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.
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.
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.
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].
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.
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.
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.
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 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.
