РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Коллектив авторов, 2011
УДК 622.276.66
Гидравлический разрыв пластов с низким пластовым давлением
Р.Р. Ибатуллин, д.т.н., О.В. Салимов, к.т.н., В.Г. Салимов, к.г-м.н., А.В. Насыбуллин, к.т.н. (ТатНИПИнефть) Hydrofracturing of low-pressure reservoirs R.R. Ibatullin, O.V. Salimov, V.G. Salimov, A.V. Nasybullin (TatNIPIneft) Marginal wells producing from carbonate formations need to be stimulated, but the limiting factor for carbonates fracturing is their low reservoir pressure. In this case it will be useful to consider fracture geometry developed under low pressure conditions, and also to evaluate frac-job feasibility and economic efficiency. It has been shown that mechanical barriers restricting fracture height growth can be hydraulically developed through reservoir pressure depletion. This method results in development of longer but height-restrained fractures, which prevents penetration of water horizons and early water breakthrough after frac-job. This paper demonstrates that some reduction of fracturing cost can make this method economically attractive for lowpressure carbonate formations. Ключевые слова: гидравлический разрыв, карбонатные отложения, пластовое давление, геометрия трещины, технологический эффект. Адрес для связи: salimov@tatnipi.ru
Г
оризонтальное напряжение (давление разрыва или смыкания трещины) выражается в функции горного давления следующим образом1:
Г
σc =
ν (σ − αpr ) + αpr , 1− ν v
(1)
где ν – коэффициент Пуассона; σv – вертикальное напряжение, МПа; α – константа пороупругости Био; pr – пластовое (поровое) давление, МПа. По мере уменьшения порового давления напряжение смыкания будет пропорционально снижаться. Дифференцируя уравнение (1) по поровому давлению и полагая α = 1, получим: δσ с ν = 1− . δpr − 1 ( ν)
(2)
Для коэффициента Пуассона ν = 0,25 (среднее значение для горных пород), уменьшение порового давления на 1 МПа приведет к снижению локального напряжения смыкания на 0,66 МПа. Это может существенно повлиять на геометрию трещины: увеличить длину и уменьшить высоту в результате изменения профиля механических напряжений. Кроме того, по мере снижения порового давления напряжение в продуктивном пласте уменьшается, что увеличивает разницу напряжений между вмещающими глинистыми породами и пластом. Повышение барьера напряжений увеличивает длину трещины (при тех же самых жидкости разрыва и объеме смеси). Развитие трещины промоделировано авторами для типичной скважины в определенном диапазоне изменения пластового давления. Вертикальная глубина продуктивного пласта составляла 1720 м. Среднюю плотность горных пород принята равной 2500 кг/м3, плотность воды – 1000 кг/м3. Зависимость длины, ширины и высоты трещины от пластового давления приведена на рис. 1, из которого видно, что с ростом пластового давления длина и ширина трещи1Hubbert
108
ны уменьшаются, высота увеличивается. При этом изменение пластового давления на 1 МПа изменяет высоту трещины более чем на 2 м. Следовательно, если ограничение роста высоты трещины критично для успешного проведения операции, то целесообразно подбирать участки с пониженным пластовым давлением или уменьшать его в районе предполагаемых работ. На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, важно учитывать, как снижение пластового давления повлияет на геометрию трещины. Это особенно актуально, если прежние попытки гидроразрыва пласта (ГРП) были безуспешными в основном из-за недостаточного ограничения напряжений и, следовательно, недостаточного соотношения длины и высоты трещины.
Рис. 1. Зависимость геометрических размеров трещины от пластового давления
Проектирование ГРП при низком пластовом давлении имеет следующие отличия: – механическое напряжение в пласте меньше по сравнению с напряжениями в окружающих породах даже при одинаковых значениях коэффициента Пуассона;
K. M. , Willis D. G. Mechanics of hydraulic fracturing SPE 686.–Trans. AIME. – 1957.
08’2011
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ – коэффициент заполнения скважины меньше единицы. При незаполненной скважине симулятор в начальный период снижает расход жидкости, поступающей в трещину. После начала закачки забойное и устьевое давления остаются равными нулю, затем возрастают. Объем смеси, прошедшей через забой, меньше объема смеси, прошедшей через устье, на величину незаполненного объема ствола скважины. Особо важную роль пластовое давление играет в отложениях нижнего и среднего карбона, где отсутствуют надежные, ограничивающие рост высоты трещины глинистые пласты. Близость водоносных пластов увеличивает риск обводнения скважин после ГРП. Кроме того, многие залежи в карбонатных отложениях эксплуатируются на естественных режимах истощения и имеют низкие пластовые давления. Авторами проведено моделирование процесса при различных пластовых давлениях для скв. 7301 НГДУ «Ямашнефть», эксплуатирующей кизеловский горизонт турнейского яруса. Глубина кровли продуктивного пласта по стволу скважины равна 1172 м, текущее пластовое давление – 3 МПа при начальном 11 МПа. Сверху пласт перекрыт терригенными отложениями бобриковского и радаевского горизонтов, снизу – карбонатами черепетского горизонта. Перфорированная толщина составляет 12 м. Забойное давление равно 2,8 МПа, при этом дебит жидкости составляет 2,3 м3/сут, нефти – 1,94 т/сут. В расчетах объем геля был равен 19 м3, кислотного раствора – 14 м3 при одинаковом плане закачки. Запланирована чередующаяся закачка трех стадий геля и трех стадий кислотного раствора. Скважина в сценарии низкого пластового давления заполнена жидкостью на 0,3 объема ствола, в сценарии нормального пластового давления – полностью. Полученные результаты приведены в таблице. Трещина, созданная при низком пластовом давлении, имеет большие длину и проводимость при той же массе использованной кислоты. Однако ее высота намного меньше, что может быть решающим фактором при близости водоносных горизонтов. Трещина, образованная при нормальном пластовом давлении, имеет почти радиальную геометрию. В то же время высота (до 66 м) практически неприемлема. Высота трещины, созданной при низком пластовом давлении, превышает толщину продуктивного пласта всего на 3,6 м. Распределение проводимости по длине трещины показывает, что проводящая длина трещины, образованной при низком пластовом давлении, в 2 раза и более превышает аналогичный показатель для трещины, созданной при нормальном пластовом давлении (рис. 2). При этом наблюдается более медленное снижение проводимости по длине трещины. На рис. 3 приведены профили протравленной ширины для обоих сценариев процесса. Видно, что при нормальном пластовом давлении не удается получить необходимую глубину проникновения кислоты на всю длину трещины. При созданной гидравлической длине трещины 99,3 м проводящая длина равна 51,6 м. Скважины с низким пластовым давлением, что наиболее характерно для залежей в карбонатных отложениях, обычно не рассматриваются как кандидаты для проведения ГРП (критерий – текущее пластовое давление не ниже 0,7 начального). Однако проведенный авторами анализ показывает, что в них создаются трещины с очень благоприятным соотношением длины и высоты. Это особенно важно в условиях, когда продуктивный карбонатный пласт сверху и снизу ограничен карбонатами или другими породами, имеющими тот же коэффициент Пуассона. Разница в давлениях создает контраст напряжений и ограничивает рост трещины в высоту аналогично действию разницы в коэффициенте Пуассона.
Давление
Расчетные параметры
низкое 3,0
нормальное 11,0
Размеры трещины, м: длина высота
128,66 17,63
51,64 65,95
Проводимость трещины, 10-3 мкм2 м
736,83
501,30
Пластовое давление при ГПР, МПа
Безразмерная проводимость
0,28
0,48
194,13
333,39
Максимальное давление на устье, МПа
5,74
9,86
Объем пустот, созданных при растворении, м3
2,73
2,73
Требуемая гидравлическая мощность, кВт
Рис. 2. Распределение проводимости по длине трещины для разных пластовых давлений pпл при ее создании
Рис. 3. Профиль протравленной ширины в конце реакции при низком (а) и нормальном (б) пластовом давлении
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
08’2011
109
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Для увеличения длины трещины при ее равномерном протравливании необходимо увеличивать объем продавочной жидкости, чтобы оттеснить все кислотные стадии к концу трещины. При этом снижается как безразмерная, так и абсолютная проводимость трещины. Необходимый объем продавки можно определить по графику положения стадий оттеснения кислотного состава, на котором последняя стадия должна дойти до конца трещины. Сам график должен иметь возрастающий вид (рис. 4), график концентрации кислоты по длине трещины в конце процесса должен стремиться к нулю. Оценим технологический эффект от ГРП, если скважины после него продолжают эксплуатироваться при таком же низком пластовом давлении. Несомненно, при организации системы поддержания пластового давления процесс ГРП окажется высокорентабельным. Базовый дебит удается адаптировать в программе MProd при скин-факторе скважины, равном 1,8. Коэффициент стимуляции для трещины длиной 128,66 м равен приблизительно 2,87 и может обеспечить начальный прирост дебита жидкости примерно 4,3 м3/сут при той же депрессии на пласт. При обводненности 7 % это обеспечит прирост дебита нефти 3,63 т/сут. Сравним эти показатели с результатами солянокислотных обработок (СКО), проведенных в НГДУ «Ямашнефть». В 2009 г. было обработано 15 скважин, средний дебит которых до обработки составлял 1,98 т/сут. Средний прирост дебита нефти после обработки составил 1,46 т/сут на одну скважину, коэффициент стимуляции – в среднем 1,73. В НГДУ «Нурлатнефть» в 2009 г. средний прирост дебита после СКО почти такой же – 1,42 т/сут, коэффициент стимуляции – 1,66. Средний прирост дебита после кислотных ГРП (КГРП) составил 2,8 т/сут. Коэффициент стимуляции для КГРП в среднем для рассматриваемых отложений равен 2,33. Приведенные данные показывают, что технологические показатели КГРП при самых неблагоприятных условиях эксплуатации (низкое пластовое давление) сравнимы со среднестатистическими результатами СКО и даже превышают их. Следовательно, КГРП может стать альтернативой СКО для пластов с низким пластовым давлением, а при последующем повышении последнего результаты КГРП будут намного лучше результатов СКО. Необходимо также учесть, что эффект от КГРП значительно продолжительнее, чем от СКО. Поэтому КГРП более эффективен даже при более высоких затратах. Объектами для проведения КГРП на месторождениях Татарстана в основном могут быть карбонаты башкирского и турнейского ярусов и верейского горизонта. В рассматриваемых условиях не потребуются специализированные насосные агрегаты, затраты на эксплуатацию которых достаточно велики. Давления на устье до 6 МПа можно создать обычными насосами. Известно, что наиболее значительно на стоимость одной операции гидроразрыва влияет стоимость материалов. При применяемой в настоящее время в Татарстане для КГРП рецептуре «Шеврон Филипс» наибольшие затраты (70 % общей стоимости материалов) приходятся на импортный полимер НЕ-150, которого требуется довольно много – 18-20 л/м3 кислоты. При этом стоимость всех материалов для КГРП сравнивается со стоимостью материалов для проппантного разрыва. Если использовать обычные насосные агрегаты (так как на устье создаются сравнительно низкие давления), дешевую химию, то гидроразрыв пластов с низким пласто-
110
08’2011
Рис. 4. Положение стадий в трещине в конце закачки кислотного состава
вым давлением вполне сравним по затратам с кислотной обработкой и может оказаться рентабельным. При этом ограничение роста трещины в высоту снизит риск обводнения скважин в карбонатном разрезе. Расчет по программе Майера показал, что чистый дисконтированный доход NPV станет положительным уже через 2 мес после пуска скважины в эксплуатацию при стоимости КГРП, равной 800 тыс. руб., и цене нефти на внутреннем рынке 6000 руб/м3 (около 6600 руб/т). Выводы 1. Скважины с низким пластовым давлением могут быть объектами для проведения ГРП. Если остаточные запасы нефти достаточно велики, то осуществление ГРП в таких скважинах будет целесообразным. 2. Трещина, созданная при низком пластовом давлении, имеет лучшие параметры по сравнению с трещиной, созданной при нормальном пластовом давлении, при всех прочих одинаковых условиях. 3. При близости водоносных горизонтов и отсутствии достаточной разницы напряжений для ограничения высоты трещины целесообразно перед проведением ГРП снижать пластовое давление в продуктивном пласте. 4. ГРП при низких пластовых давлениях особенно целесообразен в скважинах, эксплуатирующих отложения среднего карбона Татарстана, где карбонатами сложены не только продуктивные пласты, но и перекрывающие, а также подстилающие породы. Одинаковый коэффициент Пуассона всех слоев не позволяет эффективно ограничить рост трещины по высоте, что приводит к обводнению скважин после ГРП. 5. Мероприятия по повышению пластового давления следует проводить уже после проведения ГРП. При этом целесообразно планировать их комплексное проведение. 6. Даже при низком пластовом давлении проведение КГРП может оказаться рентабельным, если использовать дешевые рецептуры, разработанные в ТатНИПИнефти, и снизить стоимость КГРП до стоимости кислотных и большеобъемных кислотных обработок (расчет по NPV). Учет продолжительности эффекта может заметно повысить предельную стоимость работ.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО