АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА В КОЛЛЕКТОРАХ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ

Каракаев Р.Ш.¹, Мустафаев Р.Ф.², Алимов Р.М.³

¹ORCID: 0000-0002-2083-4980, студент, Самарский государственный технический университет в г. Самара

²ORCID: 0000-0002-2817-3179, студент, Самарский государственный технический университет в г. Самара

³ORCID: 0000-0002-1376-0063, студент, Самарский государственный технический университет в г. Самара

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА В КОЛЛЕКТОРАХ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ

Аннотация

В данной статье рассмотрены результаты применения метода гидравлического разрыва пласта (ГРП) на залежах вязкой и высоковязкой нефти. Методы увеличения нефтеотдачи пластов с повышенной вязкостью нефти могут существенно отличаться от методов увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью, но в некоторых случаях они могут быть применимы как к одним, так и к другим пластам. Проведен анализ технологических показателей разработки после вскрытия продуктивных пластов с повышенной и высокой вязкостью нефтью. Полученные качественные закономерности позволяют выбирать скважины для проведения ГРП.

Анализ результатов гидроразрыва дает возможность уменьшить или сохранить уровень обводненности продукции и обеспечить увеличение нефтеотдачи продуктивных пластов.

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта (ГРП), высоковязкая нефть, обводнённость продукции, увеличение нефтеотдачи, продуктивный пласт, отбор жидкости.

Karakaev R.Sh.¹, Mustafaev R.F.², Alimov R.F.³

¹ORCID: 0000-0002-2083-4980, student, Samara State Technical University in Samara

²ORCID: 0000-0002-2817-3179, student, Samara State Technical University in Samara

³ORCID: 0000-0002-1376-0063, student, Samara State Technical University in Samara

ANALYSIS OF RESULTS OF FRACTURING MANIFOLD WITH HIGH-VISCOSITY OIL

Abstract

In the article, the results of the reservoir hydraulic fracturing application on viscous and highly viscous oil deposits were described. Enhanced viscous oil recovery methods may notably differ from enhanced highly viscous oil recovery methods, but in some cases they may be applicable to both. The technological parameters analysis was conducted after the viscous and highly viscous oil productive formations drilling. The obtained qualitative graphs allow choosing wells to which hydraulic fracturing can be applied. Fracture results analysis gives an opportunity to reduce or maintain the production water flood level and increase the productive reservoirs recovery.

Keywords: hydraulic fracturing, heavy oil, water cutting, increase oil recovery, reservoirs recovery, fluid selection.

ГРП – это физико-гидродинамический процесс, при котором горная порода разрывается по плоскостям минимальной прочности за счет воздействия на пласт давлением, создаваемым закачкой в скважину специальной жидкости разрыва. [1, С. 7].

Для обеспечения равномерной выработки запасов нефти из прослоев с резко отличающимися емкостно-фильтрационными свойствами используют селективный (струйный) метод ГРП, заключающийся в объединении технологий предварительной гидроперфорации и последующем инициировании трещины ГРП путем наращивания темпа закачки жидкости с проппантом. Подобная технология «струйного» ГРП с использованием обратных эмульсий реализуется на месторождениях ПО «Татнефть» [2, С. 12].

Высоковязкая нефть-широко представленный в Татарстане тип нефти. Доминирует в отложениях среднего и нижнего отделов каменноугольной системы, где вязкость от 30 до 200 мПа·с, плотность 890 - 920кг/м3 в пластовых условиях [3, С. 22]. (Рис. 1)

Рис.1 - Сводный геологический разрез по каменноугольной системе

На дату анализа на объектах с высоковязкой нефтью выполнено всего 13 мероприятий по ГРП, из которых 5 в НГДУ «Елховнефть»,5 - в НГДУ «Нурлатнефть», 3 - в   НГДУ «Прикамнефть».

Как показано на рисунке 2, два мероприятия из 13 выполнены в отношении объектов верейского горизонта, 4 – тульского; 3 – бобриковского; 1 – тульско-бобриковских отложений и 2 – турнейских отложений.

Рис. 2 - Распределение вязкости относительно горизонтов

Из рис. 2 видно, что две скважины, в которых проводилось мероприятия по ГРП относятся к верейскому горизонту, где вязкость составляет 66 и 79 мПа·с; 4 скважины принадлежат к тульскому горизонту, вязкость в котором 31, 37, и 67 мПа·с; к тульско-бобриковскому горизонту с вязкостью 82 мПа·с относится одна скважина; 4 скважины относятся к бобриковскому горизонту с вязкостью 58, 97 и 99 мПа·с и 2 скважины относятся к турнейскому горизонту с вязкостью 38 мПа·с.

Таким образом, высоковязкая нефть проявляется в горизонтах, которые относятся к отложениям среднего и нижнего отделов каменноугольной системы. Данный анализ подтверждает выше сказанное.

Подробная информация из базы данных «КИС Армитс» о физико-химических, геохимических свойствах высоковязких нефтей на месторождениях где проводился ГРП, представлена в таблице 1.

Таблица 1 – Физико-химические свойства высоковязких нефтей

№ скважины	Вязкость, мПа⋅с	Плотность, г/см³	Содерж. серы, %	Содерж. смолы, %	Содерж. парафина
022480	54,4	0,935	2,7	16,1	1,7
020600	54	0,898	2,6	13,5	3,6
037680	81,9	0,969	3,3	26	3,5
010980	58,3	0,911	3,5	15,3	4,8
039120	97,1	0,923	2,9	18,6	2,4
039090	97,1	0,986	2,6	28,4	1,9
018040	98,6	0,938	3,5	24,3	4,8
040970	79,1	0,920	4,5	13,9	3

В таблице 1 приведена общая характеристика скважина с ГРП из базы данных «КИС Армитс» о физико-химических, геохимических свойствах высоковязких нефтей.

Как видно из таблицы 1, высоковязкие нефти в среднем являются тяжелыми (0,89÷0,98 г/см3), сернистыми (1÷4%), малопарафинистыми (<5 %), высокосмолистыми (>13 %).

В таблице 2 представлены средние показатели скважин вскрывшие пласты с повышенной вязкостью нефти. Рассмотрим результаты применения ГРП в одной из скважин, вскрывшей пласт с повышенной вязкостью нефти. Примером будет скважина № 6735, вскрывшая пласт с вязкостью нефти 21,6 мПа·с.

Таблица 2 – Средние показатели скважин, вскрывшие пласты с повышенной вязкостью нефти

Кол-во скважин	Qж до и после воздействия, т/сут		Qн до и после воздействия,т/сут		Обводнённость до и после воздействия, %		Вязкость нефти, мПа⋅с
	до	после	до	после	до	после
25	4,6	6,3	3	3,9	17	19	24,8

Рис. 3 – Динамика технологических показателей эксплуатации скважины 6735, вскрывшей пласт с повышенной вязкостью нефти

Из рис. 3 видно, что после применения ГРП в одной из скважин, вскрывшей пласт с вязкостью нефти меньше 30 мПа·с, происходит увеличение отбора жидкости и нефти, а обводненность остаётся неизменной. Это характерно для всех мероприятий по гидроразрыву, где пласт содержит вязкую или высоковязкую нефть.

В таблице 3 представлены средние показатели скважин вскрывшие пласты с высокой вязкостью нефти. Рассмотрим результаты применения ГРП в одной из скважин. Примером будет скважина № 3912, вскрывшая пласт с вязкостью 97,1 мПа·с.

Таблица 3 – Средние показатели скважин, вскрывшие пласты с высокой вязкостью нефти

Кол-во скважин	Qж до и после воздействия, т/сут		Qн до и после воздействия,т/сут		Обводнённость до и после воздействия, %		Вязкость нефти, мПа⋅с
	до	после	до	после	до	после
13	3,3	3,7	4,3	4,46	27	56	62

Рис. 4 – Динамика технологических показателей эксплуатации скважины № 3912, вскрывшей пласт с высокой вязкость. нефти

Как видно из рисунка 4, после проведения гидроразрыва в одной из скважин, вскрывшей пласт с вязкостью нефти больше 30 мПа·с, дебиты нефти и жидкости остаются без изменения, а обводненность увеличивается. Это характерно для всех мероприятий ГРП в скважинах, вскрывших пласты с высокой вязкостью нефти.

Логично, как видно из графика (рис. 4), с увеличением базовой выработки запасов нефти в области дренирования скважин, после ГРП происходит прирост степени обводённости добываемой продукции.

Следует отметить, что в условиях искусственного водонапорного режима залежи в зоне нагнетания давления принимает наибольшее значение в техногенных трещинах и суперколлекторах, а в зоне отбора пластовое давление наоборот, выше в низкопроницаемой части разреза. В результате проведения ГРП ствол скважины входит в непосредственный контакт с удаленной зоной пласта, где давление выше в высокопроницаемой промытой зоне, что и приводит к прорыву воды.

На практике наиболее апробированы технологии проведения ГРП на высокообводнённых объектах эксплуатации с содержанием воды более 60 % или с узкими разделяющими экранами, включающие предварительное проведение водоограничительных работ с закачкой в призабойную зону пласта цементного или глинистого составов объемом 40-80 м³, а также водоизолирующих оторочек в процессе ГРП. В частности, на объектах с толщиной глинистых изолирующих прослоев менее 4 м в ОАО «Сургутнефтегаз» на протяжении последних лет успешно применяется технология устанавливающего экрана (изоляционного) ГРП, основанная на включении в состав технологической жидкости композиции, заполняющей периферийные зоны создаваемой трещины и предотвращающей поступление воды. Результаты более 70 выполненных работ показали, что успешность экраноустанавливающих ГРП превышает 70 %, а средняя ожидаемая дополнительная добыча нефти составляет 7,5 тыс. т. При проведении ГРП в пластах с близким расположением подошвенных водоносных прослоев в качестве изоляционных материалов можно использовать цементные составы.

Одним из способов предупреждения подключения нежелательных прослоев является заполнение в процессе гидроразрыва нерабочей части трещины композициями, которые со временем приобретают ярко выраженные изолирующие свойства. Основная особенность проектирования таких водоограничительных ГРП заключается в подборе режимов подачи технологических композиций (изолирующего состава и следующего за ним геля, содержащего проппант) таким образом, чтобы обеспечить заполнение проппантом только определенной части трещины, в пределах нефтеносного пласта, а остальную часть экранировать изолирующим составом. Для предупреждения поступления воды из нижележащего прослоя с экраном малой толщины в качестве изолирующего состава использовали тампонажный цементный раствор, который закачивали в трещину в начале ее развития для создания оторочки. Из-за существенного различия плотностей цементного раствора и подаваемого следом геля первый заполнял преимущественно нижнюю часть создаваемой трещины. [1, С. 18].

Вполне естественная корреляция выработки запасов с энергетическим состоянием пласта определяет прирост обводнённой продукции скважины после мероприятия по ГРП с ростом вязкости нефти в области дренирования скважины (Рис.5). Рост вязкости нефти обусловливает больший прирост обводнености при проведении ГРП.

Рис. 5 – Сравнительное изменение обводнённости после ГРП в зависимости от вязкости нефти

Отличительной особенностью мероприятия по ГРП в скважинах, вскрывших пласты с высокой вязкостью нефти, является увеличение обводненности сразу после проведения мероприятия. В отличие от других скважин, вскрывших пласт с меньшей вязкостью нефти, обводненность в этих скважинах проявлялась не сразу или же вовсе не изменялась.

С повышением вязкости увеличивается риск возникновения обводненности добываемой жидкости, потому как увеличивается вероятность прорыва подошвенной воды через образовавшиеся трещины при ГРП.

Таким образом, полученные в работе качественные закономерности позволяют выбирать скважины для проведения ГРП, которые позволят уменьшить или сохранить уровень обводненности продукции и обеспечить увеличение нефтеотдачи пластов.

Список литературы / References

1. Малышев Г. А. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Г. А. Малышев // Нефтяное хозяйство. – 1997. – №9. –  С. 46-51.
2. Артеминко А. И. Вязкое дело / А. И. Артеминко // Нефтегазовая вертикаль. – 2000. – № 3. – С. 21–22.
3. Мусин К. М. Методические подходы по определению параметров сверхвязких тяжелых нефтей / К. М. Мусин // Сборник научных трудов Тат-НИПИнефть. – 2012. – № 80. – С. 56–65.

Список литературы на английском языке / References in English

1. Malyshev G. A. Analiz tekhnologii provedeniia GRP na mestorozhdeniiakh OAO Surgutneftegaz [Analysis of hydraulic fracturing technology in the fields of OJSC «Surgutneftegas»] / G. A. Malyshev // Neftianoe khoziaistvo [Oil industry]. – 1997. V. 1. №9. P. 46–51. [in Russian]
2. Arteminko A. I. Viazkoe delo [Viscous matter] / A. I. Arteminko // Neftegazovaia vertikal [Gas vertical]. – 2000. – № 3. – P. 21-22. [in Russian]
3. Musin K. M. Metodicheskie podkhody po opredeleniiu parametrov sverkhviazkikh tiazhelykh neftei [Methodological approaches for the characterization of extra-heavy oil] / K. M. Musin // Sbornik nauchnykh trudov Tat-NIPIneft [Collection of scientific works Tat-NIPIneft]. – 2012. – № 80. – P. 56-65. [in Russian]