Investigation of the potential of application Frac-Pack technology as a solution to the problem of sand control and increasing the production of high-viscosity oils at M field
- Authors: Bukharbayeva A.N.1, Jaxylykov T.1, Assanov K.B.1
-
Affiliations:
- Atyrau branch of KMG Engineering
- Issue: Vol 5, No 3 (2023)
- Pages: 71-84
- Section: Oil and gas field development and exploitation
- URL: https://vestnik-ngo.kz/2707-4226/article/view/108648
- DOI: https://doi.org/10.54859/kjogi108648
- ID: 108648
Cite item
Full Text
Abstract
Background: In this paper, the potential of applying hydraulic fracturing with the installation of a gravel pack in the Cretaceous horizons of the M field is investigated. The relevance of the work is due to the fact that today the selection of optimal technologies to increase the rate of oil production from the Cretaceous deposits an open platform for proposals and discussions. The low oil recovery coefficient is due to the existing restrictions on the oil production process: high oil viscosity, the presence of gas and water-oil zones, abundant sand production in a poorly cemented reservoir.
Aim: The purpose of the work is to study the potential application of Frac-Pack technology in the wells of the M field.
Materials and methods: In order to assess the potential of using Frac-Pack in a special FracPro software, a model of geomechanical and filtration properties of the formation was developed and a simulation of the design with various injection parameters was performed. Based on the results of laboratory studies of the content of mechanical impurities in liquids sampled at the M field, the diameter of the proppant and the flow section of the filter were determined.
Results: As a result of the study, hydraulic fracturing was simulated for a well from a sample of potential candidates, the oil flow rate was calculated after the application of the proposed technology, materials for the implementation of Frac-Pack technology were selected based on laboratory studies.
Conclusion: The study showed that the proposed pre-development strategy is the most optimal for shallow wells of the M field, as it is aimed not only at solving the problem of combating the removal of mechanical impurities, but also increasing oil production.
Full Text
Введение
Месторождение М расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины, введено в эксплуатацию в 1999 г. Ввиду высокой вязкости нефти дебиты нефти по меловым горизонтам находятся на уровне 0,7–1,5 т/сут. Помимо этого, в процессе эксплуатации внутрискважинного и наземного оборудования возникают осложнения в виде пескопроявления. Эксплуатация месторождения М сопровождается выносом песка от 11 до 3689 мг/л, что приводит к значительным экономическим потерям в связи с выходом из строя действующих скважин, износом подземного и наземного оборудования, дополнительными затратами на восстановление работы скважины. Простои скважин добывающего фонда по причине образования в них песчаных пробок и дальнейшая их очистка занимают значительное место в сумме простоев скважин, находящихся в эксплуатации месторождения М. Так, например, на очистку скважин в 2021 г. было затрачено 13560 ч, а в 2022 г. 14880 ч. На 01.01.2023 г. среднее значение коэффициента эксплуатации по месторождению оценивается на уровне 0,93, в то время как в предыдущем году данный показатель составлял 0,96. Также пескопроявление является причиной ускоренного износа оборудования, обрывов насосных штанг и других неисправностей, которые приводят к простоям скважин и снижению добычи нефти. В неустойчивых коллекторах обвалы пород часто вызывают смятие эксплуатационных колонн, что влечёт к длительным ремонтным работам либо к ликвидации скважин. Подобные характеристики добычи углеводородов приводят к снижению производительности скважины и ухудшению коэффициента эксплуатации, таким образом, решение проблемы выноса песка на месторождении М является актуальным и важным.
В данной работе исследована возможность применения технологии Frac-Pack в условиях меловых горизонтов месторождения М. В масштабе мирового опыта Frac-Pack известен как интегрированный метод контроля выноса песка и повышения продуктивности скважин [1]. В табл. 1 представлена информация по мировому опыту применения технологии.
Таблица 1. Мировой опыт применения технологии Frac-Pack
Table 1. World practices in application of Frac-Pack technology
Месторождение Field | Пильтун-Астохское, Сахалин Piltun-Astokhskoye, Sakhalin [2] | Лагунильяс, Венесуэла Lagunillas, Venezuela [3] | Мексиканский залив Gulf of Mexico [4] | Норвежский сектор Северного моря The North Sea [5] | Мерини, Австралия Mereenie, Australia [6] |
Кратность увеличения дебита нефти Multiplicity of oil flow rate increase | 2,3 | 6,4; понижение обводненности с 25% до 9% reduction of water cut from 25% to 9% | 8,9 | 5,45 | 3,2 |
Исторически традиционными объектами для проведения гидравлического разрыва пласта (далее – ГРП) являются низкопроницаемые коллекторы, однако в настоящее время всё более преобладающим инструментом оптимизации добычи является ГРП в коллекторах с высокой проницаемостью. Последнее является пришедшим из практики по борьбе с пескопроявлением, в частности, применения гравийных фильтров [7]. Вынос песка из слабосцементированных продуктивных пластов приводит к возникновению потенциально опасных и дорогостоящих осложнений. При борьбе с выносом механических примесей наиболее распространёнными, технологически простыми и менее затратными являются методы, которые ограничивают производительность скважины [8]. Согласно изученной литературе, применение технологии Frac-Pack является успешным, т.к. обеспечивает не только предотвращение выноса песка [9], но и способствует увеличению продуктивности скважины [10]. Гравийная набивка препятствует выносу песка, а созданная гидравлическая трещина уменьшает фильтрационное сопротивление в призабойной зоне, а также увеличивает площадь охвата пласта [11]. Более длительная эксплуатация скважинного фильтра обусловлена наличием трещины, упакованной проппантом, которая также является препятствием для перемещения механических примесей [12], а также наличием проппантной набивки вокруг самого фильтра. Все меловые горизонты рассматриваемого месторождения обладают хорошими коллекторскими свойствами, вследствие этого основной задачей при проведении ГРП является максимизация ширины и заполнение проппантом созданной трещины с помощью технологии концевого экранирования [5, 13]. Данная методика получила широкое распространение в нефтяной промышленности, к примеру, в работе [6] при использовании концепции концевого экранирования наблюдалось удвоение добычи, а также была получена информация для разработки запасов, добыча которых ранее считалась экономически нецелесообразной. Однако проведение ГРП в высокопроницаемых коллекторах характеризуется сложностью в моделировании, связанной с расчётами скорости фильтрации жидкости в пласт. Авторы [14] пришли к выводу, что прогнозирование роста и формы трещины отличается значительными погрешностями при высоких утечках, а также выявлено, что использование жидкостей с большей вязкостью способствует стабильному распространению трещины. В работе [15] проведены исследования по распространению трещины в неустойчивых коллекторах, где авторы доказали, что добавление элементов, влияющих на потери жидкости к сшитому гелю, снижало значение эффективного давления и препятствовало проникновению геля в пласт с проницаемостью в 3000 мД. Помимо высоких значений проницаемости, рассматриваемое месторождение характеризуется значительно вязкой нефтью, что в условиях слабосцементированных коллекторов оказывает негативное влияние на добычу нефти. Авторы работы [16] разрешили аналогичную проблему месторождения Дури, Индонезия. В работе говорится об отклонениях в достижении концевого экранирования в полевых условиях и о необходимости точного прогнозирования объёмов утечек жидкости. В табл. 2 представлены геологические условия и результаты проведения Frac-Pack на месторождениях-аналогах, где рассматриваемая технология стала предпочтительным методом заканчивания. Применение Frac-Pack на месторождении М представляет собой перспективную технологию, которая способствует предотвращению выноса песка, а также положительному влиянию на дебит скважины.
Таблица 2. Опыт применения технологии Frac-Pack на месторождениях-аналогах
Table 2. Experience in the application of Frac-Pack technology in analog fields [17]
Месторождение / Field | М, II объект / II object | Дури, Индонезия / Duri, Indonesia | Пески Ринду, Дури / Rindu Sands, Duri |
Глубина залегания, м Depth of occurrence, m | 285 | 214 | 153 |
Нефтенасыщенность, % Oil saturation, % | 74 | 55 | |
Пористость, % Porosity, % | 35 | 32 | 30–35 |
Проницаемость, мД Permeability, mD | 547 | 1500 | 1300–3000 |
Пластовая температура, °С Reservoir temperature, °C | 23 | 34 | |
Пластовое давление, атм Reservoir pressure, atm | 24 | 12,25 | 10 |
Вязкость нефти, сП Oil viscosity, cP | 246,6 | 400 | 160 |
Результат Result | Исследовано поведение фильтрации жидкости в высокопроницаемых коллекторах / The behavior of liquid filtration in highly permeable reservoirs is investigated | Увеличение продуктивности с 28% до 162% / Increased productivity from 28% to 162% |
Технологические особенности проведения Frac-Pack
Технология Frac-Pack включает создание гидравлической трещины, размещение проппанта в трещине и во внутрискважинном пространстве. Следовательно, для осуществления рассматриваемой операции необходимо оборудование для распределения жидкости в различных направлениях. Наиболее распространённым и соответствующим по функционированию является оборудование кроссовер – многопозиционный инструмент с узлом перекрёстных потоков. При создании стандартной трещины ГРП жидкость закачивается под давлением в пласт без обратного потока (рис. 1). В положении циркуляции клапан, находящийся над пакером, открыт, жидкость направляется по промывочной трубе в кольцевое пространство (между фильтром и обсадной колонной) и через перфорационные отверстия поступает в пласт, обратный поток жидкости (без проппанта) проходит через фильтр, далее через клапан над пакером поступает в кольцевое пространство (между промывочной трубой и обсадной колонной), направляясь на поверхность (рис. 1). Этот режим используется для выполнения гравийной набивки. В случае неразмещения планового объёма проппанта используется режим обратного положения с целью реверсирования проппанта оставшегося в трубе. В данной позиции поток закачивается через кольцевое пространство, далее возвращается на поверхность по промывочной колонне, не достигая зоны фильтра (рис. 1).
Рисунок 1. Кроссовер - многопозиционный инструмент с узлом перекрёстных потоков
Figure 1. Crossover is a multi-position tool with a crossover shoe
1 – положение прямого потока / forward flow position; 2 – положение циркуляции / circulation position; 3 – положение обратного потока / reverse flow position
Основная часть
Технология Frac-Pack обеспечивает оптимизированное решение для пласта, который нуждается как в ГРП для улучшения сообщаемости скважины и коллектора, так и в гравийной набивке для предотвращения выноса песка. Изучение потенциала применения технологии Frac-Pack на месторождении М требует проведения детального анализа, включающего подбор необходимого оборудования и материалов, выбор кандидата воздействия и моделирование ГРП в осложненных условиях слабосцементированного коллектора.
Подбор скважин-кандидатов на проведение Frac-Pack
На месторождении М разрабатываются продуктивные пласты, приуроченные к меловым и юрским отложениям. Наибольшее количество добывающих и нагнетательных скважин эксплуатируется на объектах меловых горизонтов. Как правило, низкие дебиты жидкости относятся к меловым объектам, более высокие значения характерны для залежей юрских отложений. Также, согласно данным, только 16% накопленной добычи относится к меловым горизонтам (I, II объекты).
Незначительные накопленные отборы нефти и жидкости по скважинам, работающим на меловые отложения, обусловлены совокупностью горно-геологических и технологических факторов. Нефть, содержащаяся в залежах меловых отложений, обладает высокими значениями вязкости (в среднем 377,6 мПа·с по І объекту, по ІІ объекту – 246,6 мПа·с). Из технологических факторов разработку объектов осложняет растущая доля воды в объёме добываемой продукции. Эксплуатация скважин меловых коллекторов также осложнена проблемой выноса песка, являющейся причиной частых остановок добычи и короткого межремонтного периода скважин. Полученные результаты гидродинамических исследований (далее – ГДИС) свидетельствуют о значительном влиянии загрязнения призабойной зоны (далее – ПЗС) на продуктивность скважин меловых горизонтов. При сравнении отрицательных и положительных значений фильтрационного сопротивления выявлено, что при успешном проведении соответствующих мероприятий по воздействию на ПЗС можно добиться улучшения продуктивности в два раза. Залежи пластов M-I характеризуются небольшой глубиной залегания, наличием близкорасположенных газонасыщенных пластов. Следовательно, при проведении ГРП в слабосцементированных коллекторах горизонта M-I существует риск неконтролируемого вертикального роста трещины и прорыва в газонасыщенные интервалы. Учитывая вышеприведённые данные, скважины горизонта M-II являются наиболее подходящими кандидатами на проведение технологии Frac-Pack.
В связи с тем, что основной целью технологии Frac-Pack является предотвращение выноса песка, ключевые условия определения потенциальных кандидатов включают частые ремонтные работы и ограниченный межремонтный период. В ходе исследования проведён анализ часто ремонтируемого фонда скважин (далее – ЧРФ) за период 01.08.2021 – 01.08.2022 г. Рассмотрены мероприятия по борьбе с пескопроявлением на горизонте М-II, выявлено 25 скважин, наиболее подверженных интенсивному выносу песка. Среднее значение межремонтного периода составляет 128 сут, минимальное – 24 сут, максимальное – 187 сут. Средний дебит нефти для рассматриваемых скважин – 1,8 т/сут. В свою очередь, целесообразность проведения ГРП определяют ряд факторов. Отличительной особенностью месторождения является высокая степень обводненности пластов, но для проведения ГРП предпочтительнее пониженные значения степени обводненности (менее 70% в условиях рассматриваемого месторождения), т.к. доля нефти в добываемой жидкости будет выше. Подробное изучение истории эксплуатации скважин, причин простоев, технического состояния скважин позволило определить наиболее оптимальных кандидатов на проведение ГРП. Из данного списка выбран кандидат для построения дизайна ГРП с наименьшим межремонтным периодом (табл. 3).
Таблица 3. Информация по проведенным ремонтам за скользящий год
Table 3. Information on repairs carried out for the last twelve month
№ скважины / Well No. | Горизонт / Horizon | Межремонтный период / The inter-repair period | Дата начала и конца ремонта / Start and end date of the repair | Вид ремонта / Type of repair | |
начало / start | конец / end | ||||
X | М-II | 23,7 | 06.09.2021 | 11.09.2021 | Промывка песчаной пробки / Sand washing |
14.09.2021 | 22.09.2021 | Промывка песчаной пробки / Sand plug washout | |||
14.11.2021 | 18.11.2021 | Промывка песчаной пробки / Sand plug washout | |||
06.12.2021 | 10.12.2021 | Промывка песчаной пробки / Sand plug washout | |||
18.01.2022 | 21.01.2022 | Промывка песчаной пробки / Sand plug washout | |||
21.02.2022 | 25.02.2022 | Промывка песчаной пробки / Sand plug washout | |||
23.03.2022 | 25.03.2022 | Замена винтовой пары / Replacement of the screw pair | |||
06.06.2022 | 11.06.2022 | Промывка песчаной пробки / Sand plug washout | |||
27.06.2022 | 28.06.2022 | Промывка песчаной пробки / Sand plug washout | |||
01.07.2022 | 06.07.2022 | Промывка песчаной пробки / Sand plug washout | |||
04.08.2022 | 06.08.2022 | Замена винтовой пары / Replacement of the screw pair | |||
24.08.2022 | 26.08.2022 | Промывка песчаной пробки / Sand plug washout |
по состоянию на 01.09.2022 г. / as of September 01,2022
Подбор размера расклинивающего материала и пропускного сечения фильтра
Для эффективного проведения мероприятия по борьбе с пескопроявлением крайне важно осуществлять подбор оборудования в соответствии с анализом проб песка. В текущей работе проанализированы ранее проведённые лабораторные исследования по определению содержания механических примесей и размера частиц механических примесей в нефти. При непосредственном осуществлении Frac-Pack необходимо отобрать репрезентативные пробы с выбранной скважины. Матрица Д. Тиффина является распространённой методикой для выбора противопесочной системы [18]. Согласно матрице, при содержании мелких фракций (<44 мкм) более 10% в условиях рассматриваемого месторождения рекомендуются применение гравийного фильтра и увеличение площади контакта скважины с пластом, что соответствует предлагаемой технологии.
При правильном проектировании размещённый проппант создаёт проницаемый фильтр, который позволяет осуществлять добычу флюида, но ограничивает вынос песка. Выбор размера проппанта осуществляется в зависимости от результатов гранулометрического анализа твёрдой фазы, выносимой из пласта.
Согласно критерию Сосье [19], основной гранулометрический класс проппанта, используемый для создания первичного фильтра, должен находиться в следующих пределах (1):
5· d50 < D50 <6 · d50 (1)
где D50 – основной гранулометрический класс закачиваемого материала, d50 – размер частиц зёрен пластового песчаника в 50%-й точке кумулятивной кривой.
Согласно лабораторным исследованиям жидкостей, отобранных на месторождении М, размер частиц зерен 40–100 мкм наиболее соответствует 50%-й точке кумулятивной кривой распределения (рис. 2). Из неравенства (1) основной гранулометрический класс проппанта должен находиться в пределах 0,2–0,6 мм. Из доступных на рынке размерных классов проппант с диаметром гранул 0,3–0,6 мм (30/50 меш1) является наиболее подходящим для создания искусственного барьера при перемещении зерен пластового песчаника. Данная технология также включает размещение фильтра на забое скважины. В соответствии с размерами частиц выносимого песка и выбранного размера проппанта диаметр пропускного сечения фильтрующей системы должен составлять 0,15–0,3 мм.
Рисунок 2. Кумулятивная кривая распределения зерен пластового песчаника, скв. X
Figure 2. Cumulative distribution curve of formation sand grains by size of well No. X
Наименьший размер проппанта: 0,04·5 = 0,2 мм
Наибольший размер проппанта: 0,1·6 = 0,6 мм
Smallest proppant size: 0.04·5 = 0.2 mm
The largest size of the proppant: 0.1·6 = 0.6 mm
Моделирование ГРП с применением программы Fracpro
Минимальное горизонтальное напряжение является наиболее важным параметром, контролирующим состояние горных пород и распространение трещины ГРП. Однако на месторождении М ранее не проводилось работ ГРП, а, следовательно, не имеется данных об упруго-механических свойствах породы. В связи с этим входящие переменные определяются расчётным путём с использованием данных геофизических исследований: гамма-каротаж, нейтронный, плотностной и акустический каротажи (табл. 5). При проведении ГРП расчётные значения будут откалиброваны по результатам тестовых закачек.
Таблица 4. Расчётные геомеханические свойства пород
Table 4. Calculated geomechanical properties of rocks
Тип породы Type of rock | Градиент смыкания, атм/м / Closure gradient, atm/m | Модуль Юнга, атм / Young's modulus, atm | Коэфф. Пуассона, атм / Poisson's ratio, atm |
Песчаник Sandstone | 0,217 | 22770 | 0,420 |
Песчаник глинистый Shaly sandstone | 0,220 | 28380 | 0,428 |
Глина Shale | 0,230 | 31220 | 0,430 |
Глина плотная Shale 2 | 0,240 | 40000 | 0,440 |
Таблица 5. Результаты моделирования ГРП
Table 5. Results of hydraulic fracturing simulation
Результаты моделирования Simulation results | № / Seq. No | ||
1 | 2 | 3 | |
Полудлина трещины, м Fracture half-length, m | 28,3 | 28,9 | 25,4 |
Общая высота трещины, м Total height of the fracture, m | 29 | 27,5 | 21,7 |
Средняя ширина трещины, см Average fracture width, cm | 0,459 | 0,475 | 0,53 |
Средняя проводимость, мД·м Average conductivity, mD·m | 775,5 | 902,4 | 1 036,20 |
Безразмерная проводимость Dimensionless conductivity | 0,05 | 0,06 | 0,09 |
Буфер, % от объёма смеси Pad volume, % of the volume of the mixture | 23,9 | 15,1 | 15,0 |
Эффективное давление модели, атм Net pressure of the model, atm | 7,98 | 8,3 | 8,1 |
Эффективность смеси, % The effectiveness of the mixture, % | 66,3 | 66 | 65,1 |
Прирост дебита нефти, т/сут Increase in oil flow rate, t/day | 2,9 | 3,1 | 5,1 |
В специальном программном обеспечении для моделирования дизайнов ГРП Fracpro осуществлено расчленение по литологии на основе данных глинистости, выделены продуктивные пропластки и ограничивающие вертикальный рост трещины барьеры, внесены данные о петрофизических свойствах пород. Нужно отметить, что абсолютные значения проницаемости, установленные как по керновым исследованиям, так и по результатам ГДИС, обладают большими неопределённостями, вследствие чего эффективность жидкости ГРП по дизайну может быть отлична от значений в реальном пласте. Согласно построенным дизайнам, значение эффективности жидкости ГРП в рассматриваемой скважине составляет более 60%, что является нетипичным значением для высокопроницаемых коллекторов. Однако наличие высоковязкой нефти является сдерживающим фактором при фильтрации жидкости ГРП в пласт, что объясняет полученные результаты моделирования.
В ходе исследования рассмотрены различные варианты графика закачки ГРП с изменением тоннажа, объёма буферной стадии, максимальной концентрации проппанта и других параметров закачки. В условиях рассматриваемого месторождения необходимо установить контроль вертикального роста трещины с целью улучшения объёмной эффективности проппанта и максимизации ширины, упаковки созданной трещины и увеличения её проводимости. Третий вариант графика закачки соответствует исходным условиям с наибольшим значением проводимости упакованной трещины (табл. 5).
Оптимальность выбранного варианта дизайна ГРП, помимо значений переменных геометрии трещины, доказывает проведённый расчёт дебита нефти после проведения технологии Frac-Pack (табл. 6). Данная методология основана на расчёте коэффициента продуктивности скважины в зависимости от изменения фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта. Для расчета прогнозного дебита по нефти используются информация о пласте и скважине, а также результаты моделирования, а именно параметры геометрии, суммарной проводимости и давления трещины:
(2)
где k – проницаемость пласта, h – эффективная мощность пласта; μ – вязкость нефти; β – объемный коэффициент нефти; P2 – пластовое давление; P1 – забойное давление; Re – радиус дренирования; Rw – радиус ствола скважины; S – фильтрационное сопротивление; PD – безразмерное давление, определяемое по корреляционной зависимости безразмерного времени и проводимости трещины. Безразмерное время и проводимость трещины рассчитывается в зависимости от параметров трещины, полученных в результате моделирования.
Таблица 6. Расчёт прироста дебита скважины после ГРП
Table 6. Calculation of well flow rate growth after hydraulic fracturing
Заказчик Client | Месторождение Field | Скважина Well | Пласт Horizon | Температура пласта, °С Reservoir temperature, °C | |||
АО «Эмбамунайгаз» Embamunaigas JSC | М | X | М-II | 23 | |||
Пластовые флюиды / Fluids | |||||||
параметр / parameter | нефть / oil | вода / water | |||||
Плотность, г/см³ Density, g/cm³ | 0,889 | 1,14 | |||||
Вязкость, сП Viscosity, cP | 246,6 | 1,2 | |||||
Объёмный коэффициент, м³/м³ Volume factor, m³/m³ | 1,02 | 1,01 | |||||
Информация о пласте и скважин / Well and Layer Data | |||||||
Проницаемость, мД Permeability, mD | 547 | Общая мощность пласта, м Gross pay, m | 17,5 | Угол наклона ствола скважины, ° Hole Angle, ° | 0 | ||
Пористость продуктивной зоны, % Porosity of pay zone, % | 35 | Эффективная мощность пласта, м Net pay, m | 11 | Азимут магнитный, ° Magnetic Azimuth, ° | 275 | ||
Пластовое давление, атм Formation pressure, atm | 24 | Проницаемость·эфф. мощность, мД/м Permeability·Net pay, mD·m | 6017 | Полная сжимаемость, атм-1 Total compressibility, atm-1 | 1,80Е-04 | ||
Давление насыщения, atm Bubble point pressure, atm | 16 | Радиус дренирования, м Drainage radius, m | 130 | Радиус ствола скважины, м Wellbore radius, m | 0,108 | ||
Информация о проппанте / Proppant data | |||||||
Общая масса проппанта, т / Total proppant mass, t | 8 | ||||||
Тип проппанта, меш / Type of proppant, mesh | 30/50 | ||||||
Насыпная плотность проппанта, г/см³ / Bulk density of the proppant, g/cm³ | 1,7 | ||||||
Сравнение производительности до ГРП и после ГРП / Comparison of well performance before and after hydraulic fracturing | |||||||
Псевдо-установившийся режим фильтрации Pseudo-steady state flow | До ГРП Before hydraulic fracturing | Дизайн After hydraulic fracturing | |||||
Расчётное забойное давление, атм Calculated bottomhole pressure, atm | 23 | 23 | |||||
Фильтрационное сопротивление Filtration resistance | 20 | -2,42 | |||||
Обводненность, % Water cut, % | 40 | 40 | |||||
Безразмерный коэффициент продуктивности Dimensionless productivity index | 0,038 | 0,25 | |||||
Коэффициент продуктивности, м³/сут/атм Productivity index, m³/day/atm | 1,667 | 11,192 | |||||
Дебит жидкости, м³/сут Liquid rate, m³/day | 1,7 | 11,2 | |||||
Дебит воды, м³/сут Water rate, m³/day | 0,7 | 4,5 | |||||
Дебит нефти, т/сут Oil rate, t/day | 0,9 | 6 | |||||
Прирост дебита нефти, т/сут Incremental oil rate, t/day | 5,1 |
Синим цветом выделены входящие переменные / Incoming variables are highlighted in blue
Прирост более чем 5 т/сут отражает хороший результат для данного месторождения. В 2022 г. средний дебит нефти по горизонту M-II составил 1,2 т/сут. Кроме того, к этому объекту была переведена скважина с начальным дебитом 1,8 т/сут, при этом новые добывающие скважины в результате бурения не были введены.
Профиль трещины в геолого-геофизической модели представлен на рис. 3. По результатам моделирования наблюдается преимущественное распространение трещины по высоте вниз, что обусловлено наличием значительного глинистого барьера в кровельной части целевой зоны. Интервал охвата трещины ГРП составил 254–275 м. По дизайну ГРП полудлина трещины ГРП составляет 25,4 м, общая высота 21,7 м, проводимость трещины 1036 м·Дм. Как видно из рисунка, трещина охватывает целевой продуктивный пропласток.
Рисунок 3. Профиль трещины ГРП
Figure 3. Fracture profile of hydraulic fracturing
Результаты моделирования ГРП (характер фильтрации жидкости, поведение устьевого и чистого давления, параметры графика закачки) представлены на рис. 4. План закачки проектировался таким образом, чтобы в начале шла подушка из линейного геля, которая способствовала бы изначальному открытию трещины, затем запускалась проппантовая пачка (серая пунктирная линия), далее пошагово увеличивалась концентрация проппанта. Согласно графику закачки данной работы плановый объем проппанта составляет 8 т с максимальной концентрацией в 1200 кг/м³.
Рисунок 4. График параметров моделирования ГРП
Figure 4. Graph Plot of hydraulic fracturing modeling parameters
Заключение
В данном исследовании изучен потенциал применения технологии Frac-Pack в неконсолидированных высоковязких коллекторах месторождения М. В ходе работы:
− выявлено, что одной из актуальных проблем рассматриваемого месторождения является вынос песка, что приводит к снижению МРП и отрицательно сказывается на добыче нефти;
− изучен успешный мировой опыт и проведён анализ условий применения технологии Frac-Pack;
− согласно лабораторным исследованиям установлено, что Frac-Pack, как технология увеличения площади контакта скважины с пластом, является подходящей системой по борьбе с пескопроявлением и увеличением производительности скважины в условиях рассматриваемого месторождения;
− на основе изучения состояния эксплуатационного фонда выявлены потенциальные кандидаты на проведение технологии Frac-Pack;
− произведён подбор размера расклинивающего материала и пропускного сечения фильтрующей системы;
− изучены технологические особенности предлагаемой технологии;
− осуществлено моделирование ГРП по различным вариантам графика закачки;
− произведён расчёт показателей добычи нефти после проведения технологии Frac-Pack.
Применение технологии Frac-Pack актуально к текущему эксплуатационному фонду скважин, т.к. постепенный рост обводненности будет являться в дальнейшем ограничивающим фактором. Предлагаемая технология является оптимальной для неглубоких скважин месторождения М, т.к. не только позволяет устранить проблемы с выносом песка, но и способствует увеличению добычи нефти.
Практическая значимость проведённой работы приобретает исключительную ценность, т.к. применение технологии Frac-Pack способствует повышению коэффициента гидродинамического совершенства скважины, снижается вероятность выноса мелкой фракции песка, а также увеличивается предел рентабельности добычи.
ДОПОЛНИТЕЛЬНО
Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.
Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.
Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующий образом: Джаксылыков Т.С., Асанов К.Б.– разработка основ проведения исследования, контроль за ходом его проведения, а также общая редакция рукописи статьи, Бухарбаева А.Н. – систематизация и обработка данных исследования, их анализ, написание статьи.
ADDITIONAL INFORMATION
Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.
Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.
Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The largest contribution is distributed as follows: Talgat S. Jaksylykov, Karim B. Assanov – development of the basis for conducting the study, control over the progress of the study, as well as a general editorship of the manuscript of the article; Aidana N. Bukharbayeva – systematization and processing of the research data, their analysis, writing an article.
1 Меш – внесистемная единица измерения, равная количеству отверстий на 1 линейный дюйм.
About the authors
Aidana N. Bukharbayeva
Atyrau branch of KMG Engineering
Email: a.bukharbayeva@kmge.kz
Kazakhstan, Atyrau
Talgat Jaxylykov
Atyrau branch of KMG Engineering
Email: T.Jaxylykov@kmge.kz
Kazakhstan, Atyrau
Karim B. Assanov
Atyrau branch of KMG Engineering
Author for correspondence.
Email: K.Asanov@kmge.kz
Kazakhstan, Atyrau
References
- Bale A, Owren K, Smith M. Propped Fracturing as a Tool for Sand Control and Reservoir Management. SPE Production & Facilities. 1994;9(01):19–28. doi: 10.2118/24992-PA.
- Seleznyova AV. Osobennosti tekhnologii gidravlicheskogo razryva plasta na Pil'tun-Astokhskom neftegazokondensatnom mestorozhdenii (Sakhalinskaya oblast') [undergraduate work]. TPU. Tomsk; 2019. Available from: https://earchive.tpu.ru/handle/11683/53942. Cited 2003 Apr 25. (In Russ).
- Hidalgo O, González O, González V, et al. Novel Frac-and-Pack Technique for Selective Fracture Propagation. Latin American & Caribbean Petroleum Engineering Conference; 2007 Apr 15; Buenos Aires, Argentina. Paper Number: SPE-108126-MS.
- Cox M, Roane T, Sanders M, et al. International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. Innovative Sand-Control Screen Assembly Enables Successful Multi-Lobe Frac Packs in Adverse Recompletion Conditions; 2002 Feb 20; Lafayette, Lafayette, Louisiana, USA. Paper Number: SPE-73723-MS.
- Smith MB, Miller II WK, Haga J. Tip Screenout Fracturing: A Technique for Soft, Unstable Formations. SPE Production Engineering. 1984;2:95–103.
- Papinczak A, Miller II W. Fracture Treatment Design To Overcome Severe Near-Wellbore Damage, Mereenie Field, Australia. SPE Production & Facilities. 1994;9(4):249–256.
- Economides M, Oligney R, Valko P. Unified Fracture Design. Bridging the Gap Between Theory and Practice. Texas, Alvin: Orsa Press; 2004.
- Matanovic D, Cikes M, Moslavac B. Sand Control in Well Construction and Operation. Zagreb: Springer Environmental Science and Engineering; 2012.
- Bian X, Znang S, Wang F. A new method to optimize the fracture geometry of a frac-packed well in unconsolidated sandstone heavy oil reservoirs. Science China. 2012;55:1725–1731. doi: 10.1007/s11431-012-4775-z.
- Hainey BW, Troncoso JC. Frac-Pack: An Innovative Stimulation and Sand Control Technique. SPE Formation Damage Control Symposium; 1992 Feb 26; Lafayette, Louisiana, USA. Paper Number: SPE-23777-MS.
- Herianto PAA, Wijoyo ND, Chandra S. Productivity Analysis of Frac-pack Completion in M Well with Sand Problem Indication and High Permeability Formation. Engineering and Technology. 2019:291–298.
- Roodhart LP, Fokker PA, Davies DR, et al. Frac-and-Pack Stimulation: Application, Design, and Field Experience. J Pet Technol. 1994;46(03):230–238. doi: 10.2118/26564-PA.
- Weirich J, Li J, Abdelfattah T, Pedroso C. Frac Packing: Best Practices and Lessons Learned From More Than 600 Operations. SPE Drilling & Completion. 2013;28(02):119–134. doi: 10.2118/147419-PA.
- Gil IR, Atlas B, Roegiers J. The Effect of Fluid Leakoff on Rock Failure Mechanisms During Frac-Pack Treatments. SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control; 2006 Feb 15; Lafayette, Louisiana, USA. Paper Number: SPE-98170-MS.
- Khodaverdian M, McElfresh P. Hydraulic Fracturing Stimulation in Poorly Consolidated Sand: Mechanisms and Consequences. SPE Annual Technical Conference and Exhibition; 2000 Oct 01; Dallas, Texas, USA. Paper Number: SPE-63233-MS.
- Fan Y, White DE, Aimar A, Satyagraha MT. Frac/Pack Modeling for High-Permeability Viscous Oil Reservoirs of the Duri Field, Indonesia. SPE Production & Facilities. 2001;16(03):189–196. doi: 10.2118/72995-PA.
- Fan Y, White DE, Aimar A, Satyagraha MT. Fluid Leakoff and Net Pressure Behavior of Frac&Pack in High-Permeability Viscous Oil Reservoirs of the Duri Field, Indonesia. SPE International Symposium on Formation Damage Control; 2000 Feb 23; Lafayette, Louisiana, USA. Paper Number: SPE-58766-MS.
- Hengyang W, Podgornov VM. The selection of downhole filter to limit sand production from reservoir during well development. Readings named of A.I. Bulatov. 2020;2(2):408–415.
- Saucier RJ. Considerations in Gravel Pack Design. Journal of petroleum technology. 1974;26(02):205–212. doi: 10.2118/4030-PA.