Пенно-кислотный ГРП с проппантом – оптимальный выбор для ТРИЗ в карбонатных отложениях
Выбор жидкости является ключевым с точки зрения решаемой с помощью ГРП задачи воздействия на пласт с учетом его характеристик. На карбонатных залежах «Башнефти» при химических методах воздействия на пласт производственные подразделения используют в основном соляную кислоту (солянокислотная обработка). Она же входит и в состав жидкостей кислотного гидроразрыва (КГРП), активно применяемого сегодня «Башнефтью».
ГРП, в том числе кислотный ГРП, с 2010 года постепенно смещает прочие методы стимуляции притока в структуре проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) на промыслах компании.
Более того, специалисты «Башнефти» упорно ведут поиски наиболее эффективной технологии кислотного ГРП с целью получения наибольших притоков в карбонатных пластах (известняках и доломитах) месторождений компании, особенно учитывая, что более половины ее остаточных запасов приходится на трудноизвлекаемые. Последние эксперименты с пенно-проппантными кислотными ГРП показывают их высокую эффективность.
Кислотный гидроразрыв
При проведении КГРП, где в качестве жидкости разрыва используется соляная кислота, с помощью кислоты и высокого давления создается сеть трещин и каверн.
Проппант, как правило, не закачивается вследствие высоких утечек и рисков получения преждевременного окончания работ, т.е. получения «Стоп». Кислота используется для протравки каналов в горной породе. Из-за большого объема утечки и быстрой реакции кислоты с породой получить длинные протравленные каналы достаточно сложно.
За последние пять лет проведено более 450 КГРП (рис. 1). При этом были испытаны различные технологии проведения КГРП (рис. 2) [1].
Однако кислотные ГРП оказались недостаточно эффективны для залежей смешанного типа. И опробование различных технологий для увеличения стимулированного объема пласта (использование «сшитого» боратного геля, обратной эмульсии повышенной вязкости в качестве отклонителя потока) не давало необходимого результата.
В связи с этим была сформирована задача обоснования и выбора оптимальных технологий ГРП для конкретных геолого-физических условий.
В настоящее время имеется несколько разновидностей ГРП в карбонатных объектах. Анализ мирового опыта показал, что при определенных условиях существует возможность успешного закрепления созданных трещин карбонатного коллектора проппантом. В работе [3] был выведен метод расчета механических параметров горных пород по минералогии. Понимание минералогии важно для оптимизации работы по стимуляции коллектора с уникальными свойствами.
Метод основан на оценке коэффициента хрупкости пород с учетом соотношения коэффициента Пуассона и модуля Юнга. Эти два параметра объединяются для того, чтобы отразить способность горных пород разрушаться при нагрузке (коэффициент Пуассона) и поддерживать разрыв (модуль Юнга). Данный метод отличается от других основанных на минералогии методов определения хрупкости, которые базируются главным образом на исследовании керна.
Преимущества использования петрофизической интерпретации по сравнению с исследованием керна заключаются в том, что обычно в границах слоев горных пород проводят акустический каротаж, а не отбор керна из интервалов, подвергаемых ГРП.
Из данной концепции следует, что применение проппанта при ГРП предпочтительно в менее хрупких породах. Анализ данных акустического каротажа с использованием данного метода показал практическую возможность применения КГРП с проппантом в карбонатных объектах месторождений, расположенных в северной части региона деятельности компании [1].
КГРП с закрепленным проппантом
Проведение кислотных ГРП с закреплением проппантом представляет собой чередующуюся закачку кислотных пакетов на основе 15% или 18% соляной кислоты с закачкой сшитых гелей в качестве буфера и проппантных пачек при давлениях выше давления разрыва пласта. Испытанная в Башкирии данная технология позволяет получать начальные дебиты, выше чем на кислотных ГРП, а также при этом размещение проппанта в горной породе позволяет создать искусственный канал притока, что существенно увеличивает продолжительность эффекта от ГРП. (рис.3)
В результате, если в начале прошлого года более 80% проведенных ГРП были проппантными с использованием геля на водной основе, и еще 20% – кислотные, то в начале этого уже 70% операций гидроразрыва приходится на кислотные ГРП с закреплением проппантом, и только 30% на другие варианты. Причем технология кислотно-проппантного ГРП успешно применяется как на наклонно-направленных скважинах, так и на горизонтальных скважинах с системой заканчивания, позволяющей проводить многостадийный ГРП.
Пенно-проппантный кислотный ГРП
Опыт показал, что эффективность применения технологии кислотного ГРП с закреплением проппантом снижается на пластах, чувствительных к воздействию воды, в том числе с пониженным пластовым давлением.
Для оптимизации технологии было предложено в качестве опытно-промышленной работы проведение пенно-проппантный кислотных ГРП. Пена использовалась в качестве основной жидкости-песконосителя, что позволило эффективно сократить общий объем закачиваемой жидкости, обеспечить лучший контроль фильтрации и ускорить запуск скважины. Пенный ГРП наносит меньшие повреждения пласту и проппантовой пачке, таким образом, улучшая производительность скважины.
В марте были проведены первые работы по пенно-кислотному ГРП с закреплением проппантом на скважинах месторождений ООО «Башнефть-Добыча». Эффективность от проведенных пенно-кислотных ГРП составила 22 т/сут. при плане 17,1 т/сут.
Положительные результаты пилотных проектов дают компании возможность использовать полученный опыт на других активах. Технология пенно-азотного ГРП с закачкой проппанта и кислоты дала позитивный результат, но у нее есть свои преимущества и недостатки, поэтому мы продолжим испытания на скважинах, чтобы сделать вывод об ее эффективности.
Плюсы и минусы
Среди преимуществ применения пенно-проппантных КГРП можно выделить следующие:
- Пониженное содержание остатков полимера в трещине;
- Большая эффективная протяженность трещины;
- Более эффективная очистка скважины после ГРП;
- Более быстрое освоение и вывод скважин на режим;
- Повышенная проводимость трещины;
- Совместимость азота с другими флюидами;
- Снижение доли воды в рабочей жидкости уменьшает негативные эффекты, связанные с миграцией мелкозернистых частиц или с разбуханием глинистых минералов в пласте;
- Хорошие фильтрационные свойства жидкости;
- Пена выступает как потокоотклонитель (отклонение достигается за счет образования и поддержания стабильной пены в более высокопроницаемых интервалах в течение всей обработки).
Но, как и любой метод, пено-проппантный КГРП обладает и недостатками:
- Необходимость в дополнительном оборудовании (азотная установка);
- Повышенное давление обработки из-за меньшего гидростатического давления;
- Более высокие потери на трении из-за двухфазного потока;
- Ограничение в использовании высоких концентраций проппанта;
- Использование сжатого газа сопряжено с повышенным риском при закачке и отработке скважины — бригады требуют дополнительного обучения;
- Обеспечение/контроль качества пены на месте производства работ невозможны (только загеленная жидкость);
- Более высокая стоимость.
Литература:
- Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть», С.Е. Здольник, Ю.В. Некипелов, М.А. Гапонов (ПАО АНК «Башнефть») // 07’2016 Нефтяное хозяйство, стр. 92-95.
- Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. – USA, NewYork: J. Wiley and Sons, 2000. – 862 p.
- Rickman R., Mullen M., A practical use of shale petrophysics for stimulation design optimization: All shale plays are not clones of the Barnett Shale, SPE 115258-MS, 2008.
Обсудим? Оставить комментарий: