Моделирование распространения маркированного пропанта в трещине гидравлического разрыва пласта

SIMULATION OF MARKED PROPANT PROPAGATION IN HYDRAULIC FRACTURING FRACTURE

OVCHINNIKOV K.N.1,
MALYAVKO E.A.1,
BUYANOV A.V.1,
KASHAPOV D.V.2
1 LLC «GeoSplit»
Moscow, 121205,
Russian Federation
2 IMEh UFIC RAS
Ufa, 450098, Russian Federation

Проведение операции гидравлического разрыва пласта (ГРП) с использованием полимернопокрытого маркированного пропанта является неинвазивным методом, позволяющим оптимизировать работу скважины по результатам исследования профиля притока скважины. В зависимости от решаемых задач подача маркированного пропанта может быть произведена на различных этапах – в начале, на средней и последних стадиях ГРП. Целью данной работы являлось исследование расположения маркированного пропанта в трещине ГРП с учетом свойств пласта и параметров обработки, а также обоснованный выбор параметров стадий ГРП с маркированным пропантом для увеличения точности регистрируемых данных.

Hydraulic fracturing with the use of a polymer-coated marked proppant agent is a non-invasive technique that allows optimizing well operation based on the well flow profile survey results. Depending on the objectives to be accomplished, a marked proppant agent can be carried in at different stages of the hydraulic fracturing operation - at the initial, middle and last stages of hydraulic fracturing. The object of this paper was to study the location of a marked proppant agent in a hydraulic fracture, taking into account the properties of the formation and treatment parameters, as well as reasonable selection of the parameters of the stages of hydraulic fracturing with a marked proppant agent to maximize the accuracy of the recorded data.

Одной из основных проблем при проведении и анализе гидравлического разрыва пласта является невозможность достоверного определения и наблюдения за событиями, происходящими как при операции (инициация трещины, рост трещины по длине или высоте, упаковка трещины ГРП пропантом), так и после операции: разрушение и вдавливание пропанта в стенки трещины, кольматация трещины остатками геля ГРП и пр. Важно понимать, что дебит скважины определяется фактическими геометрическими размерами созданной трещины, т. е. площадью фильтрации углеводородов через боковую поверхность трещины к стволу скважины.

Одной из основных проблем при проведении и анализе гидравлического разрыва пласта является невозможность достоверного определения и наблюдения за событиями, происходящими как при операции (инициация трещины, рост трещины по длине или высоте, упаковка трещины ГРП пропантом), так и после операции: разрушение и вдавливание пропанта в стенки трещины, кольматация трещины остатками геля ГРП.

На текущий момент процесс проведения ГРП представляет собой отлаженный механизм технологической и теоретической точек зрения. За 70-летнюю эволюцию операции ГРП прошли путь от единичных операций до массового внедрения в производство (общее количество в России за год ~10 000). Разработана специальная техника достаточной мощности, позволяющая доставлять расклинивающий агент в пласт. Подготовлено огромное количество химических реагентов под определенные ФЕС пласта. Теоретически описано развитие трещины ГРП на различных этапах обработки, разработаны специализированные программные продукты, позволяющие проводить моделирование на этапе «дизайна» и моделировать фактическую геометрию трещины ГРП по полученным давлениям обработки [1].
Единственным достоверным источником, свидетельствующим об успешности или неуспешности ГРП, о возможном избыточном росте трещины ГРП в нецелевые участки пласта (наличие большой водяной или газовой составляющей добываемого флюида), загрязнении трещины ГРП остатками геля, разрушении пропанта и пр., служит фактический дебит скважины после проведенной операции.

На текущий момент процесс проведения ГРП представляет собой отлаженный механизм технологической и теоретической точек зрения. За 70–летнюю эволюцию операции ГРП прошли путь от единичных операций до массового внедрения в производство (общее количество в России за год ~10 000). Разработана специальная техника достаточной мощности, позволяющая доставлять расклинивающий агент в пласт. Подготовлено огромное количество химических реагентов под определенные ФЕС пласта.

Стоит отметить, что вышесказанное относится к одиночному ГРП в наклонно-направленной скважине. В случае проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) все становится значительно сложнее, ввиду большого количества операций, разности ФЕС и ГМ свойств обрабатываемого участка скважины, осложнений при проведении ГРП, разности создаваемого забойного давления и пр.
Проведение промыслово-геофизических испытаний (ПГИ), а также других методов исследований, таких как внутрискважинный и поверхностный сейсмический мониторинг, использование маркированного пропанта и пр., позволяет оценить работу каждой из трещин, а также выяснить причины низкого дебита, либо высокой обводненности. Дополнительные операции, проводимые при ПГИ, требуют глушения скважины, вследствие чего возрастает риск кольматации как призабойной зоны пласта, так и трещины ГРП, что в конечном счете может значительно ухудшить работу скважины и нивелировать эффект ГРП. Все это значительно снижает возможность проведения повторных исследований профиля притока и, как следствие, вносит неопределенности в работу скважины, последующую оптимизацию дизайна ГРП и т. д. Отличием использования маркированного пропанта перед другими способами является возможность проводить исследования на протяжении нескольких лет без остановки и глушения скважины, а также исключает использование дополнительных СПО.

НАЧАЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ
При выполнении работы проведена подготовка и разработка большого количества моделей ГРП, включающих в себя варьирование геомеханических параметров пласта (сжимающих напряжений, модулей Юнга), фильтрационно-емкостных свойств, коэффициента утечек жидкости.
Сжимающие напряжения определяют ориентацию и азимут трещины ГРП. Предварительный расчет сжимающих напряжений чрезвычайно важен на этапе проектирования ГРП, так как является определяющим для технологических параметров обработки, закладываемых в дизайн ГРП.
Модуль Юнга – физическая величина, характеризующая свойства материала сопротивляться растяжению, сжатию при упругой деформации. В теории и практике ГРП-коэффициент является одним из важнейших, так как в значительной степени влияет на геометрию трещины.

Единственным достоверным источником, свидетельствующим об успешности или неуспешности ГРП, о возможном избыточном росте трещины ГРП в нецелевые участки пласта (наличие большой водяной или газовой составляющей добываемого флюида), загрязнении трещины ГРП остатками геля, разрушении пропанта, служит фактический дебит скважины после проведенной операции.

Что касается фильтрационно-емкостных свойств пласта, то рассматривается общий параметр, в который входят ФЕС – утечки жидкости разрыва в породу при проведении операции ГРП.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
В статье рассмотрены различные структуры пласта: от простой трехслойной модели глина – песчаник – глина (рис. 1) до реальной многослойной модели, включающей в себя 5 основных литотипов пород: песчаник, алевролит, аргиллит, глина, плотные породы. Рассмотрены различные варианты мощностей породы. Важным параметром на этапах дизайна ГРП является разность сжимающих напряжений у пород коллектора и неколлектора, так как именно разность напряжений является определяющей в геометрии получаемой трещины ГРП: станет ли трещина распространяться в пределах целевого интервала, или будет происходить избыточный рост за переделы целевого пласта и, как следствие, размещение массы пропанта в нецелевых зонах.
С другой стороны, разработаны различные планы проведения операции ГРП, включающие варьирование планов обработки, расходов закачиваемой жидкости, массы пропанта, вязкости жидкости, процентное содержание маркированного пропанта. Под базовыми вариантами понимаются варианты с трехслойной моделью, мощностью 30 м, с разностью сжимающих напряжений
30 атм, модулем Юнга – 15 ГПа, проницаемостью пласта –
10 мД, коэффициентом утечек на песчанике —
0,0001 фут/мин0.5, коэффициентом Пуассона на песчанике – 0,23, на глинах – 0,29. Масса маркированного пропанта в базовом дизайне составляет 15 т, общая масса закачиваемого пропанта составляет 100 т, объем жидкости на стадии буфер –
100 м3, общий объем закачиваемой жидкости – 340 м3, расход смеси – 5 м3/мин.
Моделирование проводилось в симуляторе ГРП «РН-ГРИД». Симулятор «РН-ГРИД» физически адекватно описывает большинство явлений, связанных с переносом пропанта вдоль трещины, включая оседание пропанта в маловязкой жидкости, учет ускорения и торможения пропанта в потоке жидкости, бриджинг пропанта в узких местах трещины и повторную мобилизацию пропанта при последующем увеличении раскрытия. В отличие от других симуляторов ГРП, «РН-ГРИД» не использует глобальный бриджинг, рассчитывая условие бриджинга и мобилизации в каждой ячейке отдельно [2].

При выполнении работы проведена подготовка и разработка большого количества моделей ГРП, включающих в себя варьирование геомеханических параметров пласта (сжимающих напряжений, модулей Юнга), фильтрационно–емкостных свойств, коэффициента утечек жидкости.

ТЕХНОЛОГИЯ МАРКЕРНОЙ ДИАГНОСТИКИ
И ОЦЕНКА ПРОФИЛЯ ПРИТОКА

Для проведения маркерной диагностики исследуются пробы пластового флюида. Срок мониторинга составляет до 5 лет с момента вывода скважины на режим. По всем образцам проб пластового флюида проводят комплекс исследований по выделению квантовых маркеров-репортеров отдельно из нефтяной и водной фазы [3]. Метод определения профиля притока основан на размещении маркеров-репортеров, содержащих квантовые точки в полимерном покрытии пропанта. Квантовые точки, каждая размером несколько нанометров, помещаются внутрь нерастворимых микросфер и затем химически вшиваются в полимерное покрытие пропанта. Далее маркеры вымываются из покрытия и попадают в пластовый флюид, после чего на устье скважины отбираются пробы, и происходит их лабораторный анализ.
В основе аналитического определения маркеров-репортеров лежит инструментальный метод – проточная цитофлуориметрия [4]. Принцип работы заключается в следующем: неоднородности, которые находятся в образце, с помощью обжимной жидкости и тонко настроенной гидродинамической системы выстраиваются в ряд строго друг за другом. После этого они облучаются несколькими лазерами, сигналы после облучения фиксируются различными детекторами. Для каждой точки фиксируется 15 различных параметров, самыми информативными являются каналы флуоресценции в различном диапазоне длин волн. Маркеры-репортеры– это микросферы, внутри которых находятся квантовые точки, способные флуоресцировать в разном диапазоне длин волн в зависимости от кода маркера [5]. Каждый продуктивный интервал горизонтальной скважины маркируется уникальным кодом, что позволяет оценить вклад каждого интервала в работу скважины. Каждый образец, разделенный на фазы, исследуется с использованием аналитического аппаратно-программного комплекса GEOSPLIT. По результатам анализа проб и их интерпретации определяется относительное содержание маркеров-репортеров различных сигнатур, что позволяет перейти к процентному выражению притоков по каждому интервалу (рис. 3).

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ МНОГОВАРИАНТНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
По результату проведенных модельных расчетов обнаружена особенность в части распределения маркированного пропанта при модельных расчетах: при проведении ГРП на наклонно-направленной скважине с небольшой мощностью пласта (до 30 м) маркированный пропант вне зависимости от технологических параметров обработки и геомеханических и фильтрационно-емкостных свойств пласта распределяется по всему пласту, тем самым удовлетворяя необходимым условиям для максимизации обнаружения маркеров-репортеров. Так, на рис. 4–6 показаны различные режимы обработки и свойства пласта.

Метод определения профиля притока основан на размещении маркеров–репортеров, содержащих квантовые точки в полимерном покрытии пропанта. Квантовые точки (размером несколько нанометров) помещаются внутрь нерастворимых микросфер (размером один микрон), затем помещаются в полимерное покрытие пропанта. Далее маркеры вымываются из покрытия и попадают в пластовый флюид, после чего на устье скважины отбираются пробы, и происходит их лабораторный анализ.


При переходе к большой мощности пласта и проведении моделирования с учетом горизонтального ствола скважины, а именно горизонтальной проводки, где вертикальная составляющая интервала перфорации становится ничтожно мала, а также при снижении проницаемости пласта и, как следствие, утечек жидкости разрыва (моделируя низкопроницаемые коллектора), получается распределение маркированного пропанта, показанное на рис. 7.
Интересной особенностью в данном случае является то, что часть пласта не охвачена маркированным пропантом, в результате чего возможно искажение или неполнота регистрируемых маркеров вследствие большей латеральной составляющей потока. В данном случае предлагается изменение плана подачи маркированного пропанта в соотношении 1:1 на заключительных пропантных стадиях. Измененный план подачи маркированного пропанта заключается в чередовании маркированного пропанта и обычного «пачками» по 5 т (рис. 8).
Как видно, даже при подаче пачками при мощности коллектора 5 м, не представляется возможным разместить маркированный пропант по всей мощности пласта. На рис. 9, 10 показаны подачи пропанта при размещении интервала перфорации в центре и подошве пласта.
Таким образом, становится ясно, что при увеличении мощности пласта возможно потребуется использовать большее количество маркированного пропанта при проведении операции ГРП для обеспечения перекрытия всего пласта и достижения максимальной точности в регистрации получаемых данных.

РЕЗУЛЬТАТЫ МНОГОВАРИАНТНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ МНОГОСЛОЙНОЙ МОДЕЛИ СКВАЖИНЫ
Переходя к проведению моделирования реальной скважины с наличием большого числа литотипов, различных сжимающих напряжений в обрабатываемом пласте, варьировании коэффициента утечек, геомеханических параметров и пр., стоит отметить, что не существует типовых решений для проведения операции ГРП с маркированным пропантом, каждая операция должна быть просчитана, учтены возможные риски при размещении пропанта, которые могут оказать негативное влияние на показания маркеров-репортеров и в конечном счете могут привести к некорректным выводам.
Так, на рис. 11 показано распределение маркированного пропанта для многослойной модели скважины. По результату моделирования отмечается, что пропант перекрыл весь интервал перфорации.
На примере данной скважины проведено моделирование с увеличенной массой маркированного пропанта
(30 т) для лучшей регистрации маркеров-репортеров. Помимо опыта с увеличенной массой пропанта проведено моделирование с чередованием подачи маркированного пропанта.

При увеличении мощности пласта возможно потребуется использовать большее количество маркированного пропанта при проведении операции ГРП для обеспечения перекрытия всего пласта и достижения максимальной точности в регистрации получаемых данных.


На рис. 12–14 показаны распределения маркированного пропанта при различных режимах подачи. Интересной особенностью является то, что при подаче 30 т маркированного пропанта и подаче 15 т маркированного пропанта совместно с обычным пропантом, по результату моделирования получается одинаковая площадь соприкосновения трещины ГРП с породой. Моделирование с совместной подачей маркированного пропанта массой 30 т и обычного показано на рис. 14, что по результату моделирования позволило покрыть практически всю площадь созданной трещины ГРП.
На рис. 15 показан предельный случай совместной подачи двух сигнатур маркированного пропанта: при совместной подаче маркированного пропанта на средних стадиях, а также последней стадии.

РЕЗУЛЬТАТЫ МНОГОВАРИАНТНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ РЕАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
Для проведения операции МГРП с маркированным пропантом выбрана одна из субгоризонтальных скважин на территории Западной Сибири с 10 стадиями и массой закачиваемого пропанта 60 т в каждый порт. ГРП планировалось на сшитом геле c расходом закачиваемой жидкости 3,4 м3/мин, объемом закачиваемой жидкости 250 м3, максимальной концентрацией закачиваемого пропанта 900 кг/м3. Интересной особенностью проведения операции ГРП является закачка двух последовательных операций ГРП в один порт (рис. 16, 17).
Пласт, в связи с большой мощностью и расчлененностью, характеризуется низкими и неоднородными ФЕС по вертикали, высоким начальным пластовым давлением и температурой. Так, подошвенная часть характеризуется малыми ФЕС, средняя характеризуется высокими ФЕС, кровельная – средними ФЕС. Важно отметить, что расстояние по высоте между первой и последней стадиями составляет 35 м.
После проведения многовариантных расчетов и учета мощности и ФЕС пласта предложена закачка массой 15т на последней стадии ГРП для оценки вклада каждого из портов ГРП.
При проведении операций ГРП не возникло существенных осложнений, все операции ГРП проведены в штатном режиме, вся целевая масса пропанта размещена в пласте.
Подача маркированного пропанта массой 15 т осуществлялась на предпоследней стадии ГРП с концентрацией 700–900 кг/м3 с последующей перепродавкой обычным пропантом массой 2 т. Продавка обычным пропантом необходима для предотвращения выноса пропанта в скважину после проведенной обработки.
По результату отобранных проб и анализу маркеров репортеров, показанных на рис. 18, отмечается малая работа стадий ГРП № 1–4, высокая работа порта № 5, средние показатели стадий № 6–10.
Подобное распределение работы скважин по результату отобранных проб связана с распределением проводки ствола скважины с изменением ФЕС от низких в кровле пласта (стадия ГРП № 1–4) до высоких в середине пласта (стадия ГРП № 5) и средних в кровле пласта (стадии ГРП № 6 – 10), показанных на рис. 19.
Большие показания маркеров-репортеров на стадиях № 9,10 вероятно обусловлены большей депрессией, создаваемой УЭЦН.

После проведения многовариантных расчетов и учета мощности и ФЕС пласта предложена закачка массой 15т на последней стадии ГРП для оценки вклада каждого из портов ГРП.

ВЫВОДЫ
По результатам проведенного моделирования на базовых моделях с варьированием планов обработки, геомеханических и фильтрационно-емкостных параметров, а также с изменением параметров обработки получены следующие зависимости.
• При небольшой мощности пласта, подвергнутого гидравлическому разрыву пласта, происходит равномерное покрытие ПЗП полимернопокрытым маркированным пропантом, обеспечивающим удовлетворительную точность регистрируемых данных.
• С увеличением мощности пласта, а также при переходе от наклонно-направленной скважины к горизонтальной, требуется разработка адресного подхода к плану проведения операции ГРП.

С увеличением мощности пласта, а также при переходе от наклонно–направленной скважины к горизонтальной, требуется разработка адресного подхода к плану проведения операции ГРП.


• С учетом данных, полученных по результату тестовых закачек, требуется как пересмотр всего плана работ (для минимизации осложнений и размещения плановой массы пропанта в пласте), так и график подачи маркированного пропанта.
• Адресный подход к проведению операций ГРП с использованием маркированного пропанта на примере проведенной операции МГРП на субгоризонтальной скважине с различными ФЕС позволил, с одной стороны, получить данные по профилю притока скважины без дополнительных внутрискважинных операций, с другой – показал пути возможного развития дизайнов ГРП на скважинах подобного типа.

Литература

1. Кашапов Д.В. Течение жидкости с пропантом в горизонтальной скважине при проведении операции гидравлического разрыва пласта // Нефть. Газ. Новации. 2019. № 7. С. 62–66.
2. Симулятор гидроразрыва пласта нового поколения. [Электронный ресурс]. URL: https://rn.digital/rngrid/ (дата обращения: 13.07.2020).
3. Патент 2685600 РФ. Способ определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта / Гурьянов А.В.; опубл. 20.07.2018.
4. Овчинников К.Н., Бузин П.В., Сапрыкина К.М. Новый подход к исследованию скважин: маркерная диагностика профилей притоков в горизонтальных скважинах // Инженерная практика. 2017. № 12. С. 82–88.
5. Kawasaki et al. Nanotechnology, nanomedicine, and the development of new, effective therapiesfor cancer. Nanomedicine: Nanotechnology, Biology, and Medicine. 2005, vol. 1, pp. 101–109.

References

1. Kashapov D.V. Techeniye zhidkosti s propantom v gorizontal’noy skvazhine pri provedenii operatsii gidravlicheskogo razryva plasta [Fluid flow with proppant in a horizontal well during hydraulic fracturing]. Neft’. Gaz. Novatsii [Oil. Gas. Innovations], 2019, no. 7, pp. 62–66. (In Russian).
2. Simulyator gidrorazryva plasta novogo pokoleniya [New generation hydraulic fracturing simulator] (In Russian). Available at: https://rn.digital/rngrid/ (accessed 13.07.2020).
3. Patent 2685600 RF. Method for determining downhole fluid inflows during multi-stage hydraulic fracturing. A.V. Guryanov; publ. 20.07.2018. (In Russian).
4. Ovchinnikov K.N., Buzin P.V., Saprykina K.M. Novyy podkhod k issledovaniyu skvazhin: markernaya diagnostika profiley pritokov v gorizontal’nykh skvazhinakh [New Approach to Well Testing: Marker Diagnostics of Inflow Profiles in Horizontal Wells]. Inzhenernaya praktika [Engineering practice], 2017, no. 12, pp. 82–88.
(In Russian).
5. Kawasaki et al. Nanotechnology, nanomedicine, and the development of new, effective therapiesfor cancer. Nanomedicine: Nanotechnology, Biology, and Medicine. 2005, vol. 1, pp. 101–109.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Овчинников К.Н.

    Овчинников К.Н.

    технический директор

    ООО «ГеоСплит»

    Малявко Е.А.

    Малявко Е.А.

    ведущий инженер-исследователь ОП «ОКБ БН»

    ЗАО «Новомет-Пермь»

    Буянов А.В.

    Буянов А.В.

    руководитель технической группы

    ООО «ГеоСплит»

    Кашапов Д.В.

    Кашапов Д.В.

    научный сотрудник

    ИМех УФИЦ РАН

    Просмотров статьи: 322

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru