Содержание к диссертации
Введение
1 Постановка задач исследования 7
1.1 Особенности применения ГРП на месторождениях нефти и газа 7
1.2 Анализ проблем применения ГРП на месторождениях нефти и газа 8
1.3 Постановка задач - .>. / 15
2 Разработка и исследование применения гидроразрыва пласта на месторождениях нефти и газа .. 17
2.1 Состояние и проблемы применения ГРП в практике разработки месторождений нефти и газа 17
2.2 Принципы проведения тестирования пласта перед ГРП 29
2:3 Принципы моделирования 35
2.4 Определение увеличения продуктивности скважин после ГРП с трещиной бесконечной проводимости 37
2.5 Определение степени загрязнения скважин до ГРП 49
2.6 Определение увеличения продуктивности скважин после ГРП с трещиной конечной проводимости 56
3 Совершенствование методов гидродинамических исследований нефтяных скважин до и после ГРП .. 66
3.1 Состояние и проблемы 66
3.2 Основные методы ГДИ, применяемые при разработке нефтяных месторождений 82
3.3 Моделирование КВД с учетом влияния ствола скважины и скин-эффекта 87
3.4 Гидродинамические исследования скважин ГРП 95
3.5 Анализ результатов КВД с трещиной ГРП Самотлорского месторождения 113
3.6 Моделирование КВД в скважинах с ГРП с учетом влияния границ пласта 125
Основные выводы и рекомендации 138
Список используемой литературы 139
- Анализ проблем применения ГРП на месторождениях нефти и газа
- Определение увеличения продуктивности скважин после ГРП с трещиной бесконечной проводимости
- Основные методы ГДИ, применяемые при разработке нефтяных месторождений
- Анализ результатов КВД с трещиной ГРП Самотлорского месторождения
Введение к работе
Актуальность работы
В последние годы на месторождениях Западной Сибири наблюдается замедление роста добычи нефти. В 2003 году рост добычи нефти составил 11 % (к уровню предыдущего года), в 2004 году - 9 %, в 2005 году - 2,4 %, в 2006 году — 2,1 %. Для поддержания добычи на достигнутых уровнях в эксплуатацию вовлекаются все большее количество низкопродуктивных неоднородных, пластові и пропластков. Разработка таких залежей ведется с применением методов.интенсификации притока пластовой жидкости к забоям скважин, наиболее распространенным из которых является гидроразрыв.пласта (ГРП), ГРП позволяет существенно повысить продуктивность скважин, вследствие создания канала высокой проводимости, соединяющего продуктивную часть пласта со скважиной:
Развитию теории и практической реализации новых технологических решений при разработке нефтяных и газовых месторождений, связанных с ГРП, посвящено множество исследований как в нашей стране, так и за рубежом. Однако на практике достаточно часто встречаются случаи, когда ожидаемое увеличение продуктивности скважины, рассчитанное на основе идеализированных моделей, не совпадает с фактическим. Это связано с тем, что горно-геологические условия не совпадают с моделями, которые заложены в основу проектирования! операций ГРП. Имеются нерешенные проблемы как в оценке ожидаемой продуктивности скважин, так и при интерпретации кривых восстановления давления (КВД), полученных во время гидродинамических исследований скважин (ГДИС) после ГРПЇ .-Поэтому разработка и совершенствование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после ГРП-. продолжают оставаться . актуальной проблемой для нефтегазовой отрасли.
Основные задачи исследования
1. Анализ и разработка усовершенствованной гидродинамической модели фильтрации пластовой жидкости в системе «пласт-трещина-скважина», позволяющей наиболее достоверно решать стационарные и нестационарные задачи, связанные с технологией ГРП.
2. Разработка методики оценки продуктивности скважин после гидроразрыва пласта с учетом длины и проницаемости трещин.
3. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления давления при гидродинамических исследованиях скважин после ГРП и их апробация в промысловых условиях.
Практическая ценность работы
Разработанная гидродинамическая модель фильтрации -пластовой жидкости в системе «пласт-трещина-скважина» позволяет оценивать продуктивность и интерпретировать данные гидродинамических исследований скважин после проведения ГРП.
Методика для оценки продуктивности скважин после ГРП и интерпретация данных ГДИС апробирована в условиях Самотлорского месторождения. Результаты исследований позволили уточнить параметры гидродинамической модели разработки пласта ABi " .
Анализ проблем применения ГРП на месторождениях нефти и газа
Поскольку реальные объекты имеют более сложную структуру, и не всегда приемы расчета рациональных технологий ГРП, основанные на идеальных условиях проведения операций, дают положительный результат.
При проведении ГРП не на один, массивный- пласт, а на пласт из нескольких пропластков разной толщины, разделенных глинистыми перемычками, трещина формируется, как показано в работе [ 109 ], из,наиболее широкого пропластка.
При наличии нескольких пропластков - двух, трех или четырех - в интервале перфорации конечная продуктивность после ГРП не соответствует увеличению продуктивности, которая должна была бы быть при разрыве всех этих пропластков. Продуктивность, как правило, соответствует только разрыву одного пропластка. И если этот наиболее толстый пропласток находится в нижней части пластового массива, то не исключен прорыв трещины через глинистую перемычку в подошве пласта толщиной от 3-4 до 10 метров, отделяющую этот пласт от ниже лежащего водонасыщенного пласта. В этом случае перемычка не всегда способна удерживать распространение трещины вниз при разрыве рассматриваемого слоистого пласта. Аналогичные анализы гидроразрывов на многих других месторождениях.
То, что только один из пропластков подвергается разрыву объясняется тем, что во всех пропластках одновременно не могут раскрыться микротрещины при достижении давления в скважине в процессе повышения интенсивности нагнетания при закачке рабочих агентов в начале операции, превышающего напряжение сжатия горных пород. Когда в одном из пропластков образуется трещина, то она начинает поглощать закачиваемую-жидкость, в результате чего происходит резкое падение давления на устье, а дальше закачка ведется при новом значении давления, меньшем давления разрыва пласта-коллектора. При этих условиях микротрещины в соседних пропластках не могут раскрыться с образованием новых трещины.
Дальше образовавшаяся трещина в одном пропластке начинает распространяться в глубь пласта и расширяться в пределах самого пропластка. Если трещина при расширении достигает тонкой глинистой перемычки, и при этом продолжается закачка рабочих агентов; то встреченная перемычка может «лопнуть». Тогда трещина распространяется в соседний пропласток одновременно развиваясь в глубь пласта. Однако надо иметь ввиду, что глубина распространения трещины в новом пропластке будет меньше, чем в основном пропластке. Таким образом, пропластки наиболее удаленные от основного с образовавшейся трещиной, могут иметь незначительное распространение трещины в глубь пласта или могут совсем не иметь трещины. Конфигурация трещины зависит от толщины пропластков и их распространения, а также от того, какой из пропластков будет разорван первым.
Пласт состоял из нижнего 6 метрового пропластка, выше был расположен 2 метровый, пропласток отделенный тонкой глинистой перемычкой, затем еще выше находятся два пропластка по 1,5 метра шириной, разделенные между собой большой глинистой перемычкой (3 м). По стандартным расчетам увеличение добычи нефти должно было составить, при закачке 34 тонн проппанта не менее 100 т/сут нефти. Однако по результатам ГРП дебит нефти остался на прежнем уровне около 7 т/сут.
При этом скважина стала работать с водой, дебит по воде составил 40 т/сут. Это означает, что трещина не попала в продуктивный пласт, а ушла в нижележащий пласт, откуда и пошла основная масса воды. Трещина инициировалась в наибольшем по толщине пропластке. Таким образом, приведенный пример показывает, что прогнозирование результативности ГРП на основе проектирования трещины по схеме стандартным схемам на самом деле, не отражает действительности.
Трещины часто распространяются в нижележащие пропластки. И если эти пропластки оказываются обводненными, то вместо ожидаемого существенного увеличения дебита скважины запускаются в работу с сильной обводненностью. В итоге, не только не достигается эффект, но иногда наносится прямой ущерб.
При наличии нескольких пропластков - двух, трех или четырех - в интервале перфорации, как показывает опыт применения гидроразрыва на месторождения Западной Сибири, конечная продуктивность после ГРП не соответствует увеличению продуктивности, которая должна была бы быть при разрыве всех этих пропластков. Продуктивность, как правило, соответствует только разрыву одного пропластка.
Влияние скважин при проведении ГРП.
Часто основанием для выполнения ГРП в малодебитной скважине является пример работы соседней (или нескольких соседних высокопродуктивных скважин).
При изучении результатов проведенных операций по ГРП, как показано в работе [110], обнаружен такой феномен, как существенное изменение режимов работы соседних скважин, расположенных в 300 - 500 м от скважины с ГРП. При хорошей гидродинамической связи между скважинами происходит снижение дебитов 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 (рисунок 1.2).
Определение увеличения продуктивности скважин после ГРП с трещиной бесконечной проводимости
На рисунке 2.12 а представлена сеточная модель фильтрации жидкости к скважине в цилиндрических координатах, где переменными являются расстояние г и угол ф.
При отсутствии трещины, очевидно, будем иметь обычную картину движения жидкости — плоскорадиальный поток к скважине. При этом на каждом круговом контуре давления будут постоянными.
Номера узлов: 0 і N (по радиусу) и 0 j М (по углу ф).
На рис. 2.146 рассмотрена ячейка ci = 5HJ = 7. В центре этой ячейки находится узел сетки, также имеющий номер i, j. А давление в этом узле Рц.
В соответствии с законом Дарси перепад давления на плечах і -т- і-1 и j -ь j+1 соответственно равен:
где Pjj, PI_IJ - давление в узлах сетки i,j и i-lj; qj+ij, qjj-i — расходы жидкости вдоль контура і между ячейками i, j+1 + i,j и ij - ij-1; \i — вязкость, Па«с; k — проницаемость, м ; h — толщина пласта, м; R,— радиус і-го контура, м; AR - шаг сетки по радиусу, м. А перепад давления на плечах j+1 + j и j + j-1 равен
где ф - шаг по углу; qj.y и q +i - расходы жидкости вдоль линии і между ячейками i-l,j + ij и ij -+ i+lj.
Для каждого узла, очевидно, в соответствии с законом Кирхгофа для (гидравлических сетей) может быть записано следующее уравнение
Как видно в результате проделанных манипуляций получили систему уравнений из пяти неизвестных в каждом уравнении. Система уравнений (2.14) включает 20x10 = 200 уравнений.
Граничными условиями для решения этой системы уравнений являются: 1) На стенке скважины, т.е. в узлах і = 0; 0 j 10 давление остаётся постоянным Pjj = 0;
2) На контуре питания, т.е. при і = 20; 0 j 10 , давление остаётся в течение всего периода работы постоянным и равно Рпл. В нашем случае это давление P;J = 100 ат;
3) Поскольку моделируется движение жидкости по трещине и принято, что трещина имеет намного большую проницаемость чем проницаемость пласта (в 104 10 раз), то при моделировании принимаем давление по всей длине трещины, равной давлению в скважине, т.е.
Ро ; /и;,,у = о=Рскв = 0; (2.15)
4) Поскольку моделируются участки пласта симметричные по отношению, левой и нижней окружающей скважину зонам, то по линиям стыковки этих зон градиенты давлений принимаются равными нулю. Последнее означает, что перетоков жидкости между симметричными по распределению давления зонами нет, т.е.
Pimp i N,j = 0 =Pimp i N,j = l. (2.16)
Также записывается для границы і = 0 + М и j = 10 Ро / yv,y = ю =
PO ; JV,./ = 9.
Решение уравнений (2.8) - (2.16) с граничными условиями, записанными в конечно-разностной форме, выполнено с применением метода Якоби.
Суть этого метода состоит в том, что, беря исходные значения давлений во всех узлах сети, кроме граничных, произвольные, затем ведётся расчёт давлений в каждом узле сетки как неизвестной величины по известным давлениям в окружающих этот узел узлах.
Исходные давления во всех узлах приняты равными начальному пластовому давлению. А давление на границах остаются всё время в соответствии с принятыми формулами (2.8) - (2.16). Р,ат юо
Поскольку вычисления делаются на ПК, то число итераций может быть задано любое. В наших расчётах для надёжности принято 1000 итераций.
При расчёте продуктивности скважин, соответствующих построенным поверхностям давлений на графиках на рис. 2.12 принято во внимание, что все характеристики распределений давлений получены при моделировании притоков жидкости с депрессией, равной 100 ат.
Так как жидкость поступает в скважину в основном через трещину, то дебит определяется как сумма дебитов между отдельными ячейками, і=іт примыкающими к трещине, т.е. q = 2_jql. А значение дебита в любой точке і ;=0
Таким образом, вычисляем дебит для всех вариантов длин трещин; рассмотренных при моделировании.
На рис. 2.15-2.18 приведены результаты моделирования для случаев: L/RK = 0, L/RK = 0.1, L/RK = 0.25, L/RK = 0.45. Показаны характеристики распределения давления в пласте при различных условиях фильтрации.
Как видно, на рисунке 2.13 приведены результаты моделирования для стандартных условий фильтрации, когда в пласте нет трещины, а поток радиальный. Все полученные значения давлений в пласте соответствуют давлениям, получаемым по известному закону Дюпюи.
Распределение давлений в пласте для L/RK = 0.1 имеет уже существенное отличие - особенно впризабойной зоне пласта, а для L/RK = 0.5 существенные изменения происходят и в удаленной зоне.
В результате этих расчетов и построений рассчитаны дебиты скважин при различных длинах трещин, которые являются суммами потоков по представленным трубкам тока. А также по итогам этих расчетов появляется возможность оценивать отрицательный скин-эффект, соответствующий длинам трещин. В табл. 2.3 приведены данные об изменении дебита Qrpn / Q
Основные методы ГДИ, применяемые при разработке нефтяных месторождений
Существуют различные способы исследования пластов.
На рис. 3.6 приведена типовая диаграмма давления, отражающая исследования с регистрацией условий работы скважины в виде кривых притока (КП) и работы скважины после остановки насосов - восстановления давления (КВД).
Диаграмма соответствует идеальным условиям исследования методом КВД, когда перед остановкой скважина работала длительное время с постоянным дебитом q при установившимся динамическом уровне Н [4, 7, 15]. Затем скважина останавливается и давление регистрируется манометром (регистрируется КВД).
Данный вид исследований реализуется при фонтанном режиме эксплуатации скважины, когда отработка на необходимом режиме достигается подбором штуцера соответствующего размера. Но из-за незначительного числа фонтанирующих скважин охватить такими исследованиями большую часть месторождения не представляется возможным. Кроме того, скважины эксплуатируются фонтанным способом, как правило, только на самых начальных этапах разработки месторождения. При более часто применяемых способах добычи нефти на основе погружных насосных установок из-за невозможности транспортировать манометры на забой скважины и отсутствия достаточно надежных датчиков давления на приемах насосов восстановление давления в скважине определяется путем прослеживания роста уровня жидкости в затрубном пространстве. Такие исследования называют методом КВУ (методы записи кривых восстановления уровня).
Расчет забойного давления по данным замера уровней жидкости в затрубном пространстве из-за неопределенной информации о плотности жидкости в скважине является весьма приближенным. Поэтому методами КВУ получить надежный результат невозможно.
При записи КВД с регистрацией давления на забое в закрытой скважине достаточно точная характеристика фильтрационных свойств пласта в призабойной и удаленной зонах получается при изучении высокопроницаемых продуктивных отложений (0,10 и более мкм ). При исследовании пластов средней (0,02 - 0,10 мкм ) и особенно низкой (менее 0,020 мкм ) проницаемости приходится считаться с влиянием ствола скважины на КВД, искажающего динамику роста давления на начальном этапе восстановления давления. Это явление в гидродинамике называют afterflow или "послеприток". Избежать искажающего влияния ствола скважины на КВД можно путем изоляции его с перекрытием на забое, например, с помощью пакера.
На рис. 3.7 приведена диаграмма давления, которая может быть получена при исследовании пласта с применением свабирования или на основе струйного аппарата (например, УОС). T=t q=const
Исследования пласта указанным способом связано с относительно непродолжительным периодом отбора жидкости из пласта - отработки скважины перед ее остановкой.
Время притока здесь соизмеримо со временем записи КВД. Поэтому за время отработки скважины установившийся режим притока не достигается и после остановки скважины в пласте происходит «наложение» процессов перераспределения давлений, вызванных продолжающимся развитием воронки депрессии, связанной с отработкой скважины, и новой («обратной») волной давления, связанной с перекрытием потока жидкости в скважину. Поэтому забойные манометры в таком варианте исследования пластов фиксируют давление, характеризующее интерференцию происходящих двух процессов перераспределения давления в пласте.
Диаграмма давления, показанная на рис. 3.8, соответствует исследованиям с применением испытателей пластов на трубах (ИПТ).
Рисунок 3.8 - Диаграмма давления, записанная при исследования скважин ИПТ Здесь после скачка депрессии на пласт трубы заполняются пластовым флюидом, и на забое регистрируется кривая роста давления (кривая притока). При этом дебит при притоке изменяется. Затем скважину закрывают на забое и регистрируют кривую восстановления давления.
Наконец, рассмотрим еще один вид исследований пластов (диаграмма давления на рис. 3.9, который в последние годы стал популярным в нефтепромысловом деле.
Рисунок 3.9 -Диаграмма давления, получаемая при компрессировании Закачкой воздуха в затрубное пространство жидкость через НКТ "обратной промывкой" вытесняется на поверхность
После снижения уровня в скважине до определенной отметки (например, на 800 - 1000 метров) выпускается сжатый воздух из скважины, в результате чего создается условие для поступления пластового флюида в скважину. В дальнейшем происходит заполнение скважины пластовым флюидом, и глубинный манометр фиксирует рост давления, связанный с повышением столба жидкости в скважине. Темп роста давлениявхкважине и характеризует фильтрационные свойства пласта.
Такой метод исследования пластов называют иногда КВДк (то есть исследование с записью кривой восстановления давления при компрессировании). А если прослеживается повышение уровня в затрубном пространстве эхолотом без спуска манометра в скважину, то соответственно такое ГДИ называют КВУк.
Заметим, что определение рассмотренного приема заполнения скважины пластовым флюидом после создания "мгновенного" скачка депрессии как исследования скважины с записью кривой восстановления давления ошибочно. То есть, в обычном смысле, действительно происходит восстановление давления в пласте и скважине. Но, строго говоря, под КВД всегда следует понимать регистрацию давления в скважине обязательно после ее отработки (хотя бы и кратковременной) при прекращении (прерывании) притока жидкости в скважину.
При исследовании скважин испытателями пластов принято считать:
- процесс накопления пластового флюида в трубах после пуска скважины в работу - процессом притока (рис. 3.8), хотя в определенном смысле можно было бы считать этот процесс и восстановлением давления;
- процессом восстановления давления называют режим изменения давления на забое после перекрытия клапаном труб и приостановки поступления в них жидкости из пласта.
Поэтому рассматриваемый процесс (по схеме на рис. 3.9) скорее можно отнести к процессу притока, чем к процессу восстановления давления (КВД). И по условиям поступления жидкости в скважину этот процесс более -соответствует процессу притока при работе с ИПТ.
Анализ результатов КВД с трещиной ГРП Самотлорского месторождения
ГРП стал наиболее распространенным способом интенсификации притока пластовой жидкости к скважинам. На некоторых месторождениях подвержены ГРП до 50 % добывающих скважин. На Повховском месторождении запланированы и осуществлены ГРП практически во всех (за исключением аварийных или обводненных) скважинах. Однако, далеко не во всех скважинах подверженных ГРП проводятся ГДИ. Что позволяло бы уточнять гидродинамические характеристики месторождения.
На Самотлорском месторождении были проведены ГДИ после ГРП, во многих скважин пласта ABi " . В 2006 году, на пласте ABj " выполнено 57 исследований методом регистрации КВД. Как правило, исследования проводились, после перевода скважины с ранее эксплуатируемых пластов (АВ,3 или АВ2-з).
Исследования выполнялись с применением установки «Бустер», где депрессия на пласт осуществляется поэтапным снижением уровня жидкости, в скважине. Обычно проводится несколько снижений продолжительностью 2 - 5 часов. В это же время происходит приток жидкости из пласта. Затем в течение 10-20 часов записывается кривая восстановления давления.
Установками «Бустер» ГДИ выполнялись в режиме освоения скважин и поэтому приток выполнялся в виде серии импульсных запусков скважины, чередующихся с записью коротких КВД. Запись последней КВД, выполняется продолжительностью несколько часов. Этот режим регистрации роста давления является базой для изучения гидродинамических параметров пласта путем интерпретации данных с применением известного метода Хорнера. При этом время кратковременной отработки скважины определялось как накопленный объем жидкости за все циклы импульсных отборов, деленный на средний дебит для всех периодов отработки.
Такой вид исследования больше всего похож на традиционный метод исследования с применением ИПТ — испытателя пластов на трубах, когда перед закрытием скважины производят отбор жидкости в трубы на нескольких режимах. Это исследование также подобно гидродинамическим исследованиям, связанным с освоением скважин установками типа У ОС. Похоже исследование и на режим отработки скважины свабированием с последующей записью КВД.
Все эти исследования, характеризуются кратковременными отборами жидкости из пласта и кратковременными остановками скважины. В конце отработки скважины записывается- продолжительная КВД, которая и подлежит обработке и по которой затем производится интерпретация и оценка параметров пласта.
Однако ИПТ, УОС и свабирование производятся с установкой пакеров, и тогда КВД не сильно искажается влиянием ствола скважины. При исследовании скважин установками «Бустер» отборы ведутся в ствол скважины, в котором осуществляется поэтапное снижение уровня жидкости. Поэтому КВД в значительной степени искажается в начальные часы процесса [ восстановления давления влиянием ствола скважины. И только при высоких дебитах (более 50 м /сут) и интенсивных притоках жидкости из пласта за 20 — . 30 часов записи кривых восстановления давления получается кондиционная информация о процессах фильтрации жидкости в пласте.
С применением установки «Бустер» осуществлено максимальное количество исследований.
Другой вид исследований, применяемых на месторождении — свабирование, также связан с кратковременными периодами отборов и остановок, являющимися способом освоения скважины. В конце проведенных циклов освоения осуществляется запись КВД в течение нескольких часов, которая затем обрабатывается с применением метода Хорнера (также как и в случае использования установок «Бустер»).
Есть несколько замеров КВД при освоении скважин струйными насосами (УОСами), которые по способу получения и интерпретации результатов не отличались от способов освоения и исследования скважин, описанных выше.
Существенно от рассматриваемых ранее ГДИ отличались исследования методом регистрации КВУ. Отличие заключается в том, что замеры роста уровня в скважине осуществлялись после длительной эксплуатации скважины. Поэтому способы обработки результатов замера (КВУ) основывались на методе Миллера-Дайеса-Хатчинсона (МДН).
Рассмотрим пример обработки кривой восстановления давления.
На рисунке 3.25 приведен пример исследования скважины №38Р установкой для освоения скважины.«Бустер». Перед проведением операции, как видно из рисунка, давление в скважине снижается и достигает за 14 часов замера 90 ат, что свидетельствует о низком пластовом давлении в данной скважине. Более точно пластовое давление зафиксировано в процессе собственно-исследования скважины, которое составило, как видно изтого же графика, порядка 75 ат. Этот замер осуществлен на глубине установки манометра- Н = 1695 м. Основной пласт ABi " имеет интервал перфорации 1683,0-1694,0 м.
