Анализ эффективности результатов
гидроразрыва пласта
Маргарит
Алина Шамилевна,
аспирант Института проблем транспорта
энергоресурсов,
инженер 2 категории ООО «Башнефть-Добыча»,
г.Уфа.
Гидродинамические исследования
скважин – наиболее точный и достоверный метод оценки эффективности большинства
геолого-технологических мероприятий, включая гидроразрыв пласта.
Для анализа эффективности
проведения ГРП оптимальным решением видится ГДИС на неустановившихся режимах
до, и после мероприятия. Только данный вид исследования позволяет определить полный
спектр гидродинамических параметров.
Вследствие особенностей
коллекторов, ГРП является неотъемлемой составляющей комплексного подхода к
разработке Приобского месторождения. Таким образом, на данном месторождении
сложилась практика исследования скважин вслед за проводимыми, в т.ч. после
бурения, методами интенсификации притока посредством гидроразрыва.
В большинстве случаев регистрация
изменения давления ведется автономным манометром, спускаемым на глубину в
составе компоновки (предназначенной для ГРП) и записывающим информацию в течение
всех циклов технологических операций. В данном случае наибольшую ценность для
интерпретации ГДИС представляет цикл кривой восстановления давления (КВД),
регистрируемый после мероприятий по освоению скважин.
При этом основными факторами,
искажающими достоверность результатов, являются:
- нестационарный режим работы
скважины при освоении (переменный дебит и плотность продукции скважины);
- отсутствие данных замера дебита
(определяется расчетным путем);
- неопределенность фазового
состава притока.
Также для контроля эффективности
ГТМ проводятся исследования на циклах КСД (кривая спада давления),
регистрируемых при запуске и последующей работы скважины по окончанию освоения.
Информация записывается автономным манометром, спускаемым в ствол скважины, или
датчиком в составе компоновки УЭЦН.
Основным недостатком подобного
подхода является невозможность получения данных исследования в реальном
времени.
За время разработки Приобского
месторождения накоплен значительный опыт и объем интерпретабельной информации,
позволяющие провести анализ. На первоначальном этапе было отобрано более 50
скважин, по которым с момента начала эксплуатации проведено два и более ГДИ с
приемлемыми по качеству результатами. Из них только 15 удовлетворяют основным
аналитическим критериям, позволяющим прийти к обобщенным выводам.
Таблица
1.
Сводная
таблица данных ГДИС рассматриваемых скважин.
скв. |
дата ГРП |
дата ГДИС |
∆t между
ГРП и ГДИС, сут. |
k |
S1 |
дата повторного ГДИС |
∆t между
ГРП и повторным ГДИС, сут. |
k |
S2 |
∆t между
ГДИС, сут. |
∆k= k2-k1 |
∆S= S2-S1 |
411 |
29.10.03 |
14.11.03 |
16 |
3.3 |
-2.8 |
18.04.04 |
172 |
3 |
-3.5 |
156 |
-0.3 |
-0.7 |
11221 |
24.08.08 |
25.08.08 |
1 |
0.6 |
-2.7 |
06.09.08 |
13 |
2 |
-5.7 |
12 |
1.4 |
-3 |
11284 |
18.07.08 |
19.07.08 |
1 |
0.6 |
-2.9 |
29.07.08 |
11 |
1 |
-5 |
10 |
0.4 |
-2.1 |
11285 |
04.07.08 |
05.07.08 |
1 |
0.6 |
-4.1 |
29.07.08 |
25 |
0.5 |
-5.5 |
24 |
-0.1 |
-1.4 |
11343 |
06.07.08 |
07.07.08 |
1 |
0.6 |
-4.2 |
20.07.08 |
14 |
0.5 |
-4.7 |
13 |
-0.1 |
-0.5 |
13021 |
10.07.08 |
11.07.08 |
1 |
1.8 |
-2.6 |
22.07.08 |
12 |
3 |
-5 |
11 |
1.2 |
-2.4 |
14982 |
07.02.07 |
08.02.07 |
1 |
20 |
-1.8 |
25.02.07 |
18 |
20 |
-3.1 |
17 |
0 |
-1.3 |
15470 |
03.08.08 |
04.08.08 |
1 |
0.2 |
-3.7 |
13.08.08 |
10 |
0.8 |
-5 |
9 |
0.6 |
-1.3 |
15724 |
17.02.08 |
18.02.08 |
1 |
10.5 |
-4 |
21.05.08 |
94 |
3.7 |
-4.3 |
93 |
-6.8 |
-0.3 |
17976 |
03.09.08 |
04.09.08 |
1 |
0.2 |
-3.1 |
24.09.08 |
21 |
0.1 |
-5.9 |
20 |
-0.1 |
-2.8 |
18030 |
30.06.08 |
01.07.08 |
1 |
0.1 |
-3.3 |
14.07.08 |
14 |
0.1 |
-2.2 |
13 |
0 |
1.1 |
18175 |
26.08.08 |
27.08.08 |
1 |
0.5 |
-2.7 |
11.09.08 |
16 |
0.1 |
-4.5 |
15 |
-0.4 |
-1.8 |
23296 |
01.09.08 |
03.09.08 |
2 |
0.7 |
-3.9 |
15.09.08 |
14 |
2 |
-5.2 |
12 |
1.3 |
-1.3 |
15683 |
31.05.04 |
10.06.04 |
10 |
0.8 |
-3.7 |
24.07.04 |
54 |
2 |
-5 |
44 |
1.2 |
-1.3 |
18078 |
20.06.08 |
29.06.08 |
9 |
0.8 |
-4.8 |
20.07.08 |
30 |
0.4 |
-5.7 |
21 |
-0.4 |
-0.9 |
среднее значение |
-0.14 |
-1.33 |
Основным фактором,
характеризующим эффективность проведенного ГРП,
является скин-фактор (определяется исключительно по результатам ГДИС) после ГТМ.
Проектные значения данной величины, прогнозируемые совместно с подрядчиком (выполняющим
работы по интенсификации), находятся в пределах [-4.5; -6].
На рисунке 1 отображено сравнение
значений скин-фактора (по всем скважинам), полученных по результатам
интерпретации первичного (S1) и повторного (S2) ГДИ. На рисунке 2 рассматривается зависимость изменения скин-фактора
(∆S) от времени, прошедшего с
момента проведения ГРП.
Рис. 1. Сравнение
скин-факторов по результатам ГДИС.
Рис. 2. Зависимость
∆S от времени.
Сравнение результатов ГДИС на
примере скв. 23296
Дата проведения ГРП |
01.09.2008 г. |
Дата первого ГДИС |
03.09.2008 г. |
Дата повторного
ГДИС |
15.09.2008 г. |
Интервал перфорации: |
2957–2979; 2984-3004; 3016-3036 |
Эффективная мощность: |
|
Пласт: |
АС122 |
Обводненность продукции скважины: |
~ 2% |
Рис. 3. Обзорный график ГДИС от 03.09.08 г.
Рис. 4. Обзорный график ГДИС от 15.09.08 г.
Рис. 5. График КВД в Log-Log координатах (ГДИС 03.09.08 г.).
Рис. 6. График КСД в Log-Log координатах (ГДИС 15.09.08 г.).
Параметр |
КВД от 03.09.08 г. |
КСД от 15.09.08 г. |
Коэффициент
ствола скважины |
0.014 м3/(кг/cм2) |
0.19 м3/(кг/cм2) |
Проницаемость |
0.7 мД (по воде) |
2 мД (по нефти) |
Интегральный
скин-фактор |
-3.9 |
-5.2 |
Выводы
и рекомендации
На основании анализа ГДИС можно
сделать вывод о систематическом завышении значения скин-фактора по результатам
исследований (14 из 15), проведенных в течение нескольких дней после ГРП, что
дает неверные представления об эффективности ГТМ. При этом его значение в
среднем завышено на 1.3, а отклонение варьируется от -0.5 до -2.8.
Единственная приемлемая и
наиболее вероятная причина подобного явления объясняется пересыпанием забоя скважины,
выносящимся из пачки проппантом, и недостаточно эффективными мероприятиями по
очистке забоя после гидроразрыва (coiltubing).
Сравнивая данные табл.1 и
зависимость на рис.2, можно определить временной период вероятной очистки забоя
скважины в процессе эксплуатации: [7…25] дней с момента запуска. Очевидно, что
ключевыми факторами, влияющими на указанный период, являются качество работ по
интенсификации, освоению и технологические параметры работы скважины,
преимущественно дебит жидкости.
Также на диаграмме рис.2
проявляется тренд ухудшения со временем фильтрационных свойств
трещины, характеризующийся ростом скин-фактора в процессе эксплуатации
скважины. Этот процесс предсказуем и объясняется кольматажем трещины и ее
стенок, выносом проппанта из пачки и его разрушением, сопровождающимся
изменением геометрических параметров трещины.
По результатам проведенного
анализа выработаны следующие рекомендации:
- для оценки эффективности ГРП
исследование скважины проводить не ранее, чем через 25 дней с момента начала
эксплуатации или методом регистрации КСД;
- применяемые методы по очистке
забоя скважины после гидроразрыва недостаточно эффективны;
- сравнивать проектный дебит
жидкости с фактическим в начальный период эксплуатации
скважины некорректно, текущий подход требует пересмотра;
- напряженный режим эксплуатации
подземного оборудования УЭЦН сохраняется в течение месяца со дня пуска скважины
в работу после мероприятий по интенсификации (согласуется с технологическими данными
УЭЦН).
Литература
1. Кременецкий М. И., Ипатов А. И.
Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин: Учебное
пособие. – М.: МАКС, 2008. – 476 с.
2. Вольпин С. Г. «Анализ
достоверности информации по данным ГДИ». Доклад на форуме исследователей
скважин. Москва,
Поступила
в редакцию 06.08.2010 г.