Технология J-FRAC — новый подход к контролю роста трещины ГРП
Многие нефтяные и сервисные компании пытались применять различные технологии по предотвращению прорыва трещин и ограничения их вертикального роста. Большая часть таких попыток успеха не приносила. Компанией Schlumberger разработана и успешно применяется комбинированная технология по контролю за вертикальным ростом трещины. Эта запатентованная технология J-FRAC, применяемая перед основным ГРП, использует избирательную закачку искусственных барьеров, а также специальные системы жидкостей и графики закачки. Показано, что внедрение новой технологии решает проблему контроля высоты трещины в условиях, при которых отмечается риск несдерживаемого роста трещин в ходе ГРП на месторождениях Западной Сибири.
Неудачи при сдерживании гидравлической трещины в нефтенасыщенной зоне часто приводят к высокой обводненности продукции, преждевременным остановкам работ, что резко меняет время окупаемости работы, коэффициент извлечения запасов и в целом экономическую выгоду при разработке. В случае добываемой воды вне зоны интереса — проблема уже вряд ли может быть устранена. Оператор при этом сталкивается с необходимостью утилизации добываемой воды, а также с проблемой пониженного притока нефти. По аналогии, прорыв в газонасыщенный пласт сверху от добывающего нефтяного также вызывает проблемы с выработкой запасов из зоны интереса.
В Западной Сибири, где обычным требованием к ГРП является высокая проводимость трещины — закачивается проппант крупных размеров (12/18 и крупнее) и средней прочности при технологии (TSO) концевого экранирования [1], рост трещины в высоту тем более является одной из основных причин преждевременных остановок («стопов») при ГРП. Размещение проппанта вне продуктивной зоны при росте трещины, а также его недозакачка из-за преждевременной остановки в свою очередь снижают продуктивность трещины.
Контроль над вертикальным ростом трещины
Высотатрещины в основном зависит от соотношения напряжений в пласте — точнее от разности величины напряжений в различных литологических пластах. Более формально высота трещины контролируется отношением эффективного давления в трещине и Да — разницей минимальных напряжений между барьером и пластом.
Несколько методов ограничения высоты трещины ГРП для слабых барьеров были опробованы ранее [2-10]. Способы контроля вертикального роста включали в себя следующие моменты:ограничение эффективного давления трещины с помощью жидкостей малой вязкости — для сокращения давления на барьеры (такие как ClearFRAC* — вязкоэластичные жидкости ГРП, FiberFRAC* — жидкости ГРП с применением волокон и другие низкополимерные жидкости); использование технологии BracketFRAC* — искусственное усиление барьеров для предотвращения проникновения трещины;увеличение разности между напряжениями в пласте и в барьере с помощью уменьшения пластового давления.
Очевидно, возможно применение комбинации описанных методов для достижения лучших результатов, однако уменьшение пластового давления — не самый желаемый метод по причинам потери дебитов и уменьшения извлекаемых запасов, особенно во времена высоких цен на нефть.
Ограничение расхода жидкости при закачке имеет лишь слабое влияние на эффективное давление и может сдержать распространение трещины лишь в случае высоких утечек жидкости.
Описание технологии J-FRAC
В качестве определения технологии может быть приведено следующее: J-FRAC-технология по улучшенному сдерживанию вертикального роста трещины, описанная в данной статье, включает в себя размещение смеси различных твердых и специальных материалов, от крупного до мелкого размера, закачиваемой между буфером и проппантными стадиями или на протяжении стадии буфера, которая «блокирует» и «изолирует» давление на (и проникновение жидкости через) зоны барьеров.
Как можно видеть из рис. 1, J-FRAC материал — это смесь определенного размера твердых частиц — подобранных в специальном соотношении для идеальной упаковки и минимальной проницаемости.
Последовательность закачки J-FRAC состоит в размещении смеси J-FRAC между стадией буфера и проппантными стадиями основной работы — с маленькой концентрацией
1 кг/м3), затем закачивается запланированная работа ГРП (см. рис.2).
Назначение крупных частиц в смеси — создать механический мост на глинистых барьерах, а две более мелкие фракции частиц используются для устранения утечек через крупные. Без мелких частиц жидкость (а соответственно, и давление) проходила бы сквозь крупные частицы и продолжала развивать трещину в вертикальном направлении, создавая «зону смыкания» (см. рис. 3), что приводит к прорыву жидкости ГРП из зоны интереса и часто к незамедлительной остановке работы («стопу»).
Как правило, последствиями этого являются нежелательная геометрия трещины, дебит скважины ниже запланированного, дополнительные расходы на работы по ЗР ГРП и необходимость в повторных ГРП по пласту.
Пример применения технологии на месторождении Томской области
Советское месторождение расположено в бассейне реки Обь, относительно недалеко от г. Стрежевой Томской области. Основной объект разработки по месторождению — пласт АВ1 — песчаник очень мелкой слоистости с перемежением глинистых пропластков. Общая мощность пласта обычно в интервале 16-45 метров. Пласт подразделяется на следующие секции — АВ1(1+2а+2Ь+3+4). Одной из характеристик пласта АВ1 является макронеоднородность, верхние пропластки имеют большее содержание глин, так, пласт АВ1(1) является наиболее заглинизированным.
В целом русловые песчаники Советского месторождения имеют распределение пластовых характеристик с улучшением от кровли к подошве (см. рис.4).
Сточки зрения разработки пласта очевидно, что нижние пропластки АВ1(2б+3+4) выработают запасы раньше, чем верхние заглинизированные пропластки АВ1(1+2а). Текущее состояние разработки (на 2006 г.) Советского месторождения таково, что большинство остаточных запасов содержится в пласте АВ1(1+2а), в то время как нижние пласты обводнились. Пласт АВ1(1+2а) имеет общую мощность 16 м — в среднем по месторождению), что составляет примерно половину от средней общей мощности пласта АВ1.
По Советскому месторождению — пласты АВ1(4) и АВ-2 — по большинству скважин первоначально были нефтенасыщены, и скважины показывали относительно высокие дебиты на начальных стадиях разработки. Однако со временем пласты АВ1(4) и АВ-2 практически полностью обводнил ись, и скважины были переведены на объект АВ1(1+2). Очевидно, успех работ по ГРП основывается на необходимости сдержать трещину гидроразрыва в интервале пласта АВ1(1+2) с предотвращением прорыва в нижние зоны, иначе продукция скважины будет иметь высокую обводненность (>80%), что будет означать неокупаемость работы ГРП, а также потерю запасов по пласту.
Между пластами А-1 и А-2 лишь небольшой глинистый барьер, в среднем толщиной от 1 до 3 метров.
В течение разработки пласта «Рябчик» многие компании предпринимали попытки ГРП с тем, чтобы повысить нефтеотдачу пласта. Однако слабый барьер и обводненный пласт снизу зачастую приводили к неудачным результатам.
Различные техники и технологии применялисьдля избежания прорыва трещины вниз — такие как вязкоэластичные жидкости ГРП, жидкости на полимерной основе низкой вязкости, различные технологии отклонения трещины (DivertaFRAC*) — но до сих пор без определенного успеха.
После детального пересмотра накопленного опыта работ по данному пласту, а также первоначальных успехов технологии J-FRAC в других регионах Западной Сибири специальная смесь и метод ее размещения были применены для пласта «Рябчик».
Сравнение результатов технологии J-FRAC с обычными работами ГРП
На декабрь 2006 г. по Советскому месторождению проведено 36 работ ГРП по технологии J-FRAC. Было проведено сравнение этих 36 работе 11 ГРП по стандартной технологии. В табл. 2 дан анализ осредненного сравнения разных подходов. Как видно, J-FRAC-технология дала меньшие дебиты, чем обычный ГРП.
Для нас было очень важно отметить, что J-FRAC-технология не является единственным верным решением для любой скважины пласта «Рябчик», но она действительно обеспечивает выбор и значительно увеличивает количество кандидатов ГРП. Окончательное решение по подбору технологии может быть сделано лишь после оценки информации по каротажным материалам, мощности барьера, характера насыщения каждого из пластов, пластового давления, проницаемости пластов — с тем чтобы предсказать и оценить риск обводнения продукции и продуктивность трещины после каждого из методов. Качество цементного камня, угол отклонения, а также длина интервала перфорации в свою очередь могут изменить выбор стратегии на ГРП.
Анализы проделанной работы
Анализы, представленные в данной работе, основаны на результатах ГРП по технологии J-FRAC на 20 скважинах пласта «Рябчик», Советское месторождение. А также для сравнения приведены 11 ГРП, сделанные по стандартной технологии.
Основной целью данных анализов ставилось выяснить, действительно ли технология J-FRAC эффективна в ограничении вертикального роста трещины и предотвращении прорыва, а также численно выразить эффект от применения технологии в таких величинах, как эффективное давление, что позволило бы усовершенствовать проектирование работ ГРП. Для этих целей были рассмотренны приросты эффективного давления, дебиты жидкости и увеличение обводненности по скважинам, а также проведен температурный каротаж по одной из скважин.
На рис. 5, как доказательство эффективности метода, приведены результаты анализа коэффициента продуктивности (КП) после J-FRAC. Несмотря на то, что технология подразумевает ограниченные размеры трещины, концентрацию проппанта, эффективную проницаемость, J-FRAC приводит к значительному росту продуктивности скважины после обработки. Отмечался средний рост КП в 5 раз после обработки. Такое очень высокое значение роста КП было получено в основном благодаря существующему значительному положительному скин-эффекту перед производством ГРП, что еще раз говорит о необходимости гидроразрыва на данных скважинах.
На рис. 6 отображены результаты по дебитам на скважинах, обработанных с помощью J-FRAC-технологии. Приведены изменения дебита жидкости и нефти — соответственно до и после ГРП, а также изменение обводненности продукции. Можно заключить, что средняя скважина после ГРП по технологии J-FRAC имеет:4-кратный прирост по дебиту жидкости;увеличение в 3,2 раза по дебиту нефти;рост обводненности на 15%;прирост по дебиту нефти — 20 т/сут.
Как видно из рис. 6, многие скважины получили снижение обводненности после ГРП с технологией J-FRAC, что еще раз подтверждает эффективность метода в предотвращении прорыва трещины.
На рис. 7 показан лишь небольшой участок пласта «Рябчик», где были проведены 5 работ по ГРП на соседних скважинах — 3 (обведены коричневым цветом) с помощью технологии J-FRAC и 2 (обведены синим цветом) обычных ГРП.
Скважины (1620 и 1627), помеченные синим цветом и подвергнутые обычным ГРП, с прорывом через барьеры и размещением проппанта по всему интервалу привели к недопустимо высокой обводненности и низкой нефтедобыче. С другой стороны, метод J-FRAC, применявшийся здесь на 3 скважинах, выделенных коричневым цветом, с использованием линейного геля на этапе буфера и во время закачки смеси J— FRAC в пласт показал хорошие результаты, при которых обводненность после ГРП была на уровне 15-40%, а нефтедобыча составила 17-38 т/сут.
В показательных целях в данной статье приводится сравнение результатов ГРП на двух соседних скважинах 1620 и 1623. Каротажные материалы (см. рис. 8) являются первоначальными и составлены во время бурения скважин, на которых до сих пор отмечена первоначальная насыщенность пластов, в которых в основном содержалась нефть. После 20 лет эксплуатации насыщенность слоев изменилась, наиболее проницаемый нижний слой А-1(4) был обводнен, и теперь нефть добывается только в верхних слоях «Рябчика» (как может быть видно из приведенной текущей нефтенасыщенности на рис. 8). ГРП на скважине 1620 проведено со вскрытием всего интервала и закачкой 83 тонн проппанта. В результате дебит жидкости составил 192 м3/сут., нефти только 7 т/сут., а обводненность равнялась 96%. Тогда как на скважине 1623 был проведен ГРП с применением метода J-FRAC с закачкой в пласт 31 тонны проппанта. Несмотря на то, что стабилизированный дебит выхода жидкости составил только 49 м3/сут., при обводненности 32% скважина давала до 28 тонн нефти в сутки.
Еще один пример успешного и правильно проведенного ГРП по технологии J-FRAC — на скважине Советское-1729 (см. рис. 9). Скважина имела среднюю продуктивность, дебит жидкости составлял 26 м3/сут., обводненность — 29% и дебит нефти — 18 т/сут. Было принято решение применить технологию J-FRAC, так как существовал высокий риск прорыва в водную зону. ГРП заключался в размещении 32 тонн проппанта в пласт АВ1(2). Первоначальная продуктивность после ГРП равнялась 100 т/сут., через 2 месяца стабилизировалась до 80 м3 жидкости в сутки, нефти — 60 т в сутки, а обводненность даже снизилась с 29% до 20%.
Хотя на сегодняшний день имеются более современные методы измерения высоты трещины (такие как акустический каротаж прибором Sonic Scanner*), для дальнейшего подтверждения сдерживания трещины была проведена термометрия скважины Советское-2433 (см. рис. 10) — первый спуск, измерение основной линии в нетронутой скважине до закачки (черная пунктирная линия — фоновый каротаж). Затем были проведены нагнетательный тест и калибровочный мини-ГРП с использованием смеси J-FRAC как пробки, в линейном геле. Сразу же после проведения мини-ГРП было проведено три температурных каротажа. Синяя полоса представляет каротаж, проведенный через 2 часа, зеленая полоса — через 4 часа и последний каротаж был проведен через 9 часов после операций по мини-ГРП (отмечен красным цветом).
Анализируя результаты всех спусков зонда, все линии, прописанные после мини-ГРП, начинают резко отклоняться вправо (увеличение температуры) с отметки 1668 м, т. е. сразу же под интервалом перфорации. Это указывает на то, что большая часть была закачана в зону перфорации. Однако термограммы все еще значительно отличаются друг от друга и от фоновой диаграммы вплоть до глубины нижнего барьера, располагающегося как раз над водными зонами (1681 м) — что говорит о распространении трещины ниже интервала перфорации, но также о сдерживании трещины барьером. После получения положительных результатов каротажа принимается решение о продолжении основного ГРП с помощью J-FRAC. В итоге продуктивность после проведения J-FRAC составила по дебиту жидкости — 70 м3/сут., нефти — 36 т/сут., а обводненность равнялась 40%, тогда как продуктивность до проведения операций по ГРП составляла 3 м3 жидкости в сутки, нефти — 2 т/сут., а обводненность — 38%.
Положительные результаты продуктивности в сочетании с оценкой данных термометрии указывают на то, что удалось эффективно осуществить сдерживание трещины в нефтенасыщенной зоне.
Анализ эффективного давления
Наряду с обычным анализом геометрии трещины (путем сопоставления истории давления закачки), анализом дебитов после ГРП и мониторингом обводненности проводится комплексный анализ роста эффективного давления при J-FRAC и обычным ГРП — результаты используются здесь как независимые доказательства эффективности J-FRAC в сдерживании роста трещины.
Неограниченный рост трещины в результате прорыва в нижние слои неизбежно вызовет понижение эффективного давления. Метод J-FRAC нацелен на относительно небольшие трещины, что позволяет создать ограниченный объем трещины сдержанной барьером с искусственно увеличенным напряжением, тем самым вызывая увеличение эффективного давления (Pnet) в конце проведения операций по ГРП.
Другими словами, если в процессе проведения ГРП трещина прорывается через нижние барьеры, эффективное давление никогда не увеличится до того показателя, как если бы трещина сдерживалась между барьерами. Небольшое увеличение Pnet между мини-ГРП и основной закачкой, вероятно, будут свидетельствовать о том, что трещина прорвалась (полностью или частично) в нижний водонасыщенный пласт. В левой части рис. 11 представлен рост Pnet во время проведения операций по ГРП методом J-FRAC (квадраты соответствуют Рпе, после мини-ГРП, а треугольники — Pnet после проведения основного ГРП), в правой части графика, соответственно, представлено Pnet при проведении обычного ГРП (по аналогии). Серым цветом выделена область общего прироста Pnet — для лучшей визуализации эффекта. Средний прирост Pnet после проведения ГРП методом J-FRAC составил 27 бар, а после обычного ГРП он равнялся только 14 бар — это несмотря на то, что в среднем Рnet, после обычного мини-ГРП выше, чем после мини-ГРП с линейным гелем и смесью J-FRAC. В среднем J-FRAC позволяет удвоить Pnet в ходе основных операций по сравнению с Pnet калибровочного мини-ГРП. После некоторых операций Pnet даже утраивался, и это, по опыту, соответствует значению, близкому к максимально возможной упаковке трещины по технологии кольцевого экранирования.
Из рис. 11 четко видно, что технология J-FRAC позволяет получать более высокие приросты Pnet, обеспечивая тем самым значительно более эффективное сдерживание трещины, чем при проведении обычного ГРП на пласте «Рябчик». Удвоенный и стабильный рост Pnet позволяет проектировать ГРП, при котором в конце проведения операций может подаваться крупный проппант — позволяя эффективно увеличивать проводимость трещины, а также обеспечивая лучшую очистку трещины и снижение эффектов от многофазных притоков.
Несмотря на то, что в данной статье рассматриваются операции ГРП методом контроля высоты трещины J-FRAC, проведенные на месторождении Советское на пласте «Рябчик», в Западной Сибири существует множество других месторождений и пластов, где подобные ГРП также успешно осуществлялись, поэтому, несомненно, метод имеет ряд достоинств.
Новый метод проведения ГРП — проверенное решение проблемы контроля высоты трещины, которое может применяться во всех случаях, где отмечается риск несдерживаемого роста трещин. Успешность проведения нового способа ГРП объясняется следующими причинами:Скважины после проведения ГРП методом J-FRAC характеризуются низким показателем средней обводненности, по сравнению с обычными ГРП. На скважинах J-FRAC средняя обводненность на 29% ниже, чем в среднем после обычных ГРП. Прямой эффект от снижения обводненности заключается в увеличении дебита нефти и снижении затрат по удалению воды.Строгое соблюдение плана закачки при выполнении операций и использование подходящего материала для снижения риска «стопов» позволяют добывающей компании сократить затраты по очистке ствола скважины от проппанта после проведения ГРП. Впоследствии также снижается загрязнение трещины полимерами, вызванное длительной, неэффективной очисткой ствола, на скважинах, где произошла преждевременная остановка работы.Операции выполняются просто, без использования дополнительного оборудования.Материал и процедуры его закачки не требуют соблюдения дополнительных правил по ОТ, ПБ и 00С (QHSE).Метод и материалы легко сочетаются с различными системами жидкостей ГРП. Необходимо обеспечить высокое качество цементного камня. При необходимости следует провести каротаж для анализа качества цемента (прибором USI*) и произвести РИР, чтобы изолировать водонасыщенный пласт снизу.
Новый подход к проведению ГРП методом J-FRAC может применяться в отношении «кандидатов повышенного риска», имеются в виду скважины, которые никогда бы и не подвергались ГРП, или ГРП которых считалось экономически и технически неэффективными.
Возможность проведения экономически выгодных ГРП на пласте (-ах), предрасположенных к неконтролируемому росту трещин, позволили разработчику расширить спектр операций по стимуляции скважин, на которых ни разу не проводился ГРП. Так как количество скважин — кандидатов на проведение ГРП на старом месторождении в целом постоянно снижается, данный метод становится важным инструментом интенсификации притока скважин и продления экономически выгодного периода эксплуатации месторождения.
Имея высокий коэффициент результативности, тезхнология сдерживания роста трещины J-FRAC становится самой экономически эффективной услугой на рынке.
1. Reservoir Stimulation 3-rd Edition, MJ. Economides, and KG. Nolte feds], John Willey&Sons, LTD, New York, 2000, p. 10-21.
2. Barree R. D. and Mukherjee H.: Design Guidelines for Artificial Barrier Placement and Their Impact on Fracture Geometry», SPE 29501, Production Operations Symposium, Oklahoma City, USA, 1995.
3. Arp M. E. and Hilton R.E.: «Case History Study of Fracture Height Containment in East Texas», SPE 14653, East Texas Regional Meeting of the Society of Petroleum Engineers, Tyler, Texas, USA, 1986.
4. Nguyen H. X. and Larson D.B.: "Fracture Height Containment by Creating an Artificial Barrier With a New Additive», SPE 12061 Annual Technical Conference and Exhibition San Francisco, CA, USA ,1983.
5. Engels J. and England K: »Tip Screenout Designs and Alternative Height Growth Containment Techniques», SPE 67230, SPE Production and Operations Symposium, Oklahoma City, OK, USA, 2001.
6. Nolte K: »The Height — Mitigation Treatment» Presentation, personal correspondence based on SPE 10911, Feb.1988.
7. Mukherjee H., Morales R.H. and Denoo S. A.: 'Important Considerations in the Design of Uncontained Hydraulic Fractures, Greater Green River Basin», SPE 21845, Rocky Mounteen Regional Meeting and Low-Permeability reservoir symposium, Denver, Colorado, USA, 1991.
8. Hodges J. E. and Paoli B. F.: "Modern Techniques and thorough Evaluation Yield More consistent Stimulation Results in Frontier Formation», SPE 10892, Rocky Mounteen Regional Meeting and Low-Permeability reservoir symposium, Denver, Colorado, USA, 1982.
9. Greener К R., Snead L. L., Arbaugh R. M. and Sears M. M.:«Evaluation of Height Growth Controlled Fractures with Placement of Artificial Barriers», SPE 29186, Eastern Regional Conference Exhibition, Charleston WV, USA.
10. Mukherjee H. et a/; Successful Control of Fracture Height Growth by Placement of Artificial Barrier», SPE 25917 Rocky Mounteen Regional Meeting and Low-Permeability reservoir symposium, Denver, Colorado, USA, 1993.