Морозовский Никита Александрович Главный специалист отдела диагностики и управления разработкой Управления геофизических и гидродинамических исследований департамента геологии и разработки месторождений ООО «Газпромнефть НТЦ»

Кричевский Владимир Маркович Старший преподаватель кафедры ГИС РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Гуляев Данила Николаевич Начальник отдела диагностики и управления разработкой Управления ГИС и ГДИ ДГРМ ООО «Газпромнефть НТЦ»

Биккулов Марсель Минуллович Начальник отдела повышения нефтеотдачи пластов ООО «Газпромнефть-Хантос»

В настоящее время все большая доля разрабатываемых запасов приходится на трудноизвлекаемые (ТрИЗ). Существенная доля таких запасов содержится в низкопроницаемых пластах, разработка которых системой традиционных вертикальных скважин часто оказывается нерентабельной. Даже массовое внедрение гидроразрыва пласта (ГРП) не позволяет в текущих экономических условиях эффективно разрабатывать пласты с проницаемостью менее 0,3 мД. Решением стало проведение МГРП в горизонтальных скважинах (ГС). Количество таких операций с каждым годом возрастает (рис. 1).

Несмотря на более высокую стоимость строительства ГС по сравнению с вертикальными скважинами, значительно более высокая продуктивность первых позволяет с их помощью вовлекать в разработку пласты с крайне низкой проницаемостью.

Однако контроль разработки месторождений горизонтальными скважинами с МГРП достаточно сложен. Традиционные технологии промыслово-геофизических (ПГИ) и гидродинамических исследований скважин (ГДИС) при работе с подобными объектами не обеспечивают достоверность результатов. Как следствие, не решаются как локальные задачи при появлении проблем в отдельных скважинах, так и задачи по оптимизации разработки с применением таких скважин. К таким задачам относится оптимизация полудлины трещин ГРП, расстояния между трещинами и между скважинами, расположения стволов скважин относительно главных напряжений и, как следствие, ориентация трещин ГРП относительно стволов скважин.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ

Специальные скважинные исследования, комплексный анализ результатов, гидродинамические расчеты и оптимизация разработки горизонтальными скважинами с МГРП к настоящему времени выполнены на нескольких месторождениях Компании. К их числу относится крупное терригенное месторождение Западной Сибири, по геологическому строению относящееся к категории сложных.

Терригенная толща месторождения представлена частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов темно-серых и серых, прослоями зеленоватых, песчаников и алевролитов серых, глинистых, слюдистых, мелкозернистых. Среди аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков, конкреций сидерита. По минералогическому составу коллекторы относятся к полимиктовому типу. Общая толщина рассматриваемых отложений на территории месторождения варьирует в диапазоне 20-250 м и относится к готерив-барремским ярусам. Нефтегазоносные пласты относятся к типу линзовидных, так как образование песчаников в них проходило в обстановке шельфа, склона и бассейна.

Кратко описывая тектонические особенности рассматриваемого района, нужно подчеркнуть, что амплитуда антиклинальных структур по нижним горизонтам чехла достигает 100 – 150 м. Вверх по разрезу амплитуда локальных поднятий заметно сокращается и наблюдается уменьшение амплитуды тектонических нарушений, развитых в нижней части осадочного чехла, вплоть до полного их затухания. Анализируемая структурная зона представляет собой пологую моноклиналь, погруженную в восточном направлении. На фоне общего погружения выделяются малоамплитудные локальные поднятия. Следует отметить, что продуктивный разрез сформировался за счет бокового заполнения обломочным материалом морского бассейна. Все это обусловило клиноформное строение разреза, а продуктивные пласты представлены сложнопостроенными неантиклинальными, литологически-экранированными залежами углеводородов (рис. 2). Глубина нефтеносного пласта превышает 2,3 км.

Месторождение хорошо изучено. Территория охвачена 3D сейсмическими исследованиями, пробурено более 50 разведочных скважин с равномерным распределением по залежи. В скважинах выполнен отбор керна (вынос керна составляет более 70%). По керновым испытаниям построены кривые капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Определены коэффициенты остаточной нефтенасыщенности и вытеснения (Кн.о и Квыт), деформационные свойства.

По результатам ГИС средний коэффициент песчанистости составляет 0,11, пористости – 0,17, расчлененности – 7, нефтенасыщенности – 0,5; коэффициент вытеснения – 0,47.

Отобраны глубинные пробы, изучены PVT-свойства нефти и воды. Нефти тяжелые, среднепарафинистые, смолистые, сернистые с незначительной вязкостью. Давление насыщения нефти газом составляет 8 МПа.

Во всех скважинах при вводе в эксплуатацию выполняется ГРП.

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ

В связи с низкой проницаемостью для нефти и крайне низкой проницаемостью для воды используется однорядная система разработки. После разбуривания наиболее проницаемых отложений с максимальными эффективными нефтенасыщенными толщинами, превышающими 30-40 м, оказалось, что в связи с крайне низкой проницаемостью рентабельность разработки краевых зон месторождения и районов глубоководных морских отложений наклонно-направленными скважинами значительно ниже. Для вовлечения в разработку данных областей стало применяться бурение ГС с МГРП.

В результате опытно-промышленных работ (ОПР) была пробурена горизонтальная скважина, ориентированная таким образом, чтобы трещины ГРП располагались поперек сечения ее ствола. Несмотря на высокую продуктивность скважины и низкий коэффициент падения добычи, возникли проблемы с обеспечением ППД. Расположение нагнетательных скважин на оси, пересекающей ствол скважины, приводит к прорыву закачиваемой воды по трещинам авто-ГРП (рис. 3, слева, скв. 093, 296). Расположение нагнетательных скважин «снаружи» этой зоны приводит лишь к частичному поддержанию давления в области скважины с МГРП (рис. 3, слева, скв. 095, 46, 244). Таким образом, в случае поперечной ориентации трещин нет надежных способов для обеспечения хорошего охвата вытеснением нефти водой. В связи с этим было принято решение об ориентации горизонтальных скважин относительно направления регионального стресса так, чтобы трещины располагались вдоль ствола скважины. Это позволяет обеспечить полный охват расчлененного пласта по вертикали, сравнительно высокую производительность скважин за счет протяженной системы трещин (достаточную для рентабельной разработки) и избежать «языкового» обводнения добывающих скважин (рис. 3, справа).

КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ СКВАЖИНАМИ С МГРП

Однако выполнять контроль работы таких скважин крайне сложно. Например, чтобы на основе традиционных ГДИС определить проницаемость пласта, скин-фактор скважины и оценить полудлину трещин ГРП, требуется регистрация КВД в течение более 3000 часов. Благодаря СИИС кривые стабилизации давления регистрируются непосредственно во время работы скважин. В результате выявлено, что для таких скважин так называемый «псевдорадиальный» режим течения не наступает вообще (рис. 4).

Основная причина отсутствия радиальной симметрии притока – расположение соседних скважин, влияние которых начинается раньше достижения воронкой депрессии скважины размеров, сравнимых с длиной горизонтального ствола.

Однако авторы обратили внимание на наступление радиальной симметрии в относительно ранние сроки (около 200-600 ч) там, где при такой проницаемости псевдорадиальный режим наблюдается обычно в наклонно-направленных скважинах. Было высказано предположение о том, что в силу большого расстояния между портами ГРП по отношению к полудлинам трещин стадии ГРП в начальные периоды времени «работают» независимо друг от друга.

Для проверки этого предположения выполнена серия расчетов на однослойной секторной модели в ПО Tempest компании Roxar (Emerson).

Особенности распространения поля давления при пуске скважины в работу в данных условиях приведены на рис. 5.

Из распределения давления видно, что в первое время трещины ГРП работают независимо друг от друга, и становится уместной аналогия размещения нескольких (N) трещин ГРП в ГС с размещением N пластов с трещиной ГРП друг под другом (рис. 6).
В этом случае определяемая по ГДИС проницаемость по «раннему» радиальному режиму (если он выявляется) оказывается увеличенной в N раз проницаемостью, а кажущаяся полудлина трещины оказывается увеличенной в √N раз.

Рассмотрим это на примере. На рис. 7 приведен результат моделирования в симуляторе ГС с пятью работающими трещинами ГРП, на рис. 8 – результаты фактических параметров работы скважины с МГРП.

Таким образом, истинная проницаемость пласта и полудлина трещин рассчитываются по формулам изрис. 6 и составляют соответственно 2,1/6 = 0,35 мД и 72/√N = 29 м.

Очевидное «слабое звено» такого алгоритма – это необходимость в априорной информации о числе работающих стадий ГРП. До недавнего времени прямой информации о работе стадий ГРП не было. Аналитические предпосылки о равенстве забойного давления во всех точках горизонтального ствола, и как следствие, о равномерной работе трещин, должны были быть проверены экспериментально.

Для контроля фактической работы портов трещин ГРП была опробована технология ПГИ в ГС с МГРП (рис. 9).

Для обеспечения технологического дебита во время исследований был использован метод байпасирования, который достаточно широко и успешно применяется в наклонно-направленных скважинах. Для получения максимально корректных результатов был выбран специализированный приборный комплекс FSI компании Schlumberger для работы в горизонтальном стволе. Прибор доставлялся в целевой интервал с помощью ГНКТ.

Несмотря на ряд технических сложностей, вызванных в сущности пилотным характером такой технологической схемы исследований, интерпретация замеров была проведена успешно. Было установлено, что все порты ГРП открыты и работают. Кроме того, по характеру профиля температуры было сделано качественное заключение о равномерной работе всех стадий.

Кампания по исследованию горизонтальных скважин с МГРП продолжается, по мере совершенствования технологий будут проводиться дальнейшие исследования. Кроме того, в настоящее время прорабатывается возможность постоянного мониторинга параметров работы ГС с помощью точечных приборов или распределенных датчиков наподобие технологии DTS. На основании первых результатов ПГИ в расчетах характеристик скважин с МГРП авторы стали использовать число успешно проведенных стадий ГРП в качестве числа работающих стадий. Таким образом, задачу определения характеристик пласта и скважины для такого сложного объекта, как горизонтальная скважина с МГРП, удалось успешно решить.

ОПТИМИЗАЦИЯ ДИЗАЙНА МГРП: РЕШЕНИЕ ПРЯМОЙ ЗАДАЧИ

Следующая задача заключалась в поиске оптимальной с экономической точки зрения компоновки МГРП для конкретных геологических условий (месторождения, пласта, участка пласта).

Традиционно решение такой задачи сводится к многовариантным расчетам прогнозного профиля разработки с использованием симулятора. Данный способ в полной мере применим и к этой задаче. Единственным серьезным дополнением к этому методу в случае низкопроницаемого коллектора становится учет нелинейности фильтрации в области низких скоростей.

Предположение о наличии нелинейной фильтрации предварительно обосновано еще по результатам исследований наклонно-направленных скважин с ГРП. Обобщение результатов долговременного мониторинга разработки таких коллекторов и ГДИС указывает на возникновение в пласте непроницаемых или композитных (с серьезным ухудшением проницаемости) границ. Авторы рассмотрели несколько причин этого явления: влияние соседних скважин; геологические особенности месторождения; изменение сжимаемости скелета в процессе разработки; нелинейный характер фильтрации – отклонение от закона Дарси.

В итоге влияние соседних скважин было исключено, так как характерное для этого эффекта расстояние до непроницаемых границ (определяющееся плотностью сетки бурения и составляющее в данном случае около 250 м) существенно больше фактически наблюдаемого радиуса дренирования скважины (около 50-70 м).

Кроме того, геологическими особенностями (влиянием изолированных линз) можно объяснить рассматриваемый эффект лишь в нескольких случаях, тогда как непроницаемые границы наблюдаются в масштабах всех зон глубоководных отложений, где наблюда-ется уверенная корреляция коллектора и отсутствует геологические предпосылки линзовидного строения.

В свою очередь, численное моделирование фильтрации с учетом сжимаемости скелета показало, что эффект влияния сжимаемости скелета слишком мал и не может объяснить столь высокие темпы падения добычи. Методом исключения была принята гипотеза нелинейности фильтрации, проявляющейся в условиях низкой подвижности флюида (отношение проницаемости к вязкости). Этот эффект был хорошо изучен еще в середине ХХ века в связи с высокой вязкостью флюида (неньютоновские жидкости). С вводом в разработку все более низкопроницаемых коллекторов выяснилось, что в них неньютоновское поведение может быть присуще и легким жидкостям.

Для правильного учета нелинейности фильтрации потребовалось определить ее характер. Для этого использовались как данные скважинных исследований, так и результаты экспериментов на керне. Подробное описание методики восстановления закона фильтрации выходит за рамки данной статьи.

Таким образом, в руках авторов оказались все необходимые данные, чтобы провести обоснованные расчеты на симуляторе для характерных элементов разработки любого участка месторождения.

Пример одного из таких расчетов приведен на рис. 10. Его результатом стали предложения по оптимальному дизайну компоновки МГРП и расстоянию между скважинами в нагнетательных и добывающих рядах, а также обоснованы расстояния между рядами при сохранении текущей плотности сетки бурения и концепции ГС в добыче, ННС в ППД.

На рисунке приведены результаты моделирования для варианта 350х715 м, ГС длиной 1200 м, 9 стадий ГРП с трещинами полудлиной 60 м. Полудлины трещин нагнетательных скважин приняты равными 180 м.

ВЫВОДЫ

Подводя итоги, следует подчеркнуть, что авторы выполнили комплексный анализ работы скважин с МГРП и гидродинамическое моделирование поведения таких систем. На основе полученных результатов был предложен подход к адаптации стандартной методики анализа падения добычи (Decline analyze) к сложной геометрии скважин с МГРП. Результаты позволили сократить минимально необходимое время работы скважины для достоверного анализа и исключить потери добычи (за счет отсутствия остановок скважин).

Интерпретация по предложенной методике позволит:

• оценивать свойства пласта, строить адекватные прогнозы добычи по скважинам участка;
• определять средневзвешенные параметры трещин ГРП, оптимизировать дизайн компоновки и самого ГРП с увеличением добычи;
• точнее оценивать потенциал от ГТМ на скважинах (рефрак), подбирая скважины-кандидаты с максимальным потенциальным приростом дебита;
• определять энергетическое состояние залежи, планировать работу системы ППД;
• увеличить нефтеотдачу низкопроницаемых участков месторождений.

Методика позволяет уже на ранних этапах эксплуатации скважины прогнозировать ее работу на длительную перспективу, а также обоснованно рекомендовать мероприятия по оптимизации работы скважины и ее окружения. Предложенный подход позволяет на основании обобщения таких результатов обосновать оптимальные конфигурации элементов разработки месторождений с помощью ГС с МГРП для конкретных геологических условий.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Кричевский В.М., Гуляев Д.Н., Вафина Т.Г. Особенности разработки низкопроницаемых коллекторов: «Где наша нефть?»// Инженерная практика. 2014. №7-8.
2. Мартынов В.Г., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н., Кричевский В.М., Кокурина В.В., Мельников С.И. Развитие геофизического и гидродинамического мониторинга на этапе перехода к разработке трудноизвлекаемых запасов нефти//Нефтяное хозяйство. 2014. №03.
3. Гуляев Д.Н., Кокурина В.В., Кременецкий М.И., Кричевский В.М., Мельников С.И. Анализ взаимовлияния скважин по результатам мониторинга на основе секторного моделирования // Нефтяное хозяйство. 2012. №5.
4. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Черноглазова Н.Н. Постоянный мониторинг забойных параметров и ГДИС для совместно разрабатываемых пластов// SPE-138049, 2010.
5. Гуляев Д.Н., Ипатов А.И., Черноглазова Н.Н. Повышение нефтеотдачи низкопроницаемых пластов с помощью гидродинамических моделей на базе результатов промысловых исследований// SPE-133746, 2010.
6. Гуляев Д.Н., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Мельников С.И., Михайленко Е.Е.. Управление разработкой на основе долговременного гидродинамического мониторинга на примере Западно-Салымского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2012. №12.
7. М.И. Кременецкий, А.И. Ипатов, Д.Н. Гуляев. «Smart wells» is a key to production enhancement from low permeable reservoirs//SPE-159210, 2012.