Обоснование оптимальных параметров трещин многоэтапного ГРП
    Добровинский Д.Л., Вилков М.Н., Иванова Ю.И., Шабелянский В.А., Мальшаков Е.Н., Разяпова А.А., Сохошко С.К., Хакимов И.И.

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Тюменский индустриальный университет
    В данной работе определены оптимальные параметры технологии гидроразрыва пласта (ГРП) при выполнении многоэтапной закачки проппанта в один целевой интервал перфорации наклонно-направленной скважины. Под оптимальностью понимается получение наибольшей добычи нефти в зависимости от геометрических параметров трещин и количества этапов ГРП. Изучен вопрос переориентации трещин ГРП и их влияния на эффективность обработок. В результате представленна эталонная технология многоэтапного ГРП с учетом теоретического и практического опыта, а также гидродинамического моделирования характера притока к скважине.
    Введение
    Многолетний опыт применения гидроразрыва пласта (ГРП) показывает, что на поздних этапах разработки месторождений не существует универсальной технологии, позволяющей вовлекать в добычу невыработанные запасы пласта. В процессе разработки дизайнов ГРП специалистами подбираются технологические решения, позволяющие адаптировать технологию ГРП к каждой конкретной скважине, исходя из индивидуальных особенностей строения пласта, вида проводимых работ (ремонтно-изоляционные, закачка тампонирующего состава и т. д.) и условий экономической целесообразности [1].
    Объектом исследования являются многоэтапные (двух-, трехэтапные) ГРП в наклонно-направленных скважинах (ННС), выполненные в условиях месторождений Западной Сибири. Предмет исследования — показатели технологической эффективности обработок.
    Отечественными и зарубежными специалистами продолжительный промежуток времени публикуется теоретический и эмпирический опыт исследований возможности переориентации трещины при проведении операций ГРП. Согласно работам [2–4], в скважине, не возмущенной эксплуатацией, трещина ГРП образуется в вертикальной плоскости и простирается вдоль максимального главного напряжения.
    Однако в работах [5, 6] описаны условия, при которых вектор максимальных и минимальных напряжений может менять свое направление. Связано это с изменением напряженно-деформированного состояния (НДС) пласта в окружающем массиве при его активной разработке, когда за счет влияния параметров работы добывающих и нагнетательных скважин происходит перераспределение порового давления, что вызывает некоторую деформацию скелета породы. Помимо этого фактор создания трещины ГРП способствует возникновению дополнительных кольцевых сжимающих напряжений, которые в значительной степени изменяют поле напряжений.
    Тогда в совокупности факторов разница горизонтальных напряжений может стать отрицательной, следовательно, напряжения меняются местами. И в течение некоторого времени в окрестности скважины горизонтальные напряжения направлены перпендикулярно первичной трещине ГРП.
    Тем не менее стоит отметить помимо переориентации трещины ГРП возможен факт создания новой трещины ГРП уже в уже существующей [7, 8]. Такое явление присуще полю с высокой базовой анизотропией напряжений (Σσmin ≤ 0,7 Σσmax,). При этом чем ближе коэффициент анизотропии между горизонтальными напряжениями к 1,0 д. ед., тем выше шанс создать предпосылки к ортогональному образованию трещин относительно установленного азимута максимального стресса на рассматриваемом объекте.
    Описание технологии многоэтапного ГРП
    в наклонно-направленных скважинах
    Технология многоэтапного ГРП в ННС базируется на последовательном создании нескольких трещин ГРП. Раскрытие первой трещины вызывает рост горизонтальных сжимающих напряжений, при этом чем больше ширина трещины, тем выше влияние на НДС в призабойной зоне пласта (ПЗП). Главным является то, что при большем раскрытии первичной трещины в ее окрестности происходит снижение уровня анизотропии первоначального поля напряжений. Вследствие этого минимум величины давления, при котором создаются условия для роста вторичной трещины в другом направлении, увеличивается [7]. Прирост напряжений явно проявляется близ окрестности трещины, а далее, по мере удаления от нее (в пределах 2 м), прирост дополнительных напряжений значительно уменьшается. В связи с этим можно сделать вывод о том, что ортогональный разворот трещины возможно достичь близ скважины, с последующим выравниваем трещины в направлении максимального главного напряжения.
    Технически операция многоэтапного ГРП выполняется следующим образом. После предварительного мини-ГРП (целью которого является уточнение геомеханических моделей и внесение поправок в программу основного ГРП) проводится закачка двух (и более) основных этапов закачки в один целевой интервал пласта. Схематически графики закачки выполнения классического и многоэтапного ГРП представлены на рисунке 1.
    Рис. 1. Схематическое изображение графика закачки стандартного — а и многоэтапного ГРП — б на наклонно-направленной скважине

    На первом этапе основного ГРП проводится закачка части проппанта (как правило, 20–40 % от общей массы) с увеличенным объемом буферной жидкости, создается трещина ГРП с увеличенной шириной, за счет чего происходит перераспределение напряженного состояния и изменение пластового давления в ПЗП. Далее выдерживается технологический отстой (1–2 ч), необходимый для закрепления трещины в продуктивном пласте ГРП. На следующем этапе проводится закачка остальной пачки проппанта (60–70 % от общей массы в случае двухэтапного ГРП, в случае трехэтапного ГРП — три стадии по аналогичному циклу, с увеличением массы проппанта на каждом этапе). Соответственно, развитие трещин предполагает иное азимутальное распространение, относительно направлений предыдущих этапов ГРП, что увеличивает охват пласта по латерали.
    В работе [9] представлен пример расчетов многовариантного моделирования повторного ГРП, где начальные и удельные приросты дебита нефти в случае переориентации выше, при этом наибольшие показатели достигнуты при развороте трещины на 90°, что согласуется с результатами математических расчетов в работе [10].
    Постановка задачи
    При проектировании ГРП возникает потребность в быстрой оценке эффективности предлагаемой технологии в зависимости от геометрии трещин и их взаимного расположения. Использование детальных сеточных моделей для проведения многовариантных расчетов требует чрезмерных вычислительных затрат, поэтому актуальной становится задача по созданию упрощенных моделей для расчетов таких течений. Большинство таких исследований основано на изучении течения однофазной жидкости с постоянными свойствами. Однако все эти расчеты выполняли на синтетических моделях, в которых задавались условные параметры геолого-
    физических характеристик пласта и трещин ГРП без учета ретроспективных данных работы скважин и конкретной технологии ГРП. В связи с этим затруднена оценка точности и границ применимости полученных асимптотических зависимостей для реальных условий месторождений Западной Сибири.
    Описание гидродинамической модели
    Для уточнения теоретического материала в данной работе выполнено гидродинамическое моделирование притока флюида к наклонно-направленной скважине с многоэтапным ГРП в гидродинамическом симуляторе с одной, двумя, тремя и четырьмя трещинами ГРП c различными азимутальными углами и полудлинами в окрестности одиночной добывающей скважины со свойствами реального объекта разработки. Средние геолого-физические характеристики рассматриваемого объекта нефтяного месторождения представлены в таблице 1.
    Табл. 1. Геолого-физические характеристики нефтяного объекта

    Для гидродинамического расчета используется модель нелетучей нефти (black oil), представленная в виде куба с размерами 1 500×1 500 м, толщиной 50 м, размер одной ячейки 5×5×1 м. Модель является частью пласта, в которой находятся две нагнетательные скважины №№ 1 и 3 и одна
    добывающая № 2, расположенная в центре. Здесь и в дальнейшем в расчетах принимаются следующие граничные условия на ГРП: общая масса проппанта (Мпр) — 90 т, первая трещина ГРП направлена вдоль максимального стресса (по данным ранее выполненных исследований он составляет 140°(Юго-Восточный квадрант) – 320°(Северо-Западный квадрант) [11]) и имеет меньшую полудлину относительно других трещин, все рассматриваемые варианты операций ГРП выполнены с равной суммарной массой проппанта (рис. 2).
    Рис. 2. Модель куба в начальный момент времени с направлением трещины вдоль максимального стресса

    Во всех вариантах полудлины трещин рассчитаны исходя из средних значений полудлин по данным фрак-листа для соответствующей общей массы проппанта на рассматриваемом объекте. В качестве конкретного примера: одной трещине массой проппанта 90 т соответствует средняя полудлина 140 м, двум трещинам с комбинацией закачки 20+70 т — средняя полудлина 35+125 м, трем трещинам с закачкой 20+30+60 т – 30+50+80 м и далее аналогичным образом.
    Для моделирования процесса ГРП применялась улучшенная одномерная модель течения флюида в трещине c возможностью прямого перетока из ячейки в ячейку, в которой учитываются эффективные радиусы питания трещин.
    Методически расчет с учетом граничных условий выполнен следующим образом:
    • рассчитан приток к добывающей скважине в зависимости от количества трещин;
    • исследовано взаимодействие пересекающихся трещин при различных углах отклонения;
    • выполнен анализ притока жидкости к скважине при многоэтапном ГРП в зависимости от соотношения полудлин трещин.
    Результаты гидродинамического моделирования
    Сравнительный анализ показывает (табл. 2, рис. 3), что количество трещин ГРП влияет нелинейно на показатели добычи нефти в течение времени. Наибольший прирост дополнительной добычи нефти в абсолютных значениях за рассматриваемый период получен при четырех трещинах ГРП.
    Табл. 2. Исходные данные параметров трещин ГРП

    Рис. 3. Распределение накопленной добычи нефти в зависимости от количества трещин ГРП. Скважина с ГРП из бурения

    Однако в приращенной доли при многоэтапном ГРП наибольший процент достигается при добавлении второй трещины. Так, при моделировании работы вновь введенной из бурения скважины с одной трещиной увеличение добычи относительно аналогичной скважины без ГРП составило 10 %, при двух трещинах — 14 %, при трех и четырех 16 и 17 % соответственно. Это явление можно качественно объяснить тем, что при малом числе трещин поворот трещины делает большую часть фильтрации плоскопараллельной, а при большем числе трещин они взаимно перекрываются и эффективность фильтрации в зоне пониженного давления близ скважины ухудшается (рис. 4).
    Рис. 4. Распределение пластового давления (9 точек). Скважина с ГРП из бурения

    Аналогичные результаты получены и в скважинах, пребывавших в эксплуатации на момент ГРП в течение 10 лет (рис. 5).
    Рис. 5. Распределение накопленной добычи нефти и пластового давления (9 точек) в зависимости от количества трещин ГРП. Эксплуатационная скважина

    Далее более подробно рассмотрено влияние угла отклонения трещины на эксплуатационные показатели добывающей скважины на примере двухэтапного ГРП и приведены итоги расчетов для трех- и четырехэтапного ГРП. Как видно из графика (рис. 6), при вводе скважин в добычу с ГРП из бурения, разно-ориентированное расположение трещин положительного влияния на показатели добычи нефти не оказывает, что обусловлено попадаем более длинной трещины в зону пониженного давления в заданных условиях. В связи с этим в дальнейших расчетах рассмотрены варианты ГРП в эксплуатационной скважине, на участке, где система поддержания пластового давления сформирована.
    Рис. 6. Распределение накопленной добычи нефти в зависимости от угла отклонения трещин при двухэтапном ГРП. Скважина с ГРП из бурения

    Таким образом, в случае скважины, пребывающей в эксплуатации на момент ГРП, при увеличении угла отклонения трещины наблюдается обратная картина (рис. 7). За счет работы нагнетательных скважин в течение длительного времени пластовое давление в зоне переориентации близко к начальному, как результат депрессия на пласт и показатели добычи в этой зоне выше. Помимо этого важно отметить, что при максимальном отклонении трещин плотность потока на удаленной концевой части возрастает по причине снижения взаимовлияния между ними. Для операций трех- и четырехэтапного ГРП выполнена аналогичная серия расчетов, результаты соответствуют полученному тренду: при максимальном угле отклонения трещин (для трех- и четырехэтапного
    ГРП — 60° и 45° соответственно) – увеличиваются накопленные показатели добычи жидкости и нефти.
    Рис. 7. Распределение накопленной добычи нефти в зависимости от угла отклонения трещин при двухэтапном ГРП. Эксплуатационная скважина

    Варьируя соотношение полудлин трещин при максимальном угле отклонения (90°), для двухэтапного ГРП получен наибольший прирост дополнительной добычи нефти (рис. 8) при соотношении трещин 1:2 (короткая трещина вдоль направления максимального стресса к длинной трещине перпендикулярно направлению максимального стресса), в абсолютных значениях полудлина составила 55+105 м. В некотором смысле это «золотое сечение» операций двухэтапного ГРП, где эффективные радиусы питания трещины перекрываются минимально, и большая трещина не поглощает контуром малую.
    Рис. 8. Распределение накопленной добычи нефти при двухэтапном ГРП в зависимости от соотношения полудлин при максимальном отклонении трещины. Эксплуатационная скважина

    Для операций трех- и четырехэтапного ГРП выполнена аналогичная последовательность в методике расчета (соблюдены граничные условия по массе проппанта в 90 т, и проведена корреляция со средними значениями полудлин фактических операций). Установлено, что наибольшая добыча нефти при трех трещинах ГРП достигается в соотношении 1:1,5:2,8 или 30+45+85 м, при четырех трещинах – 1:1,6:2,2:3,0 или 25+40+55+75 м.
    Практическое применение
    Также рассмотрим случай выполнения стандартного и двухэтапного ГРП на практическом примере, когда вдоль (скважины № 1А и 2А, рис. 9, 10) и поперек (скважины № 1Б и 2Б, рис. 9, 10) направления максимального стресса относительно добывающей расположены нагнетательные скважины. Дизайн дву[этапного ГРП спроектирован с соотношением полудлин трещин 1 к 2 с акцентом на увеличении ширины на первом этапе, проппант в скважину № 2А закачан по схеме 30+50 т, в скважину № 2Б — 20+40 т.
    Рис. 9. Фрагмент карты текущего состояния разработки, скважины после стандартного ГРП

    Рис. 10. Фрагмент карты текущего состояния разработки, скважины после двухэтапного ГРП

    На рисунках видно что расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами составляет от 223 до 385 м, при этом расчетный фронт нагнетания ближайших скважин ППД (поддерживающих пластовое давление) составляет от 297 до 420 м. Фактически трещины ГРП расположены во фронте влияния нагнетательной скважины. Однако в динамике работы скважин можно заметить (рис. 11), что после стандартного ГРП наблюдается интенсивное снижение дебита нефти, по двухэтапным ГРП – стабильная работа в течение длительного времени.
    Азимут распространения трещин ГРП на рисунках установлен с учетом обработки базы данных ГИС, эмпирического опыта итеоретических расчетов [12, 13].
    Рис. 11. Динамика дебитов жидкости, нефти и обводненности эксплуатационных скважин

    Добровинский Д.Л., Вилков М.Н., Иванова Ю.И., Шабелянский В.А., Мальшаков Е.Н., Разяпова А.А., Сохошко С.К., Хакимов И.И.

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Тюмень, Россия, Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия; ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ТПП «Повхнефтегаз», Когалым, Россия

    dobrovinskyid@gmail.com

    Для решения задачи:

    • изучен опыт применения технологии многоэтапного ГРП в ННС на практике;
    • проведено гидродинамическое моделирование притока к скважине в зависимости от геометрических параметров трещин и количества этапов ГРП;
    • исследовано взаимодействие пересекающихся трещин при различных углах отклонения, проведен сравнительный анализ полученных результатов.
    ГРП, двухстадийные, двухэтапные, многостадийные ГРП в ННС, многоэтапная закачка, моделирование двухстадийного ГРП, Западная Сибирь
    Добровинский Д.Л., Вилков М.Н., Иванова Ю.И., Шабелянский В.А., Мальшаков Е.Н., Разяпова А.А., Сохошко С.К., Хакимов И.И. Обоснование оптимальных параметров трещин многоэтапного гидроразрыва пласта в наклонно-направленных скважинах // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5.
    С. 73–79. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-73-79
    08.07.2024
    УДК 622.276.6
    DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-73-79
    Рекомендуемые статьи
    Газовая промышленность
    Апробация «малозатратных» исследований на газовых скважинах
    Метод подбора скважин-кандидатов
    Добыча
    Физико-химические механизмы вытеснения нефти методом нанозаводнения
    Механизмы вытеснения нефти наноагентами. Влияние процесса адсорбции на эффективность вытеснения
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (495) 414-34-88
    office@runeft.ru