Метод кислотного гидроразрыва пласта (КГРП) используется как способ воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) в условиях залегания карбонатных коллекторов ЮТМ. Это месторождение является одним из крупнейших в Красноярском крае. Оно сложено гетерогенным фундаментом протерозойского возраста, перекрытого осадочным чехлом. Охарактеризовать можно кавернозно-трещинным карбонатным коллектором рифейского и вендского возраста. Это является причиной сложностей, возникающих в процессах добычи и разработки месторождения, главная из них – прорывы газа. Кровля и подошва являются размытой поверхностью, которые стратиграфически несогласно перекрывают более молодые отложения. Основной разрабатываемый объект – Юрубченская залежь, состоящая из макрозернистых доломитов с прослоями слабосцементированного доломита и алевролита. Наблюдаются микро- и макротрещины, пустоты выщелачивания. Матрица пород непроницаема, размеры пор – менее 0,1 мкм.
Кавернозность развита с различной интенсивностью и образовалась в результате выноса кальцитового и доломитового материалов. Месторождение приурочено к юго-восточному склону Юрубчено-Куюмбинского свода, который делает сложнее мегасвод в рамках структурного элемента второго порядка. На подошве свод ограничен изогипсой около 2450 м и дизъюнктивными нарушениями. Извлекаемые запасы Юрубчено-Тохомского месторождения составляют: по категории С1 – 64,5 млн тонн нефти, С2 – 172,9 млн тонн, газа (С1+С2) – 337,3 млрд кубометров и конденсата (С1+С2) – 23 млн тонн.
При разработке Юрубчено-Тохомского месторождения необходимо постоянное наблюдение за ходом его эксплуатации и эффективностью применения тех или иных технологий воздействия на пласт и призабойную зону скважин, некоторые из них – кислотный гидроразрыв пласта и вскрытие продуктивного пласта горизонтальными стволами.
Одним из способов поддержания базовой и привлечения дополнительной добычи является проведение геолого-технических мероприятий. Распространение на промысле получили кислотная обработка, гидравлический разрыв пласта и их модификации. Последние играют большую роль в интенсификации добычи углеводородов. Объемы их использования велики, по суммарному эффекту дополнительно добытой нефти из залежи их приравнивают к методам повышения нефтеотдачи.
Рассмотрим метод кислотного гидроразрыва пласта. Сущность метода заключается в том, что в пласте по напластованию образуется система глубокопроникающих трещин, а кислотный раствор, проникая в трещины и взаимодействуя с породой, улучшает их фильтрационные свойства. В результате увеличивается поверхность фильтрации и уменьшается сопротивление призабойной зоны скважин. Кислотный гидроразрыв пласта (КГРП) применяется в карбонатном коллекторе с относительно большой по размерам и ухудшенной призабойной зоной пласта (ПЗП) и особенно рекомендуется применять в коллекторах, сложенных из плотных средне- и малопроницаемых карбонатных пород с содержанием растворимых в кислоте компонентов не менее 70 %.
Смысл любого, в том числе и кислотного гидроразрыва пласта, заключается в создании трещин в горной породе по мере увеличения давления при проникновении жидкости в поровое пространство и дальнейшем достижении критического давления. Объемы продуктивного пласта разрываются по плоскостям минимальных напряжений горного давления при закачке жидкости в пласт, это сопровождается возникновением трещин. После создания искусственных трещин в пласт закачивается кислота под давлением, которое выше давления раскрытия трещины. Кислота взаимодействует с породой на поверхности трещины, в результате образуется шероховатая неоднородная поверхность. Далее, после снятия избыточного давления в трещине остаются взаимосвязанные щели. Для эффективности КГРП важно, чтобы вытравленные кислотой поровые каналы оставались открытыми, потому что если они успеют закрыться, то пути для движения флюида к скважине будут перекрыты. В карбонатных отложениях, представленных кальцитом и доломитом, которым присуща определенная прочность, можно создать достаточно протяженные и стабильные каналы.
Операция КГРП состоит из нескольких циклических этапов:
- закачка в пласт высоковязкой жидкости;
- закачка кислотного раствора;
- конечное продавливание кислоты в скважину.
В отличие от традиционного ГРП с проппантом, в КГРП поочередно (за 3–4 цикла) в пласт под давлением закачиваются высоковязкая жидкость и кислотный состав. Поскольку высокопроницаемые зоны (активные каналы фильтрации) заполняются высоковязким составом, то маловязкая кислота начинает проникать в низкопроницаемые участки призабойной зоны. Этим создаются новые каналы фильтрации либо «возрождаются» старые, неактивные в данный момент каналы.
Оборудование для КГРП является отправной точкой для успешного контроля за качеством выполнения и результатов работ. Оборудование, требуемое для выполнения стимулирующей обработки, включает емкости, смесительное оборудование, оборудование для подачи кислоты, а также насосное и контрольно-измерительное оборудование. Оно состоит из:
- станции контроля и управления;
- насосных агрегатов ГРП;
- смесительного оборудования;
- емкостей ГРП;
- системы подачи песка;
- манифольда высокого/низкого (HI–LO) давления;
- блока манифольдов.
Результатом проведения КГРП является существенное увеличение проницаемости ПЗП, которая может стать даже выше проницаемости удаленной зоны пласта (УЗП). Повышение проницаемости, в свою очередь, вызывает увеличение продуктивности скважины, а также коэффициента извлечения нефти (КИН) в результате увеличения зоны дренирования скважины. Результаты КГРП зависят от двух основных параметров – расстояния, на которое происходит разрыв, и эффективной проводимости образовавшихся трещин. Эти параметры определяются многими факторами, такими как объем, концентрация кислоты, скорость реакции, темп закачки, температура пласта, проницаемость, ширина и ориентация образовавшихся трещин, давление закрытия трещин и т.д.
Однако технология КГРП является сложной, и если проектирование проведено не на должном уровне, то успешность процесса может быть нулевой и даже отрицательной. Поэтому во многих случаях перед применением основного ГРП производится тестовый гидроразрыв (мини-ГРП), после которого корректируются все параметры модельного «дизайна» КГРП.
Для анализа эффективности выбрано 20 операций КГРП, проводимых на различных скважинах Юрубчено-Тохомского месторождения в 2018–2022 гг. В рамках исследований выполнена оценка применения кислотного гидроразрыва пласта как способа увеличения производительности скважин. Показано, что применение метода позволяет увеличивать дебит и коэффициент продуктивности горизонтальных добывающих скважин Юрубчено-Тохомского месторождения в 1,5–3 раза. Данная методика может быть рекомендована как универсальный способ интенсификации добычи в условиях карбонатного кавернозно-трещиноватого коллектора, который может применяться на любой стадии разработки месторождения.
По результатам исследований были получены средние величины прогнозируемого дебита и коэффициента продуктивности после проведения кислотного воздействия на пласт.
Взаимодействие известняка, доломита с кислотой описывается реакциями:
2HCl + CaCO3= CaCl2 + H2O + CO2,
4HCl + CaMg(CO3)2 = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2, где CaCl2 и MgCl2 – соли, легко растворимые в воде.
Далее в таблицах приводятся результаты эффективности применения КГРП.
Таблица 1. Средний дебит скважин до и после проведения КГРП (Юрубчено-Тохомское месторождение)
Таблица 2. Коэффициент продуктивности до и после проведения КГРП
Таким образом, средний дебит по всем скважинам после проведения 20 операций кислотного гидравлического разрыва пласта увеличился на 60,9 м3/сут, приблизительно в 3,86 раза. Коэффицент продуктивности (мера способности пласта отдавать флюид) возросла в 1,38 раза. Увеличение этого параметра на 40 % говорит о том, что в пласте появилось множество путей (трещин) для движения флюида к забою. Кроме того, снизился скин-эффект, увеличилась рабочая зона ПЗП и проницаемость. Величина площади воздействия на породу коллектора значительно увеличилась за счет роста числа трещин в планируемом под воздействие интервале.
Использование КГРП на ЮТМ считается критически важным для преодоления низкой проницаемости матрицы и обеспечения рентабельной добычи УВ на долгие сроки. Результаты могут стать полезны при проведении дальнейших КГРП на Юрубчено-Тохомском месторождении и на похожих по своим особенностям объектах. Метод обоснован наличием ожидаемого технологического эффекта, который выражается в повышении дебита скважин и повышении нефтеотдачи пластов.
Литература
1. Кутукова Н.М. Критерий продуктивности рифейских отложений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления по комплексу геолого-геофизических данных // Актуальные проблемы нефти и газа. – Вып. 3. – 2019. – С. 1–10.
2. Сауткин Р.С. Коллекторские свойства и продуктивность рифейских отложений Юрубчено- Тохомского месторождения. Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова. – 2015. – С. 25–34.
3. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические процессы в нефтегазоносных пластах. – М.: Недра, 1988. – 215 с.
4. Юрубчено-Тохомская зона газонефтенакопления – важный объект концентрации региональных и поисково-разведочных работ в верхнем протерозое Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / А.А. Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – 1988. – № 11. – С. 45–55.
5. Юшков И.Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. – 177 с.
