Повышение эффективности разработки терригенных нефтенасыщенных коллекторов системой ориентированных селективных щелевых каналов

Введение. Обеспечение условий для восстановления начальной проницаемости горных пород коллектора позволит максимально увеличить дебиты нефтедобывающих скважин и повысить эффективность разработки конкретной залежи.

Технические средства (рис.1) и технология проведения ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации (ОЩГПП) позволят обеспечить качественное вскрытие продуктивных пластов в заданных направлениях с учетом напряженно-деформированного состояния горных пород, направления невыработанных запасов углеводородов, а также снизить обводненность продукции скважин за счет селективного вскрытия коллектора и повысить их продуктивность [5, 6].

Очевидным преимуществом проведения ориентированного щелевого вторичного вскрытия продуктивных пластов является не только обеспечение разгрузки приствольной зоны скважины от действующих напряжений [2]. Разработанные устройства и технологические жидкости позволяют создать надежную гидродинамическую связь в системе скважина – пласт, не ухудшая при этом фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта, что обеспечивает снижение напряженно-деформированного состояния горных пород в ПЗП и дает возможность подготовить скважину к проведению направленного ГРП в будущем.

Первым аргументом в пользу данной технологии являются относительно невысокие давления при ее проведении и обеспечение сохранности крепи обсадных колонн скважин. Технология ОЩГПП предполагает реализацию двух режимов при рабочих давлениях около 20 и 30 МПа необходимо отметить, что это рабочие давления агрегатов, а нагрузки, действующие на крепь скважины, не превышают 10 МПа и являются локальными, за счет чего удается обеспечить сохранность крепи скважин. Нагрузки, передаваемые на цементный камень по результатам расчетов, при давлении в интервале перфорации 10 МПа составили 0,65-1,72 МПа, что не превышает прочность на изгиб цементного камня, формируемого из разработанных тампонажных составов (9-12 МПа через 4-7 суток твердения).

Вторым значительным положительным эффектом рассматриваемой технологии является разгрузка от действующих напряжений на горные породы коллектора вблизи скважины. При расчетах были приняты характеристики терригенного коллектора порового типа Шершневского месторождения: тип коллектора–терригенный, глубина по вертикали 1577 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 3,6 м, пористость 0,15 д.ед, начальное пластовое давление 15,0 МПа [2]. Для определения упругих и прочностных свойств использовались каротажные материалы (гамма-каротаж, акустический и плотностной каротаж, ВАК-Д), а также корреляционные зависимо-сти, полученные в ходе испытаний кернового материала.

Возможность разрушения породы оценивалась по наличию условных зон неупругих деформаций (по Н.С.Булычеву)[4], для чего рассчитывался критерий разрушения по Кулону–Мору:

где σ₁, σ₃ – главные напряжения; UCS – прочность на одноосное сжатие; φ – угол внутреннего трения; р – пластовое (поровое) давление

Разгрузка массива оценивалась по изменению среднего эффективного давления Δσ. Зоны разгрузки ограничивались величиной Δσ, равной 20% от исходного уровня напряжений. Предполагалось, что если изменение среднего эффективного давления меньше этой величины, то его влияние на проницаемость породы будет незначительным:

где Δσ – изменение среднего эффективного давления; σ₁, σ₂, σ₃ – главные эффективные напряжения.

Всего было рассмотрено четыреосновных расчетных варианта по размещению щелевых каналов для оценкизоны разгрузки. На рис.2 представлена схема расчетного варианта, который показал наибольший эффект от разгрузки

С целью определения разгрузочного эффекта при создании щелевых каналов выполнены оценочные расчетыих влияния на проницаемость горных пород коллекторов с использованием зависимости проницаемости от всестороннего эффективного давления. Для терригенных коллекторов Шершневского месторождения установлено, что при длительном действии эффективного давления, превышающего природное, происходит существенное снижение их проницаемости. Степень снижения проницаемости выше у образцов с более высокой исходной проницаемостью. Так, у образца с исходной проницаемостью 100 мД при росте эффективного давления проницаемость снижается до 52 мД [2].

Результаты расчетов по оценке проницаемости терригенных коллекторов порового типа после формирования щелевых каналов представлены на рис.3. Ожидаемоеувеличение дебита по нефти составит 3,5-7,3 раз за счет разгрузки от действующих напряжений и увеличения площади фильтрации флюидов.

Большое число научных работ посвящено различным технологиям проведения щелевой гидромеханической или гидропескоструйной перфорации для вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин зарубежом. В основном рассматриваются преимущества данного метода перфорации с точки зрения повышения проницаемости пород коллекторов, производительности скважин и безопасности перфорационных работ.

A.Chacon [7] продемонстрировал, что преимущества данного метода наглядно характеризуются значительным ростом дебитов газа. В работах M.Sharma [8] результаты моделирования сравниваются с экспериментальными результатами по содержанию абразивных частиц и проницаемости в зоне перфорационных отверстий. Получена хорошая сходимость результатов лабораторных и промысловых исследований.

M.A.Rahman [11] установил, что проницаемость открытой скважины снижается в пределах 30-75% из-за применения перфорации взрывными методами. Y.Zhang с группой ученых [10] выделили три основных преимущества метода струйной перфорации, который кроме сохранности крепи скважин, приводит к повышению производительности нефтяных скважин за счет формирования щелевых перфорационных отверстий, которые, в свою очередь, позволяют снизить концентрацию напряжений в непосредственной близости от ствола скважины, а также преодолеть загрязненную зону в околоскважинной зоне продуктивных пластов

В работах J.Yu и H.Li [12] отмечено, что исходная проницаемость и пиковая прочность песчаника изменяются в зависимости от действующих напряжений и осмотического давления при гидромеханическом воздействии. Установлено, что при трехосном нагружении формируется локальная полоса уплотнения. Изменение проницаемости определяется схлопыванием микротрещин и уплотнением скелета горных пород, раздробленного после упругопластической стадии деформаций.

Современное программное обеспечение и наличие актуальных геолого-гидродинамических моделей нефтегазовых месторождений позволяют повысить эффективность применения технологии вторичного вскрытия, используя результаты фундаментальных исследований.

В работе [9] моделируется процесс формирования щелевых каналов, состоящий из двух режимов–резания обсадной колонны и гидропескоструйного воздействия на породу и создание щелей. Отмечается, что по сравнению с кумулятивной перфорацией отверстие на стенке обсадной трубы и щелевой канал в цементе были намного больше при использовании метода щелевой гидроабразивной перфорации. Кроме того, кумулятивная перфорация приводит к образованию непроницаемой поверхности формируемых каналов. Чтобы лучше изучить этот эффект, было проведено трехмерное численное моделирование [13], полученная модель далаобщую картину распределения напряжений и зоны разрушения в околоскважинном пространстве продуктивных пластов.

Методология. Одним из основных инструментов для обоснованного принятия стратегических и тактических решений при разработке месторождений углеводородов является моделирование процессов извлечения нефти и газа. Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений связано как с совершенствованием техники, так и технологий разработки. Несомненно, каждая технология воздействия на продуктивный пласт до практической реализации должна быть обоснована с помощью математических расчетов. Нефтедобывающие компании с помощью программного комплекса TempestMore компании ROXAR решают подобные задачи. Данный симулятор широко используется для создания гидродинамических моделей при проектировании системы разработки залежей. За время его существования накоплен большой опыт применения, кроме того, в симулятор включено большое количество дополнительных инструментов.

Работа гидродинамического симулятора включает в себя решение системы нелинейных уравнений, основанных на следующих соотношениях: закон сохранения массы и энергии; закон переноса массы; уравнение состояния.

Решение системы дифференциальных уравнений позволяет определить состояние модели в каждом отдельно взятом блоке в определенный момент времени. Эти уравнения являются фундаментальными и формируют уравнение материального баланса [1]. Проектные решения по разработке месторождений нефти и газа обосновывают на трехмерных геолого-гидродинамических моделях многофазной фильтрации [3].

Расчет дебитов скважин в TempestMore проводится при помощи законов Дюпюи и сохранения массы. Для гидродинамического моделирования используются блочные модели, содержащие в себе информацию о статических и динамических свойствах. При моделировании добычи на скважине на блочной модели необходима информация о траектории ствола, ограниченияхпо добыче, забойном давлении, а также информация об интервале перфорации. В данном случае ориентированная щелевая перфорация имитируется при помощи ключевого слова BRANCH, которое моделирует дополнительные ответвления боковых каналов от скважины. Регулируя геометрические размеры и положение ответвлений, можно добиться достаточного подобия с ориентированной перфорацией. Далее определим, на какие параметры расчета в модели это повлияет и каким образом.

Дебит скважин в модели зависит от величины депрессии, пластового и забойного давлений, подвижности флюида и сообщаемости скважина–пласт. Независимо от геометрии сетки, дебиты скважин связаны с давлениями соотношением

где q_il – дебит i-го компонента из вскрытого скважиной блока l; λ_il – подвижность i-го компонен-та в блоке l; WI_l – сообщаемость скважинапласт в блоке l; p_l – давление в блоке l, приведенное к глубине приведения забойного давления; p_bh – забойное давление в скважине.

где θ – коэффициент, учитывающий положение ствола скважины в блоке, может принимать значения \(π/2\), \(π\) или \(2π\), для скважин, расположенных соответственно в углу, на границе или в центре блока прямоугольной сетки; \(k_l - \sqrt{k_1k_2}\) для блока l; k₁ и k₂ – проницаемости в направлениях, перпендикулярных направлению скважины; h_l – интервал перфорации в блоке l; f_l – множитель для перфорации в блоке l; r_ol – эквивалентный радиус блока l; r_w – радиус скважины; S_l – скинфактор в блоке l.

Определив параметры и их взаимосвязь в модели, можно понять, что при использовании ключевого слова BRANCH для моделирования ориентированной перфорации, в первую очередь для каждого вскрытого блока увеличится плотность перфорации. Создание небольших ориентированных каналов приводит к увеличению площади фильтрации, уменьшению фильтрационного сопротивления в определенном направлении. В результате появившаяся азимутальная неоднородность в призабойной зоне создает каналы, которые будут определять основное направ-ление фильтрации флюида

Моделирование разгрузочного эффекта при создании дополнительных щелевых каналов выполнено за счет улучшения свойств призабойной зоны скважины, а именно увеличения множителя сообщаемости скважина – пласт, исходя из формулы (4).

В соответствии с предложенной методикой проведения ОЩГПП пло-щадь фильтрации увеличена за счет дополнительных участков фильтрации продуктивного пласта.

Обсуждение. С целью оценки эффективности применения ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации в качестве метода вторичного вскрытия продуктивных пластов, в том числе и на ранее перфорированных скважинах, использована полномасштабная гидродинамическая модельвизейских терригенных отложений Чашкинского нефтяного месторождения. Терригенные коллекторы данного объекта являются поровыми, среднее значение коэффициента пористости составляет 0,15 д.ед, коэффициент проницаемости 50 мД. В настоящее время объект находится на третьей стадии разработки. Согласнопромысловым данным 50% фонда добывающих скважин работают с дебитами нефти менее 5 т/сут. В 2001г. на двух добывающих скважинах данного объекта проводилась щелевая гидро-пескоструйная перфорация, средний прирост дебита нефти после мероприятий составил 2,8 т/сут на скважину.

Для моделирования методики ОЩГПП выбраны скважины, находящиеся в зоне с повышенной плотностью остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ), а также с неравномерной выработкой запасов по разрезу. Более подробно рассмотрим результаты оценочных расчетов на примере скважины 1, которая работала с дебитом нефти 2-5 т/сут на рассматриваемом объекте, а в настоящее время выведена из эксплуатации. По состоянию трехмерного куба текущей нефтенасыщенности выбрано ориентирование щелей в сторону ее наибольшего значения по рассматриваемому пласту (рис.4). Моделирование дополнительных перфорационных каналов дренирования в заданном направлении реализовано в гидродинамическом симуляторе Tempest More компании ROXAR.

На полномасштабной модели объекта разработки выполнено два варианта расчета – при стандартной перфорации скважины и с реализацией ОЩГПП. Во втором варианте при перфорации скважины создано дополнительно 24 щели. Направление щелей задано в сторону максимальной нефтенасыщенности пласта. По разрезу скважины щели распределены следующим образом (рис.4): в верхней части проницаемого пласта в зоне повышенной нефтенасыщенности реализовано 8 щелей в интервале 2,2 м, в середине нефтенасыщенного интервала 12 щелей на 2,8 м, в нижней части пласта 4 щели на 0,7 м разреза. Сравнение дебитов и накопленной добычи нефти по скважине 1 до и после моделирования селективного вскрытия представлено на рис.5.

В результате моделирования технологии ОЩГПП на трехмерной фильтрационной модели по скважине 1 получен прирост дебита нефти 2,25т/сут, дополнительная накопленная добыча задва года прогнозных расчетов составила 0,5тыс.т

На рис.6 показано распределение коэффициента остаточной нефтенасыщенности в разрезе скважины через два года после проведения мероприятия. Мероприятие вторичного вскрытия пласта с применением ориентированных щелей обеспечивает более полную и равномерную выработку запасов по разрезу скважины.

По результатам проведенных расчетов по 14 низкодебитным скважинам на рассматриваемом месторождении за двухлетний период среднее значение прироста дебита по нефти составило 2,63 т/сут на одну скважину.

Заключение. Реализация ОЩГПП на полномасштабной трехмерной гидродинамической модели подтверждает положительный эффект от предложенного мероприятия, направленного на повышение производительности низкодебитных скважин.

Рассматриваемая технология позволяет проводить селективное ориентированное щадящее вскрытие нефтенасыщенных пластов малодебитных скважин для снижения обводненности продукции и повышения их продуктивности. Полученные результаты расчетов показывают эффективность технологии ОЩГПП в условиях рассматриваемого месторождения для терригенных коллекторов порового типа, с глубиной залегания 1500-2300м и проницаемостью 50-100 мД.

В настоящее время большинство месторождений Пермского края находятся на завершающей стадии разработки. Работа скважин на данной стадии характеризуется низким значением дебита нефти, высоким процентом обводненности продукции. Неоднородное распределение остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) по площади и разрезу залежи связано с геологической неоднородностью свойств коллекторов и несовершенством системы разработки объектов. Для максимального доизвлечения ОИЗ необходимо проведение экономически целесообразных мероприятий по увеличению нефтеотдачи.

Технология ОЩГПП позволяет извлекать невыработанные запасы, в том числе и в районах низкодебитных скважин. Наличие потокометрических исследований по скважине повысит эффект от реализации ОЩГПП. Использование трехмерных гидродинамических моделей позволяет выбрать скважины кандидаты для проведения ОЩГПП. При отсутствии потокометрических данных по гидродинамической модели залежи можно оценить фильтрационно-емкостные свойства коллектора, определить ориентацию перфорационных каналов в направлении от фронта нагнетания для снижения текущей обводненности скважин, что обеспечит достижение лучшего эффекта от мероприятия.

Литература