CC BY
37Анализ влияния нагнетаемой воды в нагнетательных скважинах на развитие техногенной трещины Нигматуллин Р. Р.
Нигматуллин Рафис Рамильевич /Nigmatullin Rafis Ramilyevich - магистр, кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, горно-нефтяной факультет,
Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа
Аннотация: в данной работе рассмотрены особенности интерпретации кривых падения давлений, с целью определения размера трещин, коэффициента приемистости; определена зависимость приемистости от давления нагнетания в условиях превышения давления раскрытия трещины.
Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, техногенная трещина,
нагнетательная скважина, давление разрыва породы, кривая падения давления.
Характерной особенностью разработки нефтяных месторождений является поддержание пластового давления. При этом основным методом воздействия на пласты служит заводнение. Непрерывное развитие процесса заводнения связано с высоким темпом роста добычи нефти [1].
Ограниченный интерес к анализу кривых падения давления (КПД) в водонагнетательных скважинах объясняется тем, что большинство компаний-операторов не осознают, что в их скважинах в процессе заводнения образуются техногенные трещины.
Комплексное использование системы заводнения и наблюдение за работой скважин позволяет получить ценные данные относительно результативности мероприятий по добыче.
Условия, возникающие в пласте в процессе заводнения при давлениях выше критического и в процессе гидроразрыва пласта (ГРП), имеют много общего. Однако трещина, полученная в результате нагнетания воды, отличается от трещины при ГРП тем, что трещина образуется дольше и при снятии давления она может смыкаться под действием горного давления. Размеры трещины зависят от объема нагнетаемой воды, разницы пластового давления и давления нагнетания, а также разницы пластовой температуры и температуры закаченной воды [2].
Изначально трещины раскрываются в пропластках, которые сложены породами с незначительными прочностными характеристиками, далее при дальнейшем увеличении давления раскрываются трещины в более плотных коллекторах. При этом обеспечивается доступ воды в пласты, не участвующие в разработке при более низких давлениях, и мощность, принимающая воду, увеличивается [3].
Для определения геометрии трещины использовалось программное обеспечение на базе «Saphir Ecrin». Изначально произвели выгрузку забойных и устьевых значений давления, расхода нагнетаемой воды. Сопоставив с датой, данные загружались в программу Saphir. Выделялись участки КПД. После этого выполнялась интерпретация.
В анализе данных на неустановившихся режимах фильтрации коллекторские свойства обычно обнаруживаются после прекращения влияния ствола скважины и проведения и до обнаружения влияния границы. Влияние объема ствола - только помеха, задерживающая время обнаружения бесконечно действующего радиального течения (IARF) [4].
Согласно механике горных пород, трещина имеет симметричную «двукрылую» геометрическую форму. Исходное допущение в исследовании скважины о том, что крылья трещины представляют собой два идеальных прямоугольника, является чрезмерным допущением [4].
Основной задачей нашей интерпретации является определение размеров трещины, учитывая гео лого-гидродинамическую особенность пласта, стараемся достичь максимального совпадения расчетных и экспериментальных кривых давления.
В результате выполненных гидродинамических исследований получена динамика изменения забойного давления и расхода жидкости (Рисунок 1).
Рис. 1. Динамика изменений давления и расхода скважины № 1
На кривой изменения давления выбраны наиболее длительные КПД - 3 характерных участка.
На рисунке 2 извлечены КПД и их производные в двойном логарифмическом масштабе. Из этого рисунка можно заметить отклонение одного из графиков в левую сторону. Предварительно можно сказать, что данное отклонение свидетельствует об уменьшении полудлины трещины.
Рис. 2. Выделение трех падений в двойном логарифмическом масштабе
На рисунке 3 представлен один из откликов при падении давления. На графике справа показан отклик по полулогарифмической шкале, давление представлено как функция log(t). На графике слева показан график в двойном логарифмическом масштабе log(Ap) и взаимосвязь между производной и log(At).
Показанная слева производная представляет собой абсолютную величину наклона графика в полулогарифмическом масштабе, того, что справа, но вычерченного на графике в двойном логарифмическом масштабе. Когда модель справа становится прямой линией, производная становится горизонтальной слева. Поскольку все
отклики сводятся к параллели на левом графике, то все производные объединятся в одинаковый уровень на правом графике. Данная модель соответствует отклику с влиянием ствола скважины и скин-эффектом.
Рис. 3. График в двойном логарифмическом масштабе и в полулогарифмическом масштабе
В процессе исследования было замечено, что для некоторых характерных участков совпадение расчетных и экспериментальных точек всей кривой достигалось ориентировочно. Это вызвано недлительными остановками скважины на КПД, а также отклонениями от линейного закона фильтрации.
Из рисунка 3 в программе определяется геометрия трещины и фильтрационно -емкостные свойства пласта. Определив все интересующие нас параметры, приступаем к анализу.
Из рисунка 4 наглядно видно как увеличивается длина трещины с увеличением расхода нагнетаемой жидкости. Кроме этого, когда расход поддерживается на прежнем уровне, трещины сохраняют свой размер. Как только расход снижается, трещина начинает смыкаться.
Дата
Рис. 4. Зависимость расхода от полудлины трещины
Для определения давления разрыва нужно использовать метод пошаговой закачки. Суть заключается в пошаговом увеличении скорости закачки жидкости в скважину и ожидания на каждом шаге стабилизации давления на забое. В связи с тем, что на данном фонде скважин оператор старается достичь 100 % компенсации, давление разрыва определить не удалось.
y = 0,0006x + 135,97 R2 = 0,9767
♦ Рзак>Ргор
Рис. 5. Зависимость давления нагнетания жидкости от приемистости скважины
Как видно из рисунка 5, зависимость между приемистостью и давлением нагнетания - линейная. С увеличением давления нагнетания приемистость увеличивается. Рост приемистости скважины при увеличении репрессии на пласт может быть связан с тем, что воду начинают принимать техногенные трещины (или системы трещин) в районе нагнетательной скважины.
Выводы
Показано, что вероятной причиной значительного превышения коэффициента приемистости является рост техногенных трещин на нагнетательных скважинах в результате повышенного давления нагнетания. Размеры трещин зависит не только от репрессии, но и от расхода. При снижении забойного давления приемистость скважины уменьшается.
Исследования проводились методом неустановившегося режима фильтрации, изменения забойного давления и времени с записью КПД с целью определения фильтрационных характеристик пласта, оценки состояния призабойной зоны скважины, коэффициента продуктивности, пластового давления и размеров трещин.
Полудлина трещины увеличивается с увеличением расхода нагнетаемой воды. Продолжительность нагнетания не влияет на протяженность. Ширина трещины в процессе нагнетания остается постоянной.
Литература
1. Афанасьева А. В., Горбунов А. Т., Шустеф И. Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. Москва «Недра» 1975. 216 с.
2. Hagoort J. Waterflooded-induced hydraulic fracturing: Dphil. - Delft, 1981. 230 p.
3. Ипатов А. И., Кременецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М: Недра. 2005. 778 с.
4. Роберт Эрлагер Гидродинамические исследования скважин. Москва, - Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2006. 512 с.
