Целью работы является установление источника обводнения скважин с гидроразрывом пласта на основе исследований устьевых проб продукции без проведения промысловых геофизических исследований и остановки скважины. Оценивается степень развития вновь созданных трещин гидроразрыва пласта и их влияние как на показатели обводненности скважин, так и на выработку запасов нефти с близко залегающих (соседних) горизонтов с применением разработанных алгоритмов обработки данных. Результатом является качественная оценка и количественное распределение добычи воды и нефти по горизонтам и определение источника притока флюида (нефти и воды) скважин с ГРП.
ГРП представляет собой эффективный метод интенсификации добычи. При грамотном подходе этот метод дает положительные результаты. Среди отечественных нефтяных компаний в применении ГРП как важного элемента разработки нефтяных месторождений наиболее продвинулось ОАО «Сургутнефтегаз». Эффективность ГРП может быть невысокой, что связано с геологическими условиями, истощенностью месторождений, а также неудовлетворительным подбором скважин и геологическим контролем за выполнением работ [4]. Однако за 2014–2016 гг. в рамках проведения программы ОПР успешность проведения ГРП на доманиковых отложениях – основных нетрадиционных источниках УВ в РТ – составила 71,4 % [2].
В целом на месторождениях РФ зачастую не выполняется тщательное планирование процесса ГРП (которое требует максимального количества промысловых данных и предварительного проведения ряда исследований). Порой это приводит к нежелательным и даже негативным последствиям, поэтому операция ГРП обязательно должна сопровождаться мониторингом [1].
Основные факторы, приводящие к снижению эффективности ГРП:
· снижение пластовой энергии при несоответствии добывных возможностей скважин с ГРП фильтрационным характеристикам пластов и систем ППД;
· резкое снижение фазовых проницаемостей по нефти в недонасыщенных и переходных зонах пласта при увеличении скорости фильтрации пластового флюида в притрещинной зоне; низкая начальная проводимость трещины из-за ошибок в проектировании технологических операций;
· вынос проппанта из трещины пластовым флюидом в процессе разработки; кольматация трещины неразложившимся гелем;
· резкий рост обводненности вследствие перетока из газо-, водоносного или высокопромытого пропластка по созданной трещине либо прорыва фронта нагнетания по созданной трещине [3].
Одной из острых проблем процесса гидроразрыва является прогноз развития трещины ГРП, в частности вертикальных трещин, имеющих значительную высоту и несоизмеримо меньшую ширину [7], ведь даже при современном уровне развития технологий существует определенная степень неоднозначности и риска. Существуют методы наземного и подземного мониторинга трещин ГРП [5, 6] (рис. 1).
Современное состояние этих методов говорит о наибольшей эффективности применения при минимальных затратах именно подземного способа, в то время как опыт применения наземного картирования на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» компаниями ОАО «Удмуртгеофизика», ПАО «Пермнефтегеофизика», Центром механики и геодинамики недр [6], на месторождениях Западной Сибири компаниями ООО «Газпром георесурс» и ООО «Викосейс» показывает реальный факт развития в заданном направлении лишь части трещин, выделенных при поверхностном мониторинге; ввиду наличия сильных поверхностных помех выявлены могут быть только сигналы относительно сильных источников, т.к. у поверхностного мониторинга, несмотря на меньшую стоимость, высокую мобильность и быстрое время развертывания системы по сравнению со скважинным мониторингом, имеется существенные недостатки: чувствительность к погодно-сезонным и природно-ландшафтным условиям, подверженность влиянию мощных источников техногенных помех (ЛЭП, дороги, трубопроводы), большой объем данных (на 1–2 порядка больший по сравнению со скважинным мониторингом) и, как следствие, невозможность обработки в режиме реального времени [1].
Что касается скважинного мониторинга, то его главное преимущество – меньшие помехи и высокая точность получаемых результатов в связи с размещением в малошумных условиях (скважина). Недостатки: дороговизна; требование наличия рядом скважин-кандидатов для наблюдения, которые на время мониторинга приостанавливают свою работу [5]. Существуют технологические факторы и риски скважинного мониторинга, которые необходимо оценивать: дистанции между зонами ГРП и интервалом регистрации в наблюдательных скважинах (должны быть порядка первых сотен метров); нежелательное использование в качестве наблюдательных скважин старого фонда (обычно в них неблагоприятные условия); необходимость изолирования, при наличии, рабочих интервалов в наблюдательной скважине установкой отсекающего пакера; высокий уровень вибрации обсадной колонны – неблагоприятные условия приема приводят к возникновению резонансных явлений на горизонтальных сейсмоприемниках зонда, что порой вынуждает использовать несколько наблюдательных скважин вместо одиночной; необходимость приостановки бурения на соседних скважинах – несоблюдение этого приводит к серьезному осложнению интерпретации данных ПСМ; влияние между устьями наблюдательной скважины и скважины ГРП – для ослабления фона помех, связанного с работой тяжелой техники на устье скважины ГРП, необходимо в качестве наблюдательной выбирать скважину, пробуренную из другого куста (при кустовом бурении). Таким образом, должный учет условий и рисков и применение методов мониторинга развития трещин ГРП для контроля качества выполнения операции гидроразрыва позволит повысить эффективность разработки месторождения [8].
Решение
Таким образом, планирование распространения трещины ГРП осложнено наличием большого количества неопределенностей, вследствие этого фактические параметры трещины могут расходиться с дизайном. В таких случаях зачастую повышается обводненность скважины. Определение источника воды с использованием ПГИ может быть затруднительно и требует остановки скважины, а в случае с ГРП в горизонтальных стволах установить источник притока флюида геофизическими методами, а именно выявить развитие трещины в нецелевые пласты, не представляется возможным (рис. 2). Однако определение фактического распространения трещины и источника обводнения по вертикали возможно на основе анализа продукции скважины после проведения ГРП.
Новизной рассматриваемого подхода является использование прецизионных геохимических исследований, позволяющих находить отличия в составе близко залегающих горизонтов. Далее на основе исследований добываемого флюида скважин с ГРП производится определение развития трещины в целевой и/или соседний горизонт. Исследование проводится на основе доступного и широко используемого отбора устьевых проб продукции скважин, метод анализа является оперативным и позволяет охватить большой фонд скважин в короткие сроки (рис. 3).
В Республике Татарстан наиболее часто работы по гидроразрыву пласта ведутся в карбонатных отложениях верейского горизонта и башкирского яруса. Посредством отбора проб нефти с каждого из пластов устанавливаются их отличия по содержанию геомаркеров, а дальше, отбирая продукцию по скважинам с ГРП, устанавливается их состав и наносится на данные шаблоны или палетки по характеристике пластов. Качественно становится возможным оценить вовлечение по нефти по каждому горизонту, а разработанные алгоритмы обработки таких данных позволяют оценить вовлечение пластов количественно и увидеть развитие трещин ГРП в выше или нижележащие пласты.
На одном из месторождений установлены отличия нефти верейских и башкирских отложений по маркеру М2 (рис. 4). На скважинах с ГРП на верейский горизонт видно, что все они относятся к башкирскому ярусу, а значит происходит преимущественное развитие трещины ГРП вниз – в кровельную часть башкирского яруса.
На основе алгоритмов матстатистики рассчитана доля вовлечения в работу обоих пластов в скважинах ГРП (таблица 1). Продукция скважин с проведенными работами по ГРП верейского горизонта по геоиндикаторам (используется группа маркеров) соответствует также и нефти башкирского яруса, что необходимо закладывать в существующую гидродинамическую модель по месторождению и учитывать в выработку добычи по нефти с соседнего яруса – башкирского. Так как обводненность продукции скважин с ГРП относительно низкая, то расчет доли воды не производился, в том числе по причине отсутствия воды в верейских опорных скважинах, так как горизонт является безводным на данном участке.
Поиск источника обводнения
Иногда скважины с ГРП на верейские пласты вводятся в работу с высокой обводненностью. Так, на другом участке изучен состав воды по обоим пластам – башкирскому и верейскому (рис. 5). Найдены отличительные маркеры. На рисунок нанесены точки по составу воды трех скважин с ГРП на верейский горизонт. Качественно можно оценить, что скважина № 91Г получает воду с башкирского яруса, а скважина № 54Г находится в пределах значений по составу воды по своему пласту – верейскому. Количественный расчет приведен в таблице 2.
В таблице 2 видно, что обводненность скважин отличается: скважины, трещины которых попали в башкирские отложения, обладают наибольшей обводненностью (скв. № 91Г, 88Г). Нами был учтен и такой параметр, как объем кислоты при КГРП: построен график зависимости объема кислоты и рассчитанной доли вовлечения башкирского яруса на основе отбора пробы воды на геохимию (рис. 6). Исходя из чего можно сделать вывод о рекомендуемом объеме кислоты при проведении работ по КГРП на том же объекте и снижении обводненности вновь вводимых скважин после КГРП.
Выводы
В рамках работы выполнен геохимический анализ проб пластового флюида добывающих опорных скважин с целью характеристики разреза – выявление уникальных особенностей состава как нефти, так и воды по пластам, в том числе близкозалегающим. Дальше рассматриваются скважины с ГРП – при сопоставлении составов продукции с использованием автоматизированного алгоритма расчета определяется источник обводнения скважин. Рассчитываются доли притока пластового флюида по каждому объекту разработки, в том числе по приобщенным нецелевым пластам.
Применение рассматриваемого подхода предоставляет ценную информацию о распространении трещин для конкретных промысловых объектов, которая может быть использована при планировании дальнейших ГРП. Также на основе получаемых результатов геохимических исследований возможно уточнение адаптации гидродинамических моделей месторождений с учетом притока пластового флюида из нецелевых интервалов ГРП, что позволит корректно учитывать извлекаемые запасы углеводородов и повышать качество ретроспективного анализа разработки
нефтесервиса.
Литература
1. Александров С.И., Мишин В.А., Буров Д.И. Проблемы скважинного и наземного микросейсмического мониторинга гидроразрыва пласта // Экспозиция Нефть Газ. 2015. № 6 (45). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/problemy-skvazhinnogo-i-nazemnogo-mikroseysmicheskogo-monitoringa-... (дата обращения: 07.08.2023).
2. Анализ результатов опытно-промышленных работ в скважинах на доманиковые отложения на месторождениях Республики Татарстан / Р.С. Хисамов, В.Г. Базаревская, Т.И. Тарасова [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ТатНИПИнефть. Том Выпуск 85. – Набережные Челны: ЭкспозицияНефтьГаз, 2017. – С. 78–85. – EDN URQNNA.
3. Бобков Д.О. Проблемы, возникающие при проведении ГРП, и возможности их решения // Современные научные исследования и инновации. 2017. № 7 [Электронный ресурс]. URL: https://web.snauka.ru/issues/2017/07/84111 (дата обращения: 12.07.2023).
4. Муслимов Ренат Халиуллович Решение фундаментальных проблем нефтяной отрасли России – основа масштабного перехода к инновационному развитию // Георесурсы. 2017. № 3. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/reshenie-fundamentalnyh-problem-neftyanoy-otrasli-rossii-osnova-ma... (дата обращения: 07.08.2023).
5. Отарбаев, А.А. Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта / А.А. Отарбаев, Л.Н. Иконникова // Арктические исследования: от экстенсивного освоения к комплексному развитию: Материалы II международной научно-практической конференции, Архангельск, 11–14 ноября 2020 года. – Архангельск: Издательский центр А3+, 2020. – С. 562–565. – EDN BAXXXI.
6. Цветков Г.А., Рябоконь Е.П. Совершенствование технологии мониторинга развития трещины гидроразрыва пласта //Каротажник. – 2016. – № 10. – С. 98–105.
7. Эльмурзиев, Д.А. Анализ проблем вертикального распространения трещин ГРП и поиск подходов к их решению / Д.А. Эльмурзиев, Д.Д. Водорезов // Новые технологии – нефтегазовому региону: материалы Международной научно-практической конференции, Тюмень, 16–20 мая 2016 года. Том I. – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2016. – С. 71–73. – EDN VYCFDT.
8. Shipaeva M., Nurgaliev D., Sudakov V., Usmanov S., Safina R., Salimova R. Geochemical approach for identification of hydraulic fracture vertical distribution in reservoir simulation model basing on microcomponent study of oil produced. European Association of Geoscientists & Engineers, Horizontal Wells 2021, May 2021, Volume 2021, p. 1 – 5. DOI: https://doi.org/10.3997/2214-4609.202154024.
