ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
.pdfкомплекс Сибири: современное состояние и перспективы развития» (Материалы Международного научно-практического форума, посвящённого 50-ю открытия нефти и газа на территории Томской области и 60-ю нефтегазового образования в Сибири), г.Томск, 2012г.**
5.Ростовцев В.В., Ростовцев В.Н., Ростовцева Н.П., Лайнвебер В.В. «О выявленных прогнозируемых месторождениях на правобережье реки Оби в Томской области».В кн**
6.Пешков В.Е., Пешков И.В., Городников М.А., Изотов В.М., Ивлева А.С., Ивлев Д.А. «Научное обоснование возможности сокращения сроков окупаемости капитальных вложений, затраченных на проведение геологоразведочных работ» Известия Томского политехнического университета вып. №8, том 305, 2002г.
7.Пешков В.Е., Ким Р.А., Кокунов Н.Д., Макаров К.Ю., Останин В.А., Синицын Е.А. «Рациональный комплекс работ при вторичном вскрытии пластов на нефтяных и газовых месторождениях», В кН.** 2004г.
8.Пешков В.Е., Пешков И.В., Пешков А.В., Крылов О.В. Патент на изобретение № 2230889 «Устройство для гидропескоструйной перфорации», 2004г.
9. Пешков В.Е., Пешков И.В., Пешков А.В., Крылов О.В. Патент на изобретение № 2308594 «Способ разработки нефтяного месторождения», 2005г.
ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ТРЕЩИНЕ ГИДРОРАЗРЫВА
Долгушин В.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Аннотация
Встатье рассмотрен вопрос ограничения водопритока в трещине гидроразрыва. Разработана технология проведения гидроразрыва пласта, компоненты которого обеспечивают создание селективного водоизоляционного экрана при сохранении реологических свойств жидкости проппантоносителя и минимальных затратах нареагенты.
Внастоящее время большинство месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки. В связи этим актуальна проблема высокой (более 85 %) обводненности продукции для большинства месторождений. Обводнение происходит по причине подтягивания подошвенных и/или кровельных вод, наличия заколонныхперетоков в результате некачественного цементирования, интерференции добывающих скважин с системами поддержания пластового давления (ППД). А также в результате прорыва трещины гидроразрыва в близко расположенные выше или ниже лежащие водоносные горизонты, и как следствие подтягивание пластовых вод и последующий рост обводненности продукции добываемой скважины, решению данной проблеме и посвящена статья.
Сцелью того, чтобы гидроразрыв пласта (ГРП) проводился эффективно, были достигнуты прогнозные дебиты по добыче углеводородов, и не происходило резкого роста обводненности продукции после проведения
331
ГРП, необходимо чтобы скважины кандидаты соответствовали требованиям представленным на рис. 1, сформированные на основе РД ОАО Сургутнефтегаз.
При соблюдении данных условий не произойдет катастрофический рост обводненности продукции после проведения ГРП. Однако большинство скважин на месторождениях Западной Сибири давно перешагнули отметку обводненности в 70%, но тем не менее ГРП на сегодняшний день остается одним из наиболее эффективных методов повышения нефтеотдачи пласта. Для того чтобы проводить ГРП с потенциально возможным прорывом трещины в водоносный горизонт, либо с высокой обводненностью продукции, существуют технологии направленные на снижение обводненности продукции основными из которых являются:
1.Ограничение роста трещины в высоту за счет снижения эффективного давления в самой трещине гидроразрыва, что достигается применением маловязких жидкостей разрыва;
2.Создание механических барьеров путем предварительной закачки цементных, глинистых растворов или специальных волокон.
3.Установка химических барьеров за счет применения водоизоляционных составов селективного воздействия.
Основные недостатки и преимуществами данных технологий заключается в следующем:
-При применении технологии снижения эффективного давления основными недостатками путем применения маловязких жидкостей являются: снижение несущей способности жидкости проппантоносителя и образование недостаточной гидравлической ширины трещины разрыва, в результате чего может образоваться упаковка проппанта на забое, увеличится риск преждевременной технологической остановки ГРП; отсутствие селективности ограничения водопритока; ограничения по выбору скважин кандидатов.
-При создании механических барьеров основными недостатками являются: отсутствие селективности ограничения водопритока т.к. при закачивании цементных и глинистых растворов не обеспечивается селективное ограничение водопритока, проницаемость снижается не только по воде, но и по углеводородам; происходит кольматация трещины ГРП; ограничение по выбору скважинкандидатов.
332
Рис. 1. Схема выбора скважины кандидата для проведения ГРП
Где: * При отношении давлений менее 0.9 за 2-3 месяца до проведения ГРП в ближайших нагнетательных скважинах должно быть организовано или усилено ППД; ** Для снижения риска пробкообразования при ГРП в скважинах с большим зенитным углом назначается реперфорация;
ɑпс– среднее значение диффузионно-адсорбционного потенциала по окружающим добывающим скважинам; Qн – накопленная добыча по нефти, тыс. т.; Кн–начальнаянефтенасышенность, доли ед.; Кп – пористость, доли ед.; hн – нефтенасыщенная мощность, м.
333
В применении технологии ограничения водопритока водоизоляционными составами селективного воздействия происходит избирательное ограничение водопритока, при относительной простоте реализации технологии,т.к. нет необходимости применения дополнительного оборудования, отсутствуют ограничения по подбору скважин кандидатов для обработки с точки зрения обводненности продукции скважин, в которой проводится ГРП. Однакоприменение модификаторов фазовой проницаемости, таких как AquaCon™, WCA-1на основе полиакриламида (производитель EconomyPolymers&Chemicals), не показали свою высокую эффективность. Т.к. технология их применения компанией ООО «TricanWellService» на Самотлорском и Хохряковском месторождениях проводилась совместно с жидкостями проппантоносителя на водной основе (при малых концентрациях 1-2 % и менее), что вызывало гидролиз с водной основой жидкости проппантоносителя. Кроме того составы является гидрофильными в результате чего они мало эффективны при применении в водоизоляционных работах [1].
Исходя из вышеперечисленных преимуществ и недостатков применения данных технологий, сформированы требования к технологиям ограничения водопритока при ГРП.
•Отсутствие зависимости применения технологии от геологических условий;
•В случае приобщения трещиной водонасыщенных пропластков изоляция водопритока должна осуществляться соответствующими добавками;
•Жидкость разрыва должна обладать высокой вязкостью при селективном воздействии;
•Технология, должна создавать водоизолирующий экран по всей эффективной длине трещины гидроразрыва;
•Обладать относительно невысокой стоимостью реагентов (в сравнении с Западными аналогами).
Для этого подобран и разработан двухкомпонентный водоизоляционный состав на основе этилсиликата и гидрофобной кремнийорганической жидкости. Выбор компонентов которого происходил на основе положительного опыта применения в нефтегазовой практике, а именно при водоизоляционных работах кремнийорганических соединений, способных в присутствии воды вступать в реакцию гидролитической поликонденсации, при этом не взаимодействуя с углеводородами. Для осуществления и ускорения реакции гидролитической поликонденсации с ЭТС-40 вводится катализатор ГКЖ-11Н. Время отверждения композиции регулируется в широких пределах количествомдобавленного катализатора[2].
Критерием оценки водоизолирующих свойств состава был принят коэффициент восстановления проницаемости, который экспериментальным путем определялся для составов с различным соотношением ингреди-
334
ентов на образцах керна по пласту АВ1(1-2)Самотлорского месторождения, по пластовой воде и керосину после воздействия ЭТС-40 и ГКЖ-11Н в различных объемных соотношениях, результаты представлены на рис. 2.
|
100 |
|
% |
90 |
|
, |
|
|
способность |
80 |
|
|
||
|
70 |
|
|
60 |
|
Закупоривающая |
50 |
|
40 |
||
|
||
|
30 |
|
|
20 |
10
0
0,0
|
|
|
|
|
|
95,5 |
|
|
|
|
|
87,1 |
Закупоривающая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
способностьпо |
|
|
|
|
|
|
воде |
|
|
|
|
|
|
y = 0,060x2 + 3,274x - 5,743 |
|
|
|
|
51,5 |
|
R² = 0,947 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
35,4 |
|
39,8 |
|
|
|
27,8 |
27,4 |
34,9 Закупоривающая |
|
|
|
24,8 |
25,3 |
способностьпо |
||
|
|
|
|
|||
|
12,4 |
|
|
13,7 |
|
керосину |
8,1 |
6,2 |
7,4 |
|
y = 0,016x2 + 1,535x - 4,903 |
||
5,3 |
|
|
||||
|
|
|
R² = 0,927 |
|||
|
5,0 |
|
10,0 |
15,0 |
20,0 |
25,0 |
СоотношениеГКЖ-11НвЭТС-40, %
Рис. 2. Изменениепроницаемостикернапопластовойводеикеросинупо- слевоздействияЭТС-40 иГКЖ-11Нвразличныхобъемныхсоотношениях
Однако селективные технологии не могут обладать абсолютной избирательностью. Показателем селективности метода является степень его избирательного снижения продуктивности обводненных интервалов по сравнению с нефтегазонасыщенными. Чем больше степень снижения проницаемости по воде, тем выше селективность метода. Из данной графической зависимости видно, что закупоривающая способность состава по воде в 3,4 раза превышает закупоривающую способность по керосину. Данный факт позволяет судить о селективности состава.
Однако данная двухкомпонентная водоизоляционная композиция не может применяться при ГРП как жидкость проппантоносителя т.к. обладает не достаточной вязкостью, с этой целью разработан компонентный состав жидкости проппантоносителя с селективными водоизоляционными свойствами и необходимыми реологическими характеристиками.
Для того чтобы этилсиликат доставлялся в продуктивный пласт и процесс гидролитической поликонденсации происходил именно в пластовых условиях, а не в момент закачки жидкости по лифтовой колонне НКТ. В технологической жидкости проппантоносителя не должно быть примесей, вступающих с этилсиликатом в химические реакции, которые могли бы вызвать гидролиз или повлиять на степень его поликонденсации, определили в качестве основы разрабатываемой жидкости смесь дизельного топлива (ДТ) и ЭТС-40.
335
Вследствие отсутствия зависимостей, определяющих взаимосвязь величины вязкости от ее компонентного состава, в работе поставлен и проведен полнофакторный эксперимент. Область варьирования принятых факторов определена на основе экспериментов и приведена в табл. 1.
|
|
|
Область варьирования факторов |
Таблица 1 |
||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вl |
|
Сl |
Тl |
|
|
|
|
|
|
|
Температура, |
|
ДТ, (%) |
|
ЭТС-40, |
Гелант, |
Активатор, |
|
|
|
(°С) |
||||
|
|
(%) |
(%) |
(%) |
||
-1 |
90 |
|
10 |
0,4 |
0,4 |
30 |
0 |
80 |
|
20 |
0,5 |
0,5 |
50 |
+1 |
70 |
|
30 |
0,6 |
0,6 |
70 |
Результаты проведенных экспериментов свидетельствуют, что при концентрации компонента ЭТС-40 более 30 % происходит деструкция состава. Исходя из данного факта, подобранны концентрации Геланта и Активатора для достижения вязкости жидкости проппантоносителя не менее µ=300 мПа×с. Критерием выбора температурного интервала явилась средняя температура по пласту АВ1(1-2) Самотлорского месторождения, величина которой составляет ~ 50 С0. Дискретность временного интервала определенна по результатам измерения вязкости жидкости, стабилизация значений которой происходила в интервале от 15 до 25 мин.
Искомая регрессионная зависимость для вязкости имеет вид:
(B,C,T) , |
(1) |
Аппроксимация зависимости (1) выполнена полиномиальной функ- |
|
цией |
|
a 00 a10 B a 20 B2 a 01C a 02 C2 a11BC a12 BC 2 a 21B2 C a 22 B2 C2 , |
(2) |
По спланированному полнофакторному эксперименту проведены исследования на ротационном вискозиметре OFITE 1100 под давлением 2,7 МПа при скорости сдвига 100сек-1 непрерывно в течение времени (t ) от 0 до 60 мин.
По результатам выполненных экспериментов установлены величины вязкости l для значений факторов, соответствующих их уровням варьи-
рования (при времени стабилизации жидкости t=const), в системе MATHCAD.
В качестве примера на рис. 3 (а)приведена функция отклика, иллюстрирующая взаимосвязь искомых параметров (при t =30 мин иТ=50°С), а на рисунке 3 (б) – линии уровня, позволяющие определить требуемое соотношение уровней факторов (значения выходных параметров уровней). Соответствующие следующим значениям вязкости: 1 – 300 мПа×с; 2 - 400 мПа×с; 3 - 500 мПа×с. Анализирую данную графическую зависимость,
336
множество сочетание значений уровней факторов дают искомую вязкость, возникает вопрос как из данного множества точек выбрать одну, которая будет считаться оптимумом.
а) |
б) |
Рис. 3. Функция отклика а) и линии уровня б), соответствующие следующим значениям вязкости:
1 – 300 мПа×с; 2 - 400 мПа×с; 3 - 500 мПа×с
Для этого введен дополнительный критерий это стоимость компонентов для выбора состава при равной вязкости. На рис. 4 представлена графическая интерпретация функции стоимости жидкости (для µ* = 300
мПа×с при t =30 мин, Т =50 С).
Рис. 4. Графическая интерпретация функции стоимости жидкости (для µ*=300 мПа×с при t =30 мин, Т =50 С)
337
Применяя стоимость компонентов как дополнительный критерий, получена зависимость для расчета минимальной (в принятых пределах варьирования факторов) цены одной тонны жидкости проппантоносителя:
D(B,C) 32000 4000 |
|
B 10 |
C 0,4 |
|||
|
|
|
3140 785 |
|
||
10 |
0,1 |
|||||
|
|
|
|
|||
где B и C определяются в соответствии с выражениями: |
|
|||||
B 10 Bx 20 ; |
|
|
C Cy 0,1 0,5. |
|||
|
, |
(4) |
|
||
|
|
|
|
|
(5) |
Анализ функции (4) свидетельствует, что ее минимум всегда соответствует минимальной величине параметраВ(в предельном случае B=10, т.е. содержание ЭТС-40 в жидкости составляет 10%),что позволяет на основе выполненных расчетов определить оптимальные (по критерию минимальнойстоимости) составы жидкости для µ* =300, 400 и 500 мПа×с.
Наосноверасчетадля каждогозначениявязкостижидкости µ*= 300, 400 и 500 мПа×с (при времени ее стабилизации t =30мин) определены оптимальные значения параметров С и В при фиксированных в процессе экспериментов значениях температуры (Т), которые отраженные на рис. 5, 6 и 7 точками.
C(T) 1,35 10 5 T2 1.7 10 3 T 0,328 B(T) 7,5 10 3 T2 0,6T 4,75
а) Функция параметра С(Т) |
б) Функция параметра В(Т) |
Рис. 5. Зависимость концентрации компонентов жидкости от температуры при времени 30 мин, вязкости 300 мПа×с
338
C(T) 5,875 10 5 T2 7,05 10 3 T 0,339 C(T) 3,625 10 5 T2 4,35 10 3 T 0,442
Рис. 6. Функция параметра С(Т) |
Рис. 7. Функция параметра С(Т) |
t=30 мин, µ*=400 мПа×с, |
t=30 мин, µ*= 500 мПа×с, |
параметр В=10 |
параметр В=10 |
Полученные рецептуры обеспечивают требуемую величину вязкости жидкости проппантоносителя и ее стабильное значение на протяжении всей операцииГРП, ипозволяют создать селективныйводоизоляционный экран.
Однако как уже было отмечено, обводненность скважины при ГРП происходит, как правило, за счет прорыва высоко проводимой, высоко проницаемой трещины в водоносный горизонт, соответственно ограничение водопритокадолжно происходить непосредственнов трещине гидроразрыва.
Для решения данной проблемы предлагается применение в качестве расклинивающего материала опок. Опоки - легкие плотные тонкопористые кремнистые опал-кристобалитовые горные породы, состоящие в основном более чем на 90% из кремния, что придает им высокую прочность. В отличие от применяемых на сегодняшний день проппантов опока обладает адсорбирующими свойствами, но при этом не подвержена набуханию при взаимодействии с жидкостью. Данный факт свидетельствует о целесообразности и перспективности ее применения в качестве расклинивающего материала при ГРП с предварительным насыщением, разработанным либо другим водоизолирующим составом, что позволит доставить и закрепить водоизоляционный состав по всей эффективной длине трещины гидроразрыва, после проведения операции будет препятствовать движению воды уже в самой трещине.
Для проверки соответствия характеристик опоки было проведено сравнение с наиболее часто применяемыми проппантами на Российском рынке, фракции 16/20 меш (0,85 - 1,18 мм.) согласно ГОСТ Р 51761-2005, результаты приведены в табл. 1. Стоит отметить, что единственное чего не
339
удалось достигнуть это высокой сферичности и округлости по сравнению с аналогами, тем не менее, эти параметры в гостируемых пределах [3].
На основе разработанных составов и расклинивающего материала из опоки, разработана технология изоляции водопритока при производстве ГРП в скважинах с близко расположенными водоносными горизонтами. Суть данной технологии заключается в следующем, в ходе информационного (мини) ГРП рисунок 8, состоящего из нескольких, непрерывных стадий, используется в качестве проппанта опока, причем в состав жидкости проппантоносителя включен ГКЖ-11Н, которым также насыщен проппант на основе опоки, для создания гидрофобного покрытия и ускорения реакции гидролиза с пластовыми водами. Затем перепродавкой буферной жидкости опока уходит в отдаленные участки трещины.
Далее проводят основной гидравлический разрыв пласта рис. 9, причем в состав жидкости проппантоносителя включен ЭТС-40, сами проппанты на основе опоки насыщенные заранее ЭТС-40, для создания селективного (избирательного) экрана, по пластовым водам, как в обводненном пласте, так и в самой трещине гидроразрыва.
Таблица 1
Сравнение характеристик опоки с наиболее часто применяемыми проппантами на Российском рынке, фракции
16/20 меш (0,85 - 1,18 мм.) согласно ГОСТ Р 51761-2005
340