Experience in developing carbonate formations with hydraulic fracturing at fields of Gazprom Neft Group

Full Text

Введение

В отличие от терригенных объектов, выбор технологии ГРП при разработке карбонатных коллекторов должен учитывать много факторов, т.к. стимуляция последних может выполняться как кислотным (далее – кГРП), так и проппантным методом. Дополнительно существует целый пласт решений и добавок, которые применяются в тех или иных условиях в зависимости от геологических ограничений и физических свойств коллектора. Чем больше существующий опыт в разработке и стимуляции карбонатных объектов, тем ниже производственные риски и издержки, связанные с выбором технологии интенсификации.

В статье показывается опыт группы компаний «Газпром нефть» (далее – Группа) в разработке карбонатных объектов методом ГРП. Представлен обзор возможных технологий и решений для ГРП на карбонатных коллекторах в условиях проведения работ, кардинально отличающихся между собой как по геологическому строению, так и по физическим свойствам.

Технологический обзор

В данном разделе приведены критерии базового представления о стимуляции карбонатных объектов, а также основные факторы, влияющие на выбор того или иного технологического подхода.

Рассматривая методы интенсификации карбонатного пласта, можно выделить четыре основных направления:

1. Матричная кислотная обработка (рис. 1):

- в базовом варианте используется соляная кислота с комплексом стабилизирующих добавок;

- давление обработки не превышает давление разрыва породы (трещина не создаётся);

- выполняется обработка матрицы коллектора в призабойной зоне скважины и пласта (далее – ПЗП);

- ведёт к улучшению проводимости в призабойной зоне и снятию кольматации.

 

Рисунок 1. Вид керна после воздействия кислоты при матричной кислотной обработке

Figure 1. Core view after acid exposure during matrix acidizing

 

2. Кислотный ГРП (рис. 2):

- аналогично матричной соляно-кислотной обработке используется соляная кислота с комплексом стабилизирующих добавок;

- давление обработки превышает давление разрыва породы (создаётся трещина ГРП);

- стенки трещины растворяются, происходит их травление и создание проводимых каналов;

- концептуально характеризуется эффективной протравленной длиной трещины и её проводимостью.

 

Рисунок 2. Вид керна после воздействия кислоты при имитации кГРП

Figure 2. Core view after exposure of acid during imitation of acid fracturing

 

3. Проппантный ГРП (закачка стандартного ГРП с проппантом):

- жидкость разрыва – высоковязкий гель (наиболее часто используется гуаро-боратная система);

- давление обработки превышает давление разрыва породы (создаётся трещина ГРП, закрепляемая расклинивающим агентом – проппантом);

- концептуально характеризуется закреплённой проппантом полудлиной и проводимостью трещины.

4. Комбинированный кислотно-проппантный ГРП (далее – кпГРП):

- подход характеризуется комбинацией различных типов кислот с проппантом и чаще всего представлен двумя вариантами исполнения:

а) чередование стадий (кпГРП) [1];

б) на основе загеленных сшитых кислот (проппантно-кислотный ГРП, далее – пкГРП), когда расклинивающий агент закачивается непосредственно в «сшитой» кислоте (аналогично проппантному ГРП на гуаро-боратной системе жидкости).

Базовые принципы выбора технологии в зависимости от свойств и условий залегания карбонатного объекта

В международной практике и литературе [2, 3] приводятся базовые критерии выбора проппантного или кислотного ГРП в зависимости от геолого-физических характеристик коллектора (табл. 1).

 

Таблица 1. Общие базовые критерии выбора технологии стимуляции карбонатного коллектора

Table 1. General baseline criteria for the selection of carbonate reservoir stimulation technology

Кислотный ГРП / Acid fracturing	Проппантный ГРП / Proppant fracturing
Неглубокие пласты Shallow formations	Глубокие пласты Deeper formations
Давление смыкания <350 атм Сlosure pressure <350 atm	Давление смыкания >350 атм Сlosure pressure >350 atm
Гетерогенный коллектор Heterogeneous reservoir	Гомогенный коллектор Homogeneous reservoir
Преобладание в пласте естественных трещин, высокая трещиноватость Predominance of natural fractures in the formation, high fracturing behaviour	Отсутствие естественной трещиноватости No natural fracturing
Высокая проницаемость коллектора High reservoir permeability	Низкая проницаемость коллектора Low reservoir permeability
Температура пласта <93°С Reservoir temperature <93°С	Температура пласта >93°С Reservoir temperature >93°С
СТОПы, нет возможности размещения достаточной массы проппанта, его неконтролируемый вынос STOPs, no possibility to place sufficient mass of proppant, its uncontrolled removal	Значительная мягкость горных пород (под действием или после контакта с HCl) Significant softness of rocks (under or after contact with HCl)
-	Высокий модуль Юнга High longitudinal elasticity
-	Кислотная растворимость породы менее 65%, низкая скорость реакции с кислотой (доломиты) Acid solubility of rock less than 65%, low rate of reaction with acid (dolomites)

СТОП – осложнение, связанное с преждевременной (внеплановой) остановкой закачки ГРП при достижении максимально допустимого устьевого давления без возможности дальнейшего продолжения работ.

STOP – a complication associated with premature (unscheduled) shutdown of hydraulic fracturing pumping when the maximum allowable wellhead pressure is reached, with no possibility of further continuation of operations.

 

С учетом данных, приведенных в табл. 1, можно выделить следующие основные факторы, влияющие на базовый выбор технологии стимуляции карбонатного объеткта:

- растворимость породы в кислоте;

- скорость реакции кислоты с породой;

- строение разреза коллектора (однородный, неоднородный);

- величина напряжения смыкания;

- опыт ранее выполненных работ на объекте или объектах-аналогах;

- экономическая целесообразность (получаемый эффект должен окупать затраты).

Приведённые критерии являются общими, исторически сложившимися выводами, а не аксиомой для всех случаев, поэтому при выборе конкретного технологического решения важно учитывать не только мировой опыт, но и наработку по объектам-аналогам.

При кГРП стоит обратить внимание на такой важный параметр, как температура пласта. От неё во многом может зависеть выбор кислотного состава. Пример логики выбора в пользу той или иной кислотной системы приведен в табл. 2.

 

Таблица 2. Логика выбора кислотной системы жидкости в зависимости от температурных условий объекта

Table 2. Logic in choosing of acid system depending on temperature conditions of the formation

Температура, °С Temperature, °С	Решение / Solution
< 20°С	Стандартный кислотный пакет (до 24%), «разогретая» кислота (кислота, предварительно замешанная на устье с горячей водой) Standard acid package (up to 24%), "heated" acid (acid pre-mixed at the wellhead with hot water)
< 35(40)°С	Стандартный кислотный пакет (возможно применение составов с задержкой реакции в граничных условиях) Standard acid package (delayed reaction compositions with boundary conditions can be used)
35(40)–90°С	Загеленные кислоты и кислотные составы с задержкой реакции Viscous acids and delayed-reaction acid mixtures
90–120°С	Высокотемпературные гелированные кислотные системы и эмульсии High temperature viscous acid systems and emulsions
>120°С	Высокотемпературные кислоты с задержкой реакции + обязательное охлаждение пласта перед закачкой основных стадий (пребуфер) High-temperature acids with delayed reaction + mandatory formation cooling before injection of main stages (pre-buffer)

 

На рис. 3 приведен пример выполнения кГРП на одном из объектов Группы с температурой пласта ≈120°С. Стоит обратить особое внимание на то, что в работе используется не только охлаждающая пачка («пребуфер»), но и различные варианты кислотных составов для увеличения площади травления и достижения лучшего эффекта от стимуляции.

 

Рисунок 3. Пример кГРП на высокотемпературном карбонатном объекте

Figure 3. Example of acid fracturing at the high temperature carbonate reservoir

 

Опыт разработки карбонатных объектов методом ГРП на месторождениях группы компаний «Газпром нефть»

На сегодняшний день на месторождениях Группы выполнено порядка 1370 операций ГРП на карбонатных объектах. Основной тип заканчивания скважин – горизонтальные скважины с МГРП. За весь рассматриваемый период было испытано (и продолжает внедряться) большое количество решений для повышения эффективности выработки запасов и роста продуктивности скважин. Есть несколько объектов, на которых выполняется ГРП, основной из которых приведен на рис. 4. Краткая информация представлена в табл. 3.

 

Рисунок 4. Разрез основного карбонатного объекта с разработкой методом ГРП

Figure 4. Section of the main carbonate formation with development by hydraulic fracturing

 

Таблица 3. Краткая информация по объекту разработки с ГРП

Table 3. Summary on the reservoir development with hydraulic fracturing

Параметры геолого-физических характеристик и ГРП Parameters of geological and physical characteristics and hydraulic fracturing
TVDSS ≈ 1665 м
Hобщ ≈ 135 м
Hэф ≈ 42 м
Пористость / Porosity ≈ 12%
k ≈ 0,4 мД
Рпл ≈ 202 атм
Тпл ≈ 37°С
Eff ≈ 55 %
Рnet ≈ 60 атм
Pcl ≈ 300 атм

TVDSS – абсолютная отметка кровли объекта / True Vertical Depth SubSea.; H_общ – общая толщина объекта / total thickness; H_эф – эффективная толщина объекта / net thickness; k – средний коэффициент проницаемости / mean permeability coefficient; Р_пл – пластовое давление (начальное) / formation pressure (initial);Т_пл – пластовая температура (начальная) / formation temperature (initial); Eff – эффективность жидкости ГРП / fracturing fluid efficiency; Р_net – «чистое» давление / net pressure; P_cl – давление смыкания трещины / closure pressure.

 

Основное технологическое развитие ГРП на карбонатах приходится на период с 2017 г. по настоящее время, когда на объектах было испытано большое количество различных подходов и вариаций технологических решений.

Далее в статье рассмотрены основные технологии, нашедшие применение в условиях рассматриваемого объекта, и их эффективность.

Кислотный ГРП и загеленные кислоты

В качестве базового решения на рассматриваемом карбонатном объекте наибольшее распространение получил кГРП. В сравнении со стандартным проппантным ГРП он показал значительно лучшие результаты и был изначально принят как основной, «базовый» способ стимуляции пласта.

В качестве жидкости разрыва при таких закачках используется 15%-ная HCl в объёме 50–100 м³ с пакетом стабилизирующих добавок и понизителем трения, рабочий расход составляет 2,5–4,0 м³/мин. Расписание закачки подразумевает несколько этапов, где поочередно закачиваются пачка 15%-ной HCl и линейная (сшитая) гуаровая жидкость (метод «Viscous fingering») [3]. Цель данной операции – повысить охват пласта путём создания объёма трещины инертной вязкой жидкостью с последующей закачкой низковязкой кислоты для формирования «языков» контраста вязкостей и неравномерного травления стенок трещины (рис. 5).

 

Рисунок 5. Типовой пример кГРП

Figure 5. Typical example of acid fracturing

 

Недостатками базовой технологии кГРП стали повышенные трения на кислоте и быстрые темпы падения добычи во времени.

Следующим этапом развития технологии стали испытания кГРП на загеленных кислотных системах («Viscous acid fracturing») [3]. В качестве кислотного загустителя использовались катионные ПАВ-системы¹ для скважин с температурой от низкой до умеренной. Использование загеленных (подзагеленных) кислот позволило снизить трения (рис. 6) и работать при необходимости на больших расходах (скоростях закачки), чем при базовых системах жидкости кГРП.

 

Рисунок 6. Типовой пример кГРП на загеленной системе

Figure 6. Typical example of viscous acid fracturing

 

Негативным аспектом применения систем с загеливателем выступает удорожание работ (значительное при использовании загеливателей на ПАВ-основе из-за высоких концентраций добавок) и риск образования эмульсий (в частности, на пластах с граничными температурными условиями).

Сравнительная оценка темпов падения добычи нефти кГРП на загеленных кислотах показывает лучший эффект в сравнении с базовой рецептурой. Технология c загеленной кислотой дает ожидаемую накопленную добычу нефти выше, чем при базовом кГРП (рис. 7). Эффект в большей степени определяет параметры работы скважин на поздних периодах, чем при запуске.

 

Рисунок 7. Сравнение темпа падения добычи нефти кГРП (база) и кГРП (загеленная HCl)

Figure 7. Comparison of oil production decline rate using acid fracturing vs viscous acid fracturing

 

Кислотно-проппантный и проппантно-кислотный ГРП на загеленной кислоте

Дальнейшим развитием кГРП стало добавление проппантных пачек вместо линейного (сшитого) геля (рис. 8).

 

Рисунок 8. Типовой пример кпГРП

Figure 8. Typical example of acid proppant fracturing

 

В качестве системы разрыва при таких закачках используется комбинация двух несовместимых между собой жидкостей: 15%-ной HCl в объёме 50–100 м³ с пакетом стабилизирующих добавок и понизителем трения и проппантных стадий на стандартной гуаро-боратной системе жидкости ГРП. Рабочий расход составляет 2,5–4,0 м³/мин. В качестве расклинивающего агента используются мелкие фракции проппанта (20/40) с концентрацией 300–400 кг/м³ и общей массой 10 т на одну операцию.

При таком технологическом исполнении существенно повышается риск получения осложнения в виде СТОП на проппанте, поэтому очень важно не допускать смешивания систем между собой во время выполнения работы.

Следующим этапом развития технологии кГРП с проппантом стало выполнение операций на «сшитой» катионными ПАВ кислоте (рис. 9) [4]. Использование данной системы жидкости позволило работать на более высоких рабочих расходах (4,0–5,5 м³/мин), с существенно меньшими трениями на кислоте, чем при классическом кпГРП.

 

Рисунок 9. Пример пкГРП на загеленной кислоте

Figure 9. Example of a proppant acid fracturing on viscous acid

 

Важным преимуществом стало то, что вся жидкость, закачиваемая с поверхности в пласт, участвует не только в создании трещины, но и в её травлении. К недостаткам данного решения можно отнести ранее описанные аспекты для ПАВ-загеленных систем при кГРП и, дополнительно, риск получения СТОПа и выноса проппанта (особенно при эксплуатации электро-центробежным насосом). Также при подготовке к работам в полевых условиях наблюдались проблемы с приготовлением кислотной композиции (решением стал завоз на скважину системы в готовом виде).

Сравнительная оценка темпов падения добычи нефти кпГРП показывает лучший эффект в сравнении с базовым кГРП (рис. 10) и даёт ожидаемую накопленную добычу нефти выше в долгосрочном периоде.

 

Рисунок 10. Сравнение темпа падения добычи нефти кГРП и кпГРП

Figure 10. Comparison of oil production decline rate using acid fracturing vs acid proppant fracturing

 

Особенностью ГРП на карбонатных объектах является возможность использования различных вариантов технологического исполнения как при кГРП, так и при кпГРП, с отслеживанием наиболее эффективных решений для объекта разработки в технологическом и экономическом направлениях. В качестве примера на рис. 11 приведены варианты кпГРП с различными сценариями исполнения.

 

Рисунок 11. Пример вариантов исполнения кпГРП

Figure 11. Example of various options in acid proppant fracturing implementation

а) закачка комбинации базового кислотного пакета, загеленной кислоты и стандартного проппантного ГРП / injection of a mixture of basic acid pack, gelled acid and standard proppant fracturing; б) закачка кпГРП с закреплением ПЗП проппантной пачкой / injection of acid-proppant fracturing with proppant pack fixing well bottom zone; в) закачка кпГРП без закрепления ПЗП проппантной пачкой / injection of acid-proppant fracturing with proppant pack fixing well bottom zone

 

Заключение

Опыт работы с карбонатными объектами показывает, что определить лучшее решение для нового объекта – задача весьма сложная: нужно учитывать и свойства самой материнской породы, и условия залегания, и опыт на схожих объектах. Определив наиболее подходящее базовое технологическое решение, становится возможным повышение его эффективности при помощи использования различных добавок и вариаций расписания закачки.

На примере опыта Группы для условий основного разрабатываемого карбонатного объекта выделяются следующие наиболее эффективные решения: кГРП на загеленной кислоте, кпГРП на базовых системах жидкости и пкГРП на сшитой бесполимерной системе. При этом стандартный ГРП с проппантом на гуаровой основе не показал своей эффективности. Основной вклад отмеченных технологий прослеживается на поздних временах (более высокая накопленная добыча). В дополнение к основным выводам на примере рассматриваемого в статье основного карбонатного объекта в табл. 4 приведен рейтинг технологий, составленный на основе полученного опыта.

 

Таблица 4. Рейтинг технологий

Table 4. Technology ranking

Параметр Parameter	кГРП стандартный standard acid-proppant fracturing	кГРП, загеленная кислота acid-proppant fracturing, viscous acid	ГРП стандартный standard hydraulic fracturing	кпГРП acid-proppant fracturing	пкГРП, сшитая HCl proppant acid fracturing, viscous HCl
Трения / Frictions	высокие / high	средние / низкие mean / low	низкие / low	высокие / high	средние / низкие
Риск СТОП / STOP risk	отсутствует / none	отсутствует / none	стандартный / standard	высокий / high	стандартный / standard
Стабильность системы / System stability	высокая / high	средняя / mean	высокая / high	средняя / mean	средняя / mean
Вынос проппанта / Proppant removal	отсутствует / none	отсутствует / none	возможен / possible	возможен / possible	возможен / possible
Риск образования эмульсий / Risk of emulsion formation	низкий / low	средний / mean	низкий / low	низкий / low	средний / mean
Эффективность технологии / Efficiency of technology	средний / mean	средний / высокий mean / high	низкий / low	средний / высокий mean / high	высокий / high

 

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: Пичугин М.Н. – концепция технологий, обработка и обобщение данных, написание рукописи; Чураков А.В. – написание и редактирование рукописи, проверка результатов; Кряжев А.В. – внедрение технологии; сбор, верификация и интерпретация данных; Дотков Ю.Н. – внедрение технологии, сбор и анализ данных, проверка результатов.

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 greatest contribution is distributed as follows: Maksim N. Pichugin – technology conception, data processing and synthesis, manuscript writing; Artyom V. Churakov – writing and editing the manuscript, verification of the results; Aleksander V. Kryazhev – technology implementation; data collection, verification and interpretation; Yuri N. Dotkov – technology implementation, data collection and analysis, and validation of results.

 

¹ ПАВ – поверхностно-активные вещества

About the authors

Maksim N. Pichugin

Gazprom Neft Group

Author for correspondence.
Email: Pichugin.MN@gazprom-neft.ru
ORCID iD: 0009-0007-4913-2820
Russian Federation, Saint Petersburg

Artyom V. Churakov

Gazprom Neft Group

Email: churakov.av@gazprom-neft.ru
ORCID iD: 0000-0001-6070-9255
Russian Federation, Saint Petersburg

Aleksander V. Kryazhev

Gazprom Neft Group

Email: Kryazhev.AV@gazprom-neft.ru
ORCID iD: 0000-0003-4258-975X
Russian Federation, Saint Petersburg

Yuri N. Dotkov

Gazprom Neft Group

Email: Dotkov.YuN@gazprom-neft.ru
ORCID iD: 0009-0002-7401-7318
Russian Federation, Saint Petersburg

References

Supplementary files