Показано причини зниження тиску розриву на нагнітальних свердловинах, зроблена оцінка його значення для Крапівінского родовища Томської області. Засобами гідродинамічних досліджень і аналізу технологічних параметрів роботи свердловини доведено розвиток техногенної тріщини при нагнітанні і оцінена її геометрія.

Анотація наукової статті з наук про Землю і суміжних екологічних наук, автор наукової роботи - головне Микола Григорович, Квеско Броніслав Броніславович


The reasons of breakdown pressure reduction at injection wells have been shown; its value for Krapivinskoe deposit of Tomsk region has been estimated. The development of waterflood-induced hydraulic fracture at injection was proved by means of hydrodynamic researches and analysis of well operation technological parameters; its geometry was estimated.


Область наук:
  • Науки про Землю та суміжні екологічні науки
  • Рік видавництва: 2011
    Журнал: Известия Томського політехнічного університету. Інжиніринг ГЕОРЕСУРСИ

    Наукова стаття на тему 'Аналіз розвитку техногенних тріщин на нагнітальних свердловинах Крапівінского родовища'

    Текст наукової роботи на тему «Аналіз розвитку техногенних тріщин на нагнітальних свердловинах Крапівінского родовища»

    ?УДК 622.276.432

    АНАЛІЗ РОЗВИТКУ ТЕХНОГЕННИХ тріщин НА нагнітальних свердловин Крапівінского РОДОВИЩА

    Н.Г. Головна, Б.Б. Квеско *

    ВАТ «ТомскНІПІнефть» * Томський політехнічний університет E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    Показано причини зниження тиску розриву на нагнітальних свердловинах, зроблена оцінка його значення для Крапівінского-го родовища Томської області. Засобами гідродинамічних досліджень і аналізу технологічних параметрів роботи свердловини доведено розвиток техногенної тріщини при нагнітанні і оцінена її геометрія.

    Ключові слова:

    Гідравлічний розрив пласта, техногенна тріщина, нагнітальна свердловина, ТЕРМОПРУЖНОСТІ ефект, пороупругій ефект, тиск розриву породи.

    Key words:

    Hydraulic fracturing, waterflood-induced hydraulic fracture, injection well, thermoelastic effect, poroelastic effect, breakdown pressure.

    Для рентабельної розробки родовищ з низькими фільтраційними властивостями повсюдно застосовується операція гідравлічного розриву пласта (ГРП), що призводить до збільшення відборів рідини. Для збереження цільової компенсації необхідно збільшувати обсяги закачування, що часто досягається підвищенням тиску нагнітання. Надмірне підвищення може привести до розвитку техногенних тріщин на нагнітальних свердловинах [1].

    Розвиток техногенних тріщин на нагнітальних свердловинах має важливі відмінності від процесу утворення тріщин при ГРП. По-перше, при операції ГРП одна з основних задач - це мінімізація витоків рідини в пласт, в той час як для нагнітальних свердловин така мета не переслідуються. По-друге, операція ГРП в даний час займає від кількох годин до доби, а техногенні тріщини можуть розвиватися і поширюватися місяці і роки. І, нарешті, техногенно-образо-ванна тріщина не є закріпленою, на відміну від тріщини, закріпленої проппанта при ГРП.

    Ця проблема розглядалася на прикладі Центральної поклади Крапівінского родовища Томської області, нафтогазоносність якого приурочена до відкладів верхньої юри. Основні промислові запаси поклади пов'язані з пластом Ю13, який формувався в прибережно-морської обстановці. У Центральній поклади сформована майданна п'ятиточкова система заводнення, відстань між добувної та нагнетательной свердловинами становить 500 м (рис. 1).

    Для відбору запасів в районах нагнітальних свердловин і кращої окупності буріння перед переведенням свердловин в нагнітання вони вводяться в відпрацювання на нафту на період від 3 місяців. Всі розрахунки проведені для нагнетательной свердловини № 471 (рис. 1), яка була введена в видобуток (з ГРП) в лютому 2008 р і переведена в нагнітання в квітні 2009 р.

    Мал. 1. Схема розташування свердловин в районі Центральної

    поклади Крапівінского родовища.

    Контур нефтеносности: • > - зовнішній;

    1 + 1 ~~ 1 + 1 - внутрішній.

    Свердловина:% ~ видобувна; ^ -нагнетательная

    За технологічними показниками роботи свердловини (дебіт рідини, обводненість, забійне і пластовий тиску) в період відпрацювання на нафту, використовуючи рівняння для псевдостаціонарного режиму фільтрації, були розраховані значення кк на кожен місяць (рис. 2): кк

    6 = 18,4МЧг / О +, -0,75) (^ - - (1)

    де 0 - дебіт рідини, м3 / добу; до - проникність, мД; до - ефективна потужність, м; л - в'язкість рідини, мПах; г - радіус контуру харчування, м; гскв - радіус свердловини, м; 5 - скін-фактор; Рпл -пластовое тиск на контурі харчування, атм; Рзаб -забойное тиск, атм.

    Слід звернути увагу на кілька ключових моментів при розрахунку: по-перше, в'язкість

    450 400 350 i 300 «250? 200 я 150 100 50 0

    лют. травень. Сіна. січ. травень. Сіна. січ. травень. Сіна. січень.

    2008 2008 2008 2009 2009 2009 2010 2010 2010 2011 Дата

    Мал. 2. Показники роботи скв. № 471

    рідини, яка використовується у формулі (1), розраховувалася через в'язкості нафти і води, що тече обводненість і відносні фазові проникності (ОФП); по-друге, значення скін-фактора фіксувалося за звітом підрядника операції ГРП (для скв. № 471 5-5,0, закріплена напівдовгими тріщини Х = 70 м, висота - 30 м); по-третє, значення пластового тиску знімалися з карт ізобар, які в свою чергу будувалися на початок кожного місяця засобами проксі-моделі.

    Проксі-модель (ВО «Гід», розробка УФАН-ПІнефть) являє собою одношарову модель зі спрощеним симулятором, що поєднує в собі матеріальний баланс і рівняння руху. Фактичні виміри пластового тиску і результати інтерпретації гідродинамічних досліджень служать для контролю настройки моделі і не використовуються в розрахунках безпосередньо.

    Як видно з рис. 2, перші 3-4 місяці триває несталий режим фільтрації, значення кк знижується з 71 до 22 мД.м, далі настає режим псевдостаціонарной фільтрації, і значення кк досить рівно лежать в межах 18 ... 22 мД.м. Таким чином, за справжню провідність пласта кк приймаємо значення 20 мД.м, величина коефіцієнта продуктивності КЩ скв. № 471 при цьому становить 0,33 м3 / (сутатм).

    Після перекладу свердловини в нагнітання значення кк варіюються від 49 до 66 мД.м (рис. 2), значення Кпріем від 0,94 до 1,27 м3 / (сугатм). Таким чином, спостерігається значне збільшення кк і Кпріем в період нагнітання води. Таке зростання коефіцієнта приемистости (приблизно в 3 рази) не описується ні фазовими явищами (в'язкістю і ОФП води), ні зміною стану привибійної зони і тим більше ні репресією на пласт, що побічно свідчить про розвиток техногенної тріщини.

    Для оцінки тиску розриву скористаємося принципом Ірвіна [2]:

    P раз +

    K ",

    (2)

    де о \ - мінімальне горизонтальне напруга, атм; Кпроч - критичний коефіцієнт інтенсивності напружень, атм.м1 / 2. З тріщиною довжиною більше 10 м другим доданком у правій частині ур. (2) можна знехтувати [2], тоді тиск розриву може бути оцінений по формулі:

    Р раз = ^ 1 (3)

    Однак при заводнении закачується великий обсяг води, що призводить до зміни не тільки поля тисків (пороупругій ефект), а й поля температур (ТЕРМОПРУЖНОСТІ ефект), т. К. Температура закачується рідини менше температури пласта. У свою чергу ці два ефекти ведуть до зміни початкового напруги ст1. Припускаючи, що процеси деформації / руйнування породи підкоряються теорії лінійної пружності, можливо враховувати ці два ефекту незалежно один від одного.

    Пороупругій ефект можна розділити на дві складові: глобальний ефект (зміна середнього пластового тиску) і локальний ефект (зміна поля тисків поблизу нагнетательной свердловини).

    Методика отримання залежності тиску розриву (яка базується на рівності (3)) від пластового тиску (в даній роботі вплив локального пороупругого ефекту не розглядалося) для Крапівінского родовища детально описана в роботі [3], тут наведемо лише отримані результати для Центральної поклади (рис. 3). Таким чином, достовірний інтервал середнього статичного коефіцієнта Пуассона у, змінюється в межах 0,25.0,27 [3]. У той час як середнє значення динамічного коефіцієнта за лабораторними дослідженнями керна одно 0,23 (42 зразка). Як відомо, значення динамічного і статичного коефіцієнтів Пуассона відрізняються незначно, на відміну від модуля Юнга [4].

    Для розрахунку статичного модуля Юнга Е5 через динамічний Їй існують різні корелят-

    ції [5, 6]. У даній роботі використовується найбільш просте вираження Е == Їй / 2 [5]. Через відсутність даних акустичного каротажу в скв. №471 для оцінки середнього динамічного модуля Юнга по розрізу свердловини в інтервалі пласта Ю13іс-користувалася кореляція модуля Юнга і пористості за даними дослідження керна (рис. 4). Так, середнє значення для скв. № 471 Е = 38 ГПа, отже, значення Е3 = 19 ГПа.

    425

    400 -

    375

    350 -

    325

    300

    275

    150 170 190 210 230 250 270 290 310 Пластовий тиск, атм

    Мал. 3. Залежність тиску розриву при міні-ГРП від пластового тиску

    Для обліку термопружного ефекту корисно оцінити розміри як зони дренування, так і зони зі зниженою температурою.

    42

    40 --

    38

    І 12 =

    52 -

    ^ 36

    і

    про

    г

    Ч 34

    т

    в г

    я =

    ч

    32

    30

    . у = -1,08 * + 52,7 К2 = 0,59

    ----г --- 1 г "-1 • 1 1 Г ^ про ____1___1____ Г --- 1 --- г -» "1 --- 1 ---- II" II к. IIII? Чьм-ч-н- • III * ____ 1 ___ ь ^ о - | ___ \ ____

    1 + 1 1 + 1 1 + 1 ______

    1 + 1! • 1 1 1 1 1 1 1 | \ 1 1 1 1 \ |

    ----г --- 1 ---- Г --- 1 1 1 1 1 1 ____1___1____1___ ГІ 1 --- 1 ------ 1111 1111 ---- 1 --- 1 ----- 1 --- 1 1 + 1 III * 1 + 1 1 Тл

    1 + 1 1 + 1 1 + 1

    28

    11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Пористість,%

    Мал. 4. Залежність динамічного модуля Юнга від пористості

    На рис. 5, а, представлена ​​модель зони дренування при закачуванні. З точки зору профілю температури виділяються два регіони: холодний, температура якого дорівнює температурі нагнітається води на вибої свердловини, і гарячий, температура якого дорівнює первісній пластової температурі. Профіль температури має розрив при переході з холодного регіону в гарячий. З точки зору просування фронту заводнення також виділяються два регіони: заводнення (нефтенаси-щенность в якому дорівнює залишковій нефтенаси-

    щенности Кно) і не зачеплені (нефтенасищен-ність в якому дорівнює 1-Квсв, де Квсв - пов'язана водонасиченому).

    Як відомо, контур дренування свердловини з тріщиною ГРП може бути описаний еліпсом, головна вісь якого сонаправлени з напрямком тріщини ГРП, а фокусна відстань дорівнює напівдовгому тріщини - X (рис. 5, б). Тоді обсяг заводнення регіону V може бути виражений через велику а1 і малу ь1 піввісь наступним чином:

    V = ла1Ь1Н, м3.

    У свою чергу значення а1 і ь1 можуть бути отримані за формулами [7]:

    а = X, (^ + / 2и Ь = X, (^ -1 / ^) / 2, (4) де

    Р1 =

    2У3

    ЛГ

    2Уз ЛГ, І

    +1.

    (5)

    З іншого боку, обсяг заводнення регіону виражається формулою:

    3

    (6)

    V = |

    м

    Ф (1 - Кно - * всв)

    де Жзак - накопичений обсяг вміщеній води, м3; ф - коефіцієнт пористості, д. е. Так, розрахований обсяг заводнення регіону за формулою (6) і підставивши його в вираз (5), можна отримати значення великої і малої півосей еліпса (4).

    Таблиця. Значення вхідних і розрахункових параметрів

    вхідні Розрахункові

    Значення Параметр | Значення

    Питома теплоємність зерен породи, Сз 0,75 кДж / (м3. ° С) заводнення регіон

    Питома теплоємність нафти, С 2,1 кДж / (м3. ° С) Обсяг, V 2159,7 м3

    Питома теплоємність води, Св 4,2 кДж / (м3. ° С) F1 40

    Коефіцієнт пористості, ф 0,159 д. Од. Велика піввісь, а 227 м

    Щільність зерна породи, Рз 2600 кг / м3 Мала піввісь, ь 216 м

    Щільність нафти, рн 750 кг / м3 Холодний регіон

    Щільність води, рв 1000 кг / м3 Обсяг, Ц 236,5 м3

    Залишкова нефтенаси-щенность, Кно 0,27 д. Од. F1 5

    Пов'язана водонаси-щенность, Квсв 0,37 д. Од. Велика піввісь, а 0 91 м

    Накопичена закачування, ^ зак 123,6 тис. М3 Мала піввісь, Ь0 59 м

    Закріплена напівдовгими тріщини, XI 70 м

    Потужність пласта, Ь 14 м

    При даній моделі обсяг «холодного регіону» V повністю визначається законом збереження енергії. Якщо також припустити,

    я З.

    н я про.

    заводнення регіон

    незачепленим регіон

    !

    Гарячий регіон

    -V,

    А -Iй

    \

    \

    \

    \

    .і__-

    /

    /

    /

    Відстань від свердловини Відстань від свердловини

    а б

    Мал. 5. Схема поширення фронтів заводнення і температури. Перетин: а) вертикальне; б) горизонтальне

    що передача тепла відбувається тільки за рахунок теплопровідності (не беремо до уваги конвекцію) і не відбувається передачі енергії від вище і нижче залягають порід, то

    Р СШ

    V __г в в зак_ (7)

    ^ ПзСз (1 -ф) + рвСвф (1 - Кйо) + рйСйфКйо '()

    де рв, рн і рз - щільності води, нафти і скелета породи, кг / м3; Сз, Св і Сп - питомі теплоємності води, нафти і скелета породи, кДж / (кг ° С).

    Очевидно, що при еліптичному вигляді фронту заводнення фронт холодного регіону буде теж

    еліптичний (рис. 5, б), тому значення піввісь а0 і Ь0 можуть бути отримані за формулами, аналогічним формулами (4) і (5).

    За описаною вище процедурою були оцінені розміри зони заводнення і холодного регіону. Вхідні і розрахункові параметри відображені в таблиці.

    У холодному регіоні відбувається зміна напружень навколо нагнітальних свердловин і зменшення тиску розриву Рразр [7, 8] на величину:

    аЕЛТ (8)

    Ата _

    Р (1 -V,) '

    Рис 6. Гоафік. Залежно АР і

    ЙАР й1п (АР)

    від А1-

    * * * • • •

    | Фактична крива АР;

    | Фактична крива

    ЙАР й1п (АР)!

    | Інтерпретаційні крива АР;

    | Інтерпретаційні крива

    ЙАР й1п (АР)

    де atct - зміна напруги через термопружного ефекту, атм; а - лінійний коефіцієнт теплового розширення, м / (м- ° С); Es - статичний модуль Юнга, ГПа; AT - різниця пластової температури і температури закачиваемой води, ° C; F -змінного, що залежить від параметрів пласта (в нашому випадку F = 1,67-10-4 [7, 8]); vs - статичний коефіцієнт Пуассона, д. од.

    За проведеним дослідженням термометрії в працюючій свердловині температура закачується води в інтервалі перфорації оцінюється як 60 ° C, при початковій пластової - 90 ° C. Беручи значення коефіцієнта лінійного теплового розширення а = 5,0-10-6м / (м. ° С), за формулою (8) отримуємо ATo = 22 атм.

    Зробивши все попередні розрахунки, неважко переконатися, що на всьому протязі закачування виконується наступна нерівність: P ^ P ^ -act що доводить можливість розвитку техногенних тріщин в районі нагнітальних свердловин.

    У червні 2010 р на свердловині № 471 було проведено дослідження кривої падіння тиску глибинним манометром (рис. 6).

    Вихід на радіальний режим чітко не простежується (позначається інтерференція сусідніх

    свердловин), тому значення величини кк фіксувалося на рівні 20 МД-м за результатами аналізу роботи свердловини при відпрацюванні на нафту (рис. 2). Таким чином, скін-фактор дорівнює -5,75, напівдовгими тріщини - 98 м, що ще раз доводить зростання довжини тріщини (на 28 м) при нагнітанні. Оцінена довжина тріщини порівнянна з велика піввісь еліпса а0, т. Е. Тріщина розвивається в холодному регіоні, що побічно говорить про різку зміну градієнта напруги в районі кордону між холодним і гарячим регіонами.

    висновки

    Показано, що ймовірною причиною значного перевищення коефіцієнта приемистости над коефіцієнтом продуктивності є зростання техногенних тріщин на нагнітальних свердловинах. Тиск розриву на них залежить не тільки від середнього пластового тиску, а й від температури закачиваемой води. Представлена ​​методика розрахунку радіусів зон дренування і зниженої температури. На прикладі свердловини Центральної поклади Крапівінского родовища Томської області доведено розвиток техногенної тріщини при нагнітанні вище тиску розриву.

    СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

    1. Христианович С.А. Механіка суцільного середовища. - М .: Наука, 1981. - 485 с.

    2. Hagoort J. Waterflooded-induced hydraulic fracturing: Dphil. -Delft, 1981. - 230 p.

    3. Головне Н.Г., Квеско Б.Б. Оцінка впливу пластового тиску на тиск змикання тріщини // Казанська наука. -2010. - № 9. - C. 570-573.

    4. Кузнєцов Д.С., Кулагіна Т.Є., Малахов Д.А., Меркулов В.П. та ін. Гідравлічний розрив пласта. - Томськ: Вид-во ТПУ, 2004. - 220 с.

    5. Hongkui Ge, Yingsong Lin, Shanzhou Ma, Lili Song. Difference of rock elastic parameters under static and dynamic // Frontiers of rock mechanics and Sustanable Development in the 21 Century: Procee-

    dings of the 2nd Asian Rock Mechanics Symposium - Beijing, September 2001. - Lisse, 2001. - P. 69-71.

    6. Афанасьєв І.С., Нікітін О.М., Латипов І.Д., Хайдар А.М., Борисов Г.А. Прогноз геометрії тріщини гідророзриву пласта // Нафтове господарство. - 2009. - № 11. - С. 62-66.

    7. Perkins T.K., Gonzalez J.A. The effect of thermo elastic stresses on injection well fracturing // SPE Journal. - 1985. - V. 25. - № 2. -P. 78-88.

    8. Головне Н.Г., Ліхтарьов А.В., Анурьев Д.А., Молодих П.В., Чи-Кишев А.Ю. Вплив приемистости нагнітальних свердловин на положення зарезки бічного стовбура // Нафтове господарство. - 2008. - №11. - С. 42-44.

    Надійшла 21.03.2011 р.


    Ключові слова: гідравлічний розрив пласта / техногенна тріщина / нагнетательная свердловина / тЕРМОПРУЖНОСТІ ефект / пороупругій ефект / тиск розриву породи / hydraulic fracturing / waterflood-induced hydraulic fracture / injection well / thermoelastic effect / poroelastic effect / breakdown pressure

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити