Презентация кластерный ГРП. Channel fracturing in horizontal wellbores
 Скачать 1.65 Mb.
|
|
РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА Oil&Gas Journal Russia 48 CHANNEL FRACTURING IN HORIZONTAL WELLBORES First in Russia large-scale implementation of the new technique Paper describes the results of the first in Russia massive implantation of the channel fracturing as multistage stimulation method in the horizontal wellbores of low- permeability sandstone Cretaceous formations in South- Priobskoe oil field. Due to open channels inside fracture, new method allows to improve placement reliability without sacrificing fracture conductivity. Channels are created by proppant pulsation and by adding special degradable fibers. New method requires less materials and improved economic efficiency of the multistage hydraulic fracturing while delivering same oil production. Keywords: South-Priobskoe oil field, low-permeability formations, horizontal wells, multistage fracturing, channel fracturing, wells productivity Alexey Yudin, Ural Mavletkulov, Nikolay Chebykin, Andrey Serdyuk Основными объектами нефтедобычи южного лицензионного участка Приобского месторожде- ния являются низкопроницаемые песчаники пла- стов АС 10 – АС 12 . Эффективным методом разработ- ки новых участков служит горизонтальное бурение и проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Следующим шагом в оптимизации стадий- ного гидроразрыва стало промышленное тестирова- ние кластерной технологии МГРП HiWAY. Кластерная технология МГРП позволяет значи- тельно снизить расход материалов на проведение работ (проппанта – на 45%, жидкости – до 20%), что ускоряет цикл ввода скважин и снижает загрязнение окружающей среды. За счет наличия пульсов чистой жидкости и волоконного материала снижается риск получения преждевременных остановок (СТОПов) при ГРП, несмотря на более высокие концентрации закачиваемого проппанта. За трехлетний период было выполнено более 240 операций кластерного гидроразрыва в 43 скважинах. Статья содержит детальный анализ продуктивно- сти скважин, введенных в эксплуатацию с помощью новой технологии МГРП, в сравнении с ближайшим окружением, где использованы традиционные мето- ды. Скважины разбиты на несколько групп, вклю- чая различное направление трещин (продольные и поперечные), а также различные участки место- рождения – безводные разрезы и зоны с высоким обводнением. По работе скважин можно сделать вывод о том, что продуктивность скважин, введен- ных с помощью нового метода, как минимум не хуже, притом что ресурсов на многостадийный гидрораз- рыв требуется меньше, а эффективность в исполне- нии увеличивается. Описываемый в статье проект стал первым в Рос- сии масштабным опытом внедрения кластерной тех- нологии ГРП для горизонтальных скважин. Алексей Юдин, Урал Мавлеткулов, Николай Чебыкин, Андрей Сердюк В статье приводятся результаты первого в России массового применения технологии кластерного многостадийного ГРП (МГРП) в горизонтальных скважинах на низкопроницаемых коллекторах Приобского месторождения. За счет создаваемых в трещине каналов новый метод гидроразрыва позволяет без ограничений в проводимости трещины повышать надежность размещения проппанта в пласт — путем прерывистой подачи проппанта и использования специальных волокон. При этом сохраняется продуктив- ность скважин, законченных по новой технологии, а ресурсов на проведение МГРП требуется меньше по сравнению со стандартным МГРП. Ключевые слова: Южно-Приобское месторождение, низкопроницаемые коллекторы, горизонтальные скважины, многостадийный ГРП (МГРП), кластерный МГРП, импульсная закачка проппанта, продуктивность скважин. Кластерный ГРП в горизонтальных скважинах Первое в России массовое применение новой технологии Алексей Юдин — эксперт по ГРП, «Шлюмберже», г. Тюмень. Урал Мавлеткулов — инженер по ГРП, «Шлюмберже». Николай Чебыкин — начальник управления планирования ГТМ, «Газпромнефть-Хантос», г. Ханты-Мансийск. Андрей Сердюк — руководитель отдела ГРП, «Газпромнефть- Хантос». ГРП Апрель 2018 49 Особенности объекта и технологий разработки Интенсификация работы нефтя- ных и газовых скважин методом гидроразрыва пласта использует- ся с 1947 года, и за прошедшие 70 лет технология претерпела значи- тельные преобразования, соответ- ствующие целям и задачам стиму- ляции добычи в каждом отдельном случае. В последние годы как за рубежом, так и в России набира- ет объемы многостадийная обработка горизонталь- ных скважин с использованием больших объемов жидкости ГРП и расклинивающего агента как метод, позволяющий добиться наиболее ресурсоэффектив- ной эксплуатации скважин. Разработка Южно-Приобского месторождения в Западной Сибири также развивается в соответствии с этой тенденцией. Пласты АС 10 – АС 12 , обеспечиваю- щие основу добычи нефти на данном месторождении, характеризуются низкими значениями проницаемо- сти (от 0,5 до 5,0 мД) и высокой степенью расчленен- ности, что в течение длительного времени не позво- ляло рассчитывать на рентабельность разработки. Лишь спустя более 20 лет с момента открытия место- рождения в 1982 году в эксплуатацию начали вводить вертикальные и наклонно-направленные скважины с интенсификацией добычи путем ГРП [11]. Поми- мо ГРП на Приобском месторождении используется характерная для Западной Сибири система поддержа- ния пластового давления (ППД). Вместе с тем постоянное развитие технологий добычи нефти и появление новых, ранее недоступ- ных способов повысить экономическую эффек- тивность эксплуатации как отдельных скважин, так и целых месторождений создают новые конку- рентные возможности, особенно в условиях кри- зиса экономики углеводородных энергоносителей. Так, Южно-Приобское месторождение за последние годы приобрело атрибуты «умного месторождения», такие как использование телеметрии, автоматизиро- ванного контроля, визуализации текущих данных, компьютерной обработки и анализа данных в режи- ме реального времени [3]. Однако дальнейшее развитие комплекса добы- вающих и нагнетательных скважин Южно-Приоб- ского месторождения напрямую связано с новы- ми сложностями, обусловленными геологическими особенностями резервуара. Коллекторские свойства резервуаров на новых участках месторождения пред- ставляют все меньше возможностей для экономи- чески оправданного использования вертикальных и наклонно-направленных скважин, что фактически приводит к необходимости осуществлять бурение и эксплуатацию горизонтальных скважин. В этих условиях есть смысл обратить внимание на мировой опыт эксплуатации и интенсификации таких скважин. Большой опыт такого рода накоплен на месторождениях формации Eagle Ford в США [1, 12, 13]. Здесь следует отметить, что для обеспече- ния желаемой эффективности обработки скважин необходимо стремиться к оптимальному использо- ванию материалов ГРП, так как только правильная комбинация заканчивания скважины (расположе- ние, определение числа стадий, стратегия перфори- рования) и проекта ГРП может позволить достичь наибольшего позитивного воздействия на добычу [7]. С учетом вышесказанного необходимой составля- ющей программы обработки скважин становится применение инноваций, обладающих потенциалом как прироста производительности, так и снижения затрат на исполнение работ. Для пластов на территории России характерны сравнительно большие расстояния между трещина- ми ГРП по сравнению с зарубежными примерами при количестве стадий на одну скважину в большин- стве своем от 5 до 8. Другим отличием отечественных месторождений, вызванным рисками водонефтяного контакта, является приоритет продольно направлен- ных по отношению к стволу скважины трещин. Соот- ветствующие примеры описаны в работах [2, 4]. В горизонтальных скважинах помимо рисков неже- лательного роста трещин в высоту и нарушения барье- ров пристальное внимание также необходимо уде- лять снижению потерь на трение в колонне и на перфорациях. Еще более важным, чем в вертикаль- ных и наклонных скважинах, в случае горизонтальных скважин становится риск получения СТОПов, приво- дящих к преждевременной остановке обработки и зна- чительным затратам времени и ресурсов на устранение последствий. В этой связи еще более актуальна техно- логия кластерного ГРП HiWAY (рис. 1), апробирован- ная уже более чем в 25 странах мира и впервые в Рос- сии – на Южно-Приобском месторождении [5]. Кластерная технология ГРП Принципиальное отличие кластерного ГРП состоит в создании высокопроводящих каналов внутри ито- говой трещины, обеспечивающих значительно более Рисунок 1 Концепция кластерной технологии ГРП Вид сбоку Вид сверху Обычный ГРП Кластерный ГРП Канал Проппантная структура Проппантная пачка Проппантная структура Призабойная набивка Поток УВ через каналы Поток УВ к поверхности РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА Oil&Gas Journal Russia 50 высокую проводимость по сравнению с обычным ГРП. Существование таких каналов обусловливает- ся специальной техникой закачивания смеси ГРП, позволяющей разделять кластеры насыщенного проп- пантом раствора и чистый раствор [6, 8]. Сам принцип использования технологии, основанный на импульс- ной закачке попеременно чистого раствора и насы- щенного проппантом, приводит к снижению риска преждевременной остановки работы практически до нуля [9,10]. Программа обработки в этом случае допол- няется расчетами количества и устойчивости откры- тых каналов, основанными на геомеханической моде- ли скважины и расписании закачки (стенки трещины не должны смыкаться в промежутках между распира- ющими их проппантными структурами). Более 80% работ с использованием технологии кластерных ГРП в мире выполняются именно в гори- зонтальных скважинах, это составляет на сегодняш- ний день более 50 тыс. стадий. В России же опыт на Южно-Приобском месторождении является первым массовым проектом применения кластерных ГРП именно в горизонтальных скважинах. Немаловаж- ное преимущество технологии – уникальная осо- бенность снижать затраты на ГРП за счет сокраще- ния требуемых материалов. Как показано в работе [5], проппанта требуется на 45% меньше, чем при стандартном ГРП, за счет чистых пульсов; жидко- сти требуется до 20% меньше за счет агрессивно- го набора концентрации, а времени на цикл МГРП затрачивается до 25% меньше, что делает технологию действительно эффективной. Задача второй фазы проекта, описываемой здесь, состояла в том, чтобы убедиться в продуктивности скважин после кластер- ной технологии на уровне или выше скважин, где применялись стандартные ГРП. Последующие разде- лы будут посвящены проведенным работам и сравни- тельному анализу продуктивности скважин. Масштаб работ Всего за период 2014–2016 годов на обширной тер- ритории Южно-Приобского месторождения было проведено более 240 операций HiWAY в 43 горизон- тальных скважинах (рис. 2). Наибольшее количество работ выполнено в южной части месторождения, где основным объектом являлся пласт АС 12 1 , имеющий неоднородное напластование и подстилающую воду в разрезе (рис. 3). Остальные участки месторождения не были сопря- жены со столь высокими рисками обводненности, соответственно, сравнительный анализ был поделен на группы скважин. Пласты с подстилающей водой Рисунок 4 демонстрирует особенность провод- ки скважин в пластах с подстилающей водой. Речь идет о группе скважин южной части месторожде- ния, где выполнено наибольшее количество работ с кластерной технологией ГРП. Как показано на рисунке 3, зачастую лишь кровельная часть насы- щена нефтью, вся подошвенная часть, как правило, значительно обводнена. Соответственно, скважи- ны проводятся по кровельной части с целью увели- чить выработку нефти и минимизировать нежела- тельный приток воды. Рисунок 4 приводит типичную скважину, проведенную по нефтенасыщенной части разреза в направлении максимального горизон- тального напряжения (с тем чтобы трещины рас- полагались в продольном направлении и миними- зировали риски раннего прорыва воды от соседних нагнетательных скважин). К дизайну ГРП при этом предъявляются особен- ные требования – трещина должна эффективно Рисунок 2 Область применения кластерной технологии ГРП на контуре Южно-Приобского месторождения 29 31 32 33 30 36 36а 57 52 51 53 55 56 50 550 49 47 48 463 551 42 43 46 44 45 451 41 40 39 391 390 40а 671 67 2 672 631 651 612 65 3 483 1 6 7 123 122 617 611 63 64 61 62 723 76 73 75 79 70 71 77 72 722 721 78 74 69 691 932 931 615 614 613 933 91 920 81 94 921 922 90д 923 616 85 84 83 80д 82д 90 80 82 124 120 18 8а 8 9а 19б 121 15 8б 18а 24 16 20 10а 28 28д 151 19а 19 9 10 11 21а 21 100 101 103 107 105 23 104 22а 27 108 126 26 12б 12а 12 113 141 112 112а 110 11а 11б 11б 22 222 13 14 25 118 116 115 117 252 253 130 135 132 131 134 133 86 88 87 861 291 292 331 34 30д 35 59 От 3 до 5 скважин HiWAYна кусте Менее 3 скважин HiWAYна кусте Более 5 скважин HiWAYна кусте Контур месторождения Кустовые площадки 612 617 611 61 Рисунок 3 Схематический разрез пласта АС 12 1 ∆H, м Капиллярные кривые для разного типа коллекторов Водонасыщенность Кв, % 5 1 3 2 4 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 ГРП Апрель 2018 51 приобщать верхнюю часть разреза и при этом не терять проппант в нижней части пласта. Прорыва трещины через перемычки избежать, как правило, не удается. Однако проектиров- щики стараются сделать дизайн максимально агрессивным (сни- зить общий объем смеси при уве- личении полудлины трещины и массы проппанта). В таких условиях кластер- ная технология ГРП облада- ет следующими преимущества- ми. Во-первых, за счет наличия чистых пульсов снижается риск СТОПов, соответственно, воз- можна закачка с повышен- ной агрессивностью. В отличие от стандартных ГРП в горизон- тальных скважинах, где макси- мальные концентрации проппан- та составляют 900–1000 кг/м 3 , по технологии HiWAY проппант закачивается при максималь- ных концентрациях 1200 кг/м 3 и выше. При этом выход на высо- кие концентрации осуществля- ется значительно быстрее. Более 70% проппанта закачивается на концентрации свыше 1000 кг/м 3 (рис. 5). Объем смеси при этом снижается на 20%, а эффектив- ная полудлина трещины остается на прежнем уровне. Во-вторых, за счет высоких концентраций волоконного мате- риала проппант более эффектив- но удерживается в подвешенном состоянии и меньше оседает из кровельной части трещины вниз. Волокна призваны удерживать проппант в пери- од транспортировки и между окончанием закач- ки и закрытием трещины. В случае длительно- го закрытия трещины (высокой эффективности жидкости на мини-ГРП) концентрация волокон увеличивалась для более надежного удержания проппанта. После закрытия трещины волокна рас- творяются и выносятся на поверхность, не препят- ствуя дальнейшему движению углеводородов. Сравнение продуктивности скважин выполня- лось, исходя из осреднения работы всех горизон- тальных скважин на каждом из кустов. За счет боль- шой статистической выборки отдельные «шумовые эффекты» удавалось нивелировать. Как видно из графика на рисунке 6, на нескольких кустовых пло- щадках были введены в эксплуатацию 27 скважин с кластерной технологией МГРП и 21 скважина по стандартной технологии многостадийного гидро- разрыва. Значения коэффициента проницаемо- сти пластов по нефти (кН) также сравнимы между Рисунок 4 Проводка скважины в условиях подстилающей воды пласта АС 12 1 Рисунок 5 График закачки по кластерной технологии (видна пульсация проппанта) P устье ,атм Конц. пропп. забой Конц. пропп. устье , /мин Время работы Рисунок 6 Дебиты жидкости по кластерной и стандартной технологиям МГРП. Пласт АС 12 1 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 В среднем по кластерным МГРП (27 скв.) В среднем по стандартным МГРП (21 скв.) Период эксплуатации, мес. Дебит жидк ос ти, м 3 /мин 500 400 300 200 0 Конц. пропп., кг/м 3 /100 12 10 8 6 4 2 0 РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА Oil&Gas Journal Russia 52 В этом объекте разработки за время примене- ния кластерного метода были введены 6 горизон- тальных скважин, средний кН пластов составил 10,0 мДм. Ближайшими соседними скважинами на кустовых площадках были 22 горизонтальные сква- жины со стандартным МГРП, в среднем значение кН по которым равнялось 12,4 мДм. Как можно видеть из рисунка 9, кластерный метод ГРП не уступил стандартной технологии ни в одной из точек мони- торинга добычи в течение года, несмотря на то что скважины с новой технологией гидроразрыва вводи- лись в эксплуатацию, как правило, позже соседних. Поведение синей кривой (соответствующей HiWAY) менее плавное, что объясняется меньшей статисти- ческой выборкой, в отличие от стандартных МГРП. В этой группе скважин имеет смысл привести сравнение не только по дебитам жидкости, но и по нефтепродуктивности. Рисунок 10 показывает, что дебиты нефти, нормированные на показатель кН, по скважинам с кластерным МГРП выше, чем по сква- жинам со стандартным МГРП. Выводы В ходе проекта по массовому применению кластер- ного метода гидроразрыва в горизонтальных сква- жинах Южно-Приобского месторождения были введены в эксплуатацию более 40 скважин. Тех- нология показала себя как надежная альтернатива стандартным МГРП, которая в том числе позволя- ет быстрее и эффективнее заканчивать скважины. Затраты на МГРП снижаются благодаря меньше- му количеству проппанта, требуемому для создания той же геометрии трещин. Основной вывод из проведенного масштабно- го сравнения по продуктивности скважин следую- щий: кластерная технология как минимум не усту- пает стандартному методу ГРП. Скважины были поделены на несколько групп по различным объек- там разработки. Для сравнения брались ближайшие скважины со стандартным мето- дом гидроразрыва (всего более 40 скважин). Ни в одной из групп технология HiWAY не уступила по продуктивности, а в некото- рых группах имела отчетливое преимущество. Литература 1. R. Altman, A. Wiswanathan, J. Xu, et al. Understanding the Impact of Channel Fracturing in the Eagle Ford Shale Through Reservoir Simulation // Paper SPE 153728 Presented at the SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Mexico City, Mexico, 16–18 April 2012. Рисунок 7 Типичный разрез пласта АС 12 3–5 и проводка горизонтальной скважины Рисунок 8 Профиль напряжений и геометрия трещины кластерного ГРП 0 40 80 120 160 0 40 80 120 Fracture Half-Length - m -6 -4 -2 0 2 4 6 ACL Width at Wellbore - mm ГРП на MD=3833,54 м 42000 46000 50000 Stress - kPa 2680 2690 2700 2710 2720 2730 Напряжение, кПа Ширина, мм Полудлина, м Полудлина трещины, м группами – 16,0 мДм для кластерной технологии и 19,4 мДм для стандартного метода. Как видно из графика, дебиты жидкости между группами сква- жин сравнимы. На начальном этапе кластерный метод в среднем демонстрирует преимущество. После 6 месяцев кривая становится ниже стандарт- ных МГРП, что, впрочем, вызвано скорее недо- статочной компенсацией отборов жидкости из-за нехватки скважин ППД в первые месяцы, нежели особенностями технологии. Пласт АС 12 3–5 Типичный разрез и проводка скважины в пласте АС 12 3–5 показаны на рисунке 7. Здесь, как прави- ло, обводненность продукции скважин не превыша- ет 30% и дизайны ГРП направлены на качественное вскрытие всего пласта – с увеличенными размера- ми работ. Профиль напряжений и геометрия трещи- ны HiWAY показаны на рисунке 8. 0 50 100 150 200 250м TVD, м ГРП Апрель 2018 53 2. I. Afanasyev, A. Timonov, I. Sudeev, et al. Analysis of Multiple Fractured Horizontal Wells Application at Priobskoye field // Paper SPE 162031 Presented at the SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 16–18 October 2012. 3. A. Baryshnikov, V. Sidorenko, A. Tychinski, et al. Implementation of Real Time Monitoring System for Priobskoye Field // Paper SPE 136375 Presented at the 2010 SPE Russian Oil & Gas Technical Conference and Exhibition Held in Moscow, Russia, 26–28 October 2010. 4. K. Burdin, S. Sitdikov, I. Bataman, et al. Successful Coiled-Tubing Application for Milling, Cleanout, and Kickoff Operations of Horizontal Wells Completed with Liner for Multistage Hydraulic Fracturing Project on Priobskoe Oil Field // Paper SPE 163927 Presented at the SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition Held in The Woodlands, Texas, USA, 26–27 March 2013. 5. S. Doctor, A. Tolmachev, N. Chebykin, et al. Use of Channel Fracturing Technology Increases Production and Reduces Risks in Horizontal Wellbore Completions – First Experience in Russia, South-Priobskoe Oil Field // Paper SPE 171221 Рисунок 9 Дебиты жидкости по кластерной и стандартной технологиям МГРП. Пласт АС 12 3–5 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 В среднем по кластерным МГРП (6 скв.) В среднем по стандартным МГРП (22 скв.) Период эксплуатации, мес. Дебит жидк ос ти, м 3 /мин Presented at the SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, 14–16 October 2014. 6. M. Gillard, O. Medvedev, A. Pena, et al. A New Approach to Generating Fracture Conductivity // Paper SPE 135034 Presented at the 2010 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Florence, Italy, 20–22 September 2010. 7. N. Heaton, J. Rondon, T. Do, et al. Stimulation Optimization Using Engineered Diversion Workflow to Increase Wellbore Contact in Cemented Completions // Paper SPE 144326 Presented at the SPE Argentina Exploration and Production of Unconventional Resources Symposium, Buenos Aires, Argentina, 1–3 June 2016. 8. J. Johnson, M. Turner, C. Weinstock, et al. 2011. Channel Fracturing – A Paradigm Shift in Tight Gas Stimulation // Paper SPE 140549 Presented at the SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, The Woodlands, Texas, USA, 24–26 January 2011. 9. R . K a y u m o v , A . K l y u b i n , P. Enkababian, et al. First Channel Fracturing Applied in Mature Wells Increases Production from Talinskoe Oilfield in Western Siberia (Russian) // Paper SPE-159347 Presented SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition, 16–18 October 2012, Moscow, Russia. 10. A. Medvedev, C. Kraemer, et al. On the Mechanisms of Channel Fracturing // Paper SPE-163836 Presented at SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, The Woodlands, Texas, USA, 4–6 February 2013. 11. L. Nikurova, V. Surtaev, R. Yamilov, et al. Enhancing Well Productivity after Hydraulic Fracturing in the Priobskoe Oilfield // Paper SPE 102194 Presented at the 2006 SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition Held in Moscow, Russia, 3–6 October 2006. 12. T. Rhine, M. Loayza, B. Kirkham, et al. Channel Fracturing in Horizontal Wellbores: the New Edge of Stimulation Techniques in the Eagle Ford Formation // Paper SPE 145403 Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, USA, 30 October – 2 November 2011. 13. A. Wiswanathan, R. Altman, D. Oussoltsev, et al. Completion Evaluation of the Eagle Ford Formation with Heterogeneous Proppant Placement // Paper SPE 149390 Presented at the Canadian Unconventional Resources Conference, Calgary, Alberta, Canada, 15–17 November 2011. Рисунок 10 Дебиты нефти, нормированные на кН 0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 В среднем по кластерным МГРП В среднем по стандартным МГРП Qн/kH, т/сут/мДм Период эксплуатации, мес. |