Механизмы образования явления автоГПР на неразрабатываемых пластах и оценка их влияния на систему разработки месторождений на примере Приобского месторождения

Основным результатом успешной разработки любого месторождения является его конечный коэффициент нефтеотдачи (КИН). На КИН могут влиять как геологические свойства коллекторов, так и технологические параметры разработки месторождений. Разработка месторождений со все более низкой проницаемостью ставит перед инженерами нефтегазовой отрасли нетривиальные задачи. Одна из них — организация эффективной системы разработки в низкопроницаемых коллекторах.

Характеристика объекта исследования

В статье приводится опыт разработки, проблемы, вызовы и решения на Приобском нефтяном месторождении. Рассматриваемое месторождение характеризуется низкой проницаемостью объектов нефтедобычи, более половины запасов сосредоточены в пластах с kпр менее 2мД [6]. Проведение операций по гидроразрыву с использованием технологии массированного ГРП (гидроразрыва пласта) на скважинах Южной части Приобского месторождения является неотъемлемой частью системы разработки, сложившейся на лицензионном участке.

Разрыв горной породы происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению [9—12]. Особенности тектонического этапа развития плиты Западной Сибири определили ориентировку главных горизонтальных напряжений Приобского месторождения, на котором минимальный горизонтальный стресс ориентирован субмеридионально, в азимуте 330—340° [4][5]. Стресс представляет собой протяженные региональные зоны разгрузки с уменьшенными горизонтальными тектоническими напряжениями пород плитного комплекса по отношению к их субширотному простиранию. Данное обстоятельство подтверждается развитием трещин гидроразрыва пласта в скважинах до и после исследований (FMI и DSI соответственно), историей разработки, проведением микросейсмических исследований при ГРП [2][3][7][8][13] (рис. 1).

Ультранизкие фильтрационные свойства пластов на некоторых участках разработки Приобского месторождения характеризуются значением эффективной проницаемости менее 1 мД. Необходимо отметить, что, несмотря на стимулирование низкопроницаемых пород гидроразрывом пласта, не удается охватить дренированием желаемую площадь нефтеносности, добиться утвержденного КИН. Площадь разработки локализована в околоскважинном пространстве.

Материалы и методы

Обрискование встречи зон пласта с высоким пластовым давлением ведется на основании решения ряда аналитических задач: построения карт водонефтяного фактора, кольцевого картирования подхода фронта нагнетаемой воды, карт изобар, истории бурения, промысловых геофизических исследований (ПГИ) на предмет перетоков, СО-каротаж напротив продуктивных интервалов, не вскрытых перфорацией. Это классические инструменты разработки, с их помощью можно решить задачи по предупреждению потенциальных зон АВПД (аномально высоких пластовых давлений) в заводняемых пластах [1][3].

Однако прогнозирование АВПД на пластовых системах, не затронутых разработкой действующей системой, является более сложной задачей. Особенности, объединяющие все случаи с получением АВПД на транзитах, можно структурировать следующим образом:

Осложнения были получены на группе АС7—АС9, литологически представляющей собой аргиллитовые породы, частично кавернозные, с переслаиванием алевролитов в подчиненном значении. Ключевой особенностью является получение АВПД напротив алевролитов с карбонатным цементом в поровом пространстве, выделяющихся на каротажных диаграммах как «плотняк» с высокоомными (свыше 100 Ом×м) значениями по методу БК.

Организация системы ППД (поддержания пластового давления) сформирована в краевых, крайне заглинизированных участках продуктивных пород. Эффективная проницаемость, вычисленная аналитическими методами, составляет не более 0,8 мД.

На участках с осложнениями закачка воды в пласт в нагнетательные скважины производится с высокими давлениями. Давление на буфере превышает 174—180 ат (эквивалентно забойному давлению более 424 ат).

Наличие ярко выраженного регионального стресса, составляющее 330—340°, что подтверждается высокой гидродинамической связью между скважинами, располагающимися в одном ряду (соосно региональному стрессу).

Точки пластопересечения, на которых зафиксированы АВПД при бурении скважин, вертикально проецируются на линию, по которой создана галерея нагнетания воды от скважин ППД по региональному стрессу. Точки пластопересечения отклоняются на расстояния не более чем 100—110 м поперек в сторону от галереи [3] (рис. 2).

На основании наблюдений факторов, объединяющих все случаи с получением АВПД была выдвинута теория формирования зон высокого давления в неразрабатываемых пластовых системах, которая впоследствии подтвердилась моделированием развития трещины автоГРП. На крайне заглинизированных участках продуктивного пласта при переводе скважин в нагнетание после отработки в добыче создается элемент разработки пласта с высоким давлением на забое скважин, достигающим 424 ат и более (давление гидроразрыва пласта составляет 387 ат). Фильтрации воды в пласт не происходит.

Пласт представлен системой, находящейся в напряженном состоянии (давление пласта более 424 ат — нарушение целостности пласта).

Порода ломается, формируется эффект «автоГРП» — дальнейшее самопроизвольное развитие ранее созданной трещины ГРП по направлению регионального стресса, а также вверх по пути наименьших гидравлических сопротивлений. Система разгружается в «псевдоколлекторах» (карбонатизированные алевролиты), склонных к растрескиванию по линии генерального стресса.

Оценка роста трещины при процессах ППД проводилась в симуляторах ГРП FracCADE (псевдо-3D-моделирование) и Planar3D (3D-моделирование). При переносе данных геомеханической модели в симулятор ГРП на глубине пласта, где было зафиксировано АВПД, был создан пропласток — транзитный пласт, представляющий собой хрупкие породы, склонные к растрескиванию. Результаты моделирования показывают:

• возможное развитие трещины вверх по разрезу в сторону АС9, и выше до зон, где было зафиксировано АВПД;
• оценочное время развития трещины до глубины, где было зафиксировано АВПД, по данным 3D-симулятора составляет 1—1,5 года;
• оценочный объем жидкости ППД для развития трещины до глубины зоны, где получено АВПД при бурении, составляет около 30 000 кубов жидкости (рис. 3, 4) [3].

Результаты

Выведены следующие положения к теории формирования зон АВПД на транзитах.

1. Породы, склонные к эффекту «автоГРП», седиментологически приурочены к глубоководным фациям.
2. Риски потенциальны по всей линии стресса, созданной галереей нагнетательных скважин.
3. Максимальные риски несут в себе участки бурения в краевых зонах распространения коллектора с проницаемостью не более 0,8—1,0 мД.
4. Особое внимание следует уделить участкам с нагнетательными скважинами, на которых проводилась интенсификация методом ГРП с целью восстановления приемистости [3].

Проблему с митигацией рисков АВПД при бурении нужно рассматривать не только в контексте минимизации геологических осложнений при бурении.

Остается вопрос в части геолого-промыслового контроля и анализа за разработкой эксплуатационных объектов и методов регулирования разработки эксплуатационных объектов.

На текущий момент накопленная компенсация составляет по всем объектам 104%. Однако динамика снижения Рпл свидетельствует о дефиците пластовой энергии, что неизбежно отражается на падении добычи жидкости (рис. 5). Индикатором наличия или отсутствия поддержки пластового давления является динамика значений промыслового газового фактора по замерам на скважинах. При газосодержании 80 м³ на момент написания статьи газовый фактор превысил 122 м³. Сейчас отмечается, таким образом, режим растворенного газа, ведущий к негативным последствиям: снижению вязкости нефти, снижению фазовых проницаемостей для нефти и уменьшению конечного КИН, что связано с непроизводительной закачкой в транзитные пласты.

Оценить непроизводительную закачку в пласты можно на основании изучения графика Холла (рис. 6).

График Холла — накопленное давление нагнетания от накопленной закачки. Методика является высокоэффективной как для оценки динамики и характера изменения приемистости, так и для оценки эффектов геолого-технических мероприятий (ГТМ) по изменению приемистости. Был проанализирован участок опытно-промышленных работ (ОПР) и выявлены скважины с непроизводительной закачкой с автоГРП. Конечная цель — рассчитать дефицит объемов закачки и увеличить приемистость скважин для восстановления пластового давления. Ниже, на рисунке 7, произведены результаты построения графика Холла на участке исследований. Многочисленные изломы кривых на скважинах 30757, 30716, 30642 свидетельствуют о формировании нескольких генераций трещин автоГРП. Численно, по отклонению от нормальной кривой стабильной закачки, непроизводительный объем закачиваемой воды оценивается от 28 до 37%.

Заключение

Предлагается оптимизация действующий системы разработки на опытном участке Приобского месторождения с низкопроницаемыми коллекторами. При успешном подходе система может быть использована для всего месторождения, а также других месторождений, схожих по геологическому строению.

Несмотря на целевые уровни компенсации добычи закачкой (накопленная компенсация 104%), текущее пластовое давление ниже начального на 23%. В связи с этим на месторождении фиксируется режим растворенного газа, что приводит к снижению подвижности нефти, недостижению проектного КИН. Проведен расчет уровней нецелевой закачки на опытно-промышленном участке, который составил 35%. Предлагается оптимизации действующей системы ППД для увеличения компенсации (формирование очагового заводнения, перераспределение приемистости), возврату к упругому режиму работы залежей, уменьшению темпов падения добычи.

ВКЛАД АВТОРОВ / AUTHOR CONTRIBUTIONS

Исламов А.И. — разработал концепцию статьи, раскрыл механизм формирования явления автоГРП, участвовал в камеральных сборах статистических данных, участвовал в расчетах моделей развития трещины автоГРП, окончательно утвердил публикуемую версию статьи и согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Есаулков С.Д. — участвовал в камеральных сборах статистических данных, построении и анализе непроизводительной закачки, подготовил текст статьи и согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Azamat I. Islamov — developed the concept of the article, revealed the mechanism of formation of the phenomenon ofautogrillation, participated in desk statistical data collection, participated in calculations of models of crack development of autogrillation, finally approvedthe published version of the article and agrees to take responsibility for all aspects of the work.

Sergey D. Esaulkov — participated in the in-house collection of statistical data, construction and analysis of unproductive uploads, prepared the text of the article and agrees to take responsibility for all aspects of the work.