышает коэффициент продуктивности скважины, а при определенных обстоятельствах может увеличить конечную добычу.

При разработке месторождений с повсеместным проведением ГРП существенно изменятся режим работы окружающих скважин, расположенных в 300-500 м от скважины с ГРП. При хорошей гидродинамической связи между скважинами происходит снижение дебитов в высокопродуктивных соседних скважинах. Объяснением этому может быть то обстоятельство, что при работе нескольких продуктивных скважин на одном участке нагнетательные скважины не успевают создавать необходимый энергетический режим для всех скважин, и происходит перераспределение основных потоков в сторону скважины с ГРП.

Применяемый потенциал гидроразрыва пласта связывается с объемом жидкости, закачиваемой в пласт, который имеет широчайший диапазон – от 2 (минигидроразрыв для образования коротких трещин) до 10000 м3 с закачкой более 2000 т пропанта (массированный гидроразрыв). Значительная стоимость массированного гидроразрыва требует качественного и совершенного проектирования. Несмотря на достижения в теории и практике ГРП, в проектировании операций гидроразрыва остается много вопросов по форме трещины, ее размерах, симметрии крыльев, направлению, проводимости и т.д.

Современные методы прямого определения свойств породы и поля напряжений для определения направления и геометрии трещин пока не созданы. В настоящее время принята модель трещинообразования в виде двух крыльев, вертикально распространяющихся в противоположных от скважины направлениях.

В современной нефтедобыче считается, что горизонтальные трещины образуются на глубинах менее 600 м. Поэтому такая форма трещин не рассматривается при планировании операций ГРП в глубоких нефтегазодобывающих скважинах.

Для определения зависимости продуктивности скважин от длины и проводимости трещины предложены графические и аналитические методы. Впервые зависимость длины трещины от проницаемости пласта установил Еркин (рисунок 1). Из графиков видно, что в пластах с проницаемостью более 1 мД требуется трещина длиной менее 200 м; для сверхнизкой проницаемости длина трещины может составлять 900-1200 м.

Необходимость создания длинных трещин зависит от проницаемости пласта: в высокопроницаемых пластах трещина должна иметь высокую проводимость и нет необходимости создавать длинную трещину. В низкопроницаемых – наоборот, необходимо иметь длинные трещины.

Рисунок 1. График зависимости полудлины трещины от проницаемости пласта.

Из современного опыта применения ГРП известно, что в пластах с высокой проницаемостью после гидроразрыва увеличивается начальный дебит, и в целом разрыв пласта практически не влияет на его конечную газонефтеотдачу. Очевидно, в низкопроницаемых коллекторах гидроразрыв должен существенно повысить нефтеотдачу пласта. При проектировании технологических режимов проведения гидроразрывов пластов необходимо стремиться к получению оптимальных конфигураций и параметров создаваемых трещин. Особенно проблемно определить направление распространения трещины. При проектировании конструкции трещины в основном подбираются приемлемые материалы (жидкости, присадки и закрепители трещин), определяются объемы, темпы и режимы закачки рабочих агентов.

При планировании операций ГРП необходимо знать:

- площадь дренирования скважины;

- толщину продуктивного пласта;

- величины и распределение по толщине проницаемости, пористости и насыщенности пласта;

- свойства пластовых флюидов;

- пластовые давления и температуры;

- интервал и плотность перфорации;

- зависимость вязкости жидкости разрыва от скорости сдвига и температуры, потери давления на трение в трубах и перфорационных отверстиях, скорость и профиль инфильтрации (отфильтровывание жидкости гидроразрыва из трещины в пласт) жидкости разрыва и ее зависимость от температуры, суммарный коэффициент инфильтрации;

- тип проппанта: степень вдавливаемости в породу, проводимость закрепленной трещины, концентрация проппанта в трещине. Давление раскрытия или смыкания трещины определяется тестированием.

ГДИ с записью КВД, проводимых в скважинах, подверженных ГРП, то на сегодняшний день нет четко принятых гидродинамиками представлений о способах анализа и интерпретации регистрируемых диаграмм давления. Пока общепринято следующее представление о реагировании скважин с трещиной на режим их работы при пуске или остановке. Движение жидкости в зоне пласта, близлежащей к трещине, как предполагается, имеет плоско-параллельную природу и направлено перпендикулярно к трещине, а в удаленной зоне – на расстоянии, в два раза превышающим длину трещины, – радиальную. Такой упрощенный подход позволил свести процедуру анализа и интерпретации КВД к выявлению наличия на КВД участков, отражающих как линейный процесс фильтрации, так и радиальный. На основе этого интерпретаторы и рассчитывают параметры пласта. Однако, как показывает практика, эти режимы в явном виде редко встречаются на практике, что следует из анализа множества полученных в промысловых условиях КВД. Требуется серьезное изучение этих процессов с целью получения обоснованных методов анализа и интерпретации реально полученных на скважинах КВД.

Заключение

На сегодняшний день гидравлический раз­рыв пласта является одним из наиболее по­пулярных и эффективных методов интенсификации добычи нефти.

Для проектирования ГРП важно знать высоту трещины, которая существенно влияет на ее длину.

Применяясь уже не­сколько десятков лет на практике, технология часто позволяет увеличить продуктивность скважины, проницаемость пласта, расширить зону дренирования, что в конечном счете при­водит к увеличению текущего дебита, а иногда — и конечной добычи.

Важным вопросом дальнейшего развития методов интенсификации скважин с применением ГРП является решение задач о притоке и нестационарных исследованиях методом КВД, учитывающих пересечение вертикальной трещиной двух или нескольких изолированных друг от друга продуктивных пластов.

Предполагается, что в будущем актуальность метода будет только расти по мере внедрения в разработку месторождений с низкими коллекторскими свойствами.

Список литературы:

1. Самойлов А.С. Анализ результатов ГРП в горизонтальных скважинах месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» / А.С Самойлов, А.С. Ушаков // Проблемы геологии и освоения недр: Тр. Междунар. симпозиума им. академика Усова, Томск: ТПУ, 2010. -С. 337-341. URL: http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Ushakov/Ushakov_1.pdf (дата обращения: 04.09.2023)
2. Каневская Р. Д., «Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи» / — Нефтяное хозяйство. 2002. № 5. С. 96–100. URL: https://vdocuments.site/-568c369e1a28ab023598b5e1.html?page=1 (дата обращения: 01.09.2023)
3. Ушаков А.С. Особенности ГРП в горизонтальных скважинах Быстринского месторождения / А.С Ушаков, А.С. Самойлов // Oil & Gas Journal. - 2010. - № 4. - С. 32-34. URL: https://new-disser.ru/_avtoreferats/01004921258.pdf (дата обращения: 01.09.2023)
4. Ушаков А.С. Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах месторождений Западной Сибири / А.С Ушаков // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2010. http://www.ogbus.ni/authors/Ushkov/_ 1 .pdf. - 13. (дата обращения: 04.09.2023)
5. Шагалеев Р. К., «Совершенствование технологии гидроразрыва пластов с целью обеспечения стабилизации продуктивности объектов воздействия во времени» / — Нефтепромысловое дело. 2014. № 12. С. 29–34. URL: https://rucont.ru/efd/434165 (дата обращения: 11.09.2023)