| Abstract | Težište istraživanja u ovom radu stavljeno je na procjenu proizvodnog potencijala frakturiranih tanko proslojenih ležišta plina. Takva ležišta susrećemo na lokalitetu Sjeverni Jadran koja su zbog problema kontrole proizvodnje nevezanog ležišnog materijala redovito opremljena i konvencionalnim pješčanim zasipima. Karakteristika tanko proslojenih ležišta lokaliteta Sjeverni Jadran su relativno velike debljine koje karakteriziraju vrlo male promjene u mehaničkim svojstvima pojedinih proslojaka. Svaki proslojak karakterizira i zasebno zasićenje fluidima te zasebni kontakt plin/voda. Za razliku od konvencionalnih ležišta gdje postoji relativno jasna granica u gradijentu loma pokrovnih i podinskih naslaga i samog ležišta, kod tanko proslojenih ležišta takva relativno jasna granica ne postoji. Zbog toga je razumijevanje procesa hidrauličkog frakturiranja, odnosno geometrije stvorene frakture u svim smjerovima (njene duljine, širine i posebice visine), od presudne važnosti za određivanje proizvodnog potencijala.
Kako bi se dobile vrijednosti maksimalno mogućeg proizvodnog potencijala frakturiranog tanko proslojenog ležišta, problem se svodi na zadovoljavanje matematičkog uvjeta gdje će dimenzije frakture i utisnuta masa podupirača projektirana u 3D simulatoru hidrauličkog frakturiranja biti jednaka, ili jednaka u granicama tehnički mogućeg, s istim teoretski optimalnim vrijednostima izračunatih pomoću UFD postupka (Economides et al., 2002). Glavni parametar koji povezuje ova dva modela je optimalna bezdimenzijska provodljivost frakture. Pomoću UFD postupka određuje se optimalna geometrija frakture (optimalna bezdimenzijska provodljivost) koja će za određenu masu utisnutog podupirača dati maksimalno mogući indeks proizvodnosti. Ovdje se kod određivanja indeksa proizvodnosti pretpostavi visina frakture i za tu se visinu određuje masa podupirača iz koje se posredno, preko broja podupirača, određuje optimalna širina i poluduljina frakture. Ovo je tzv. konvencionalni UFD pristup. Kod tanko proslojenih ležišta, prvenstveno zbog paralelnog rasta frakture kako u duljinu tako i u visinu, potreban je drugačiji pristup. Zbog toga je od presudne važnosti poznavanje ravnotežnih odnosa rasta frakture u svim smjerovima, njene širine, duljine i visine, kako bi se zadovoljio zahtjev za maksimalno mogućim indeksom proizvodnosti. Pri tome treba voditi računa o ograničenjima koja mogu biti uvjetovana ležištem, najčešće su to zone zasićenja slojnom vodom koje se ne smiju tretirati. Ograničenja mogu biti uvjetovana i raspoloživom opremom za frakturiranje kao što su snaga i kapacitet pumpnih agregata ili rezervoarskog prostora. Ostvarena geometrija frakture, osim fizikalnih karakteristika proslojaka na koje se ne može utjecati, zavisi od niza operativnih čimbenika poput odabira radnog fluida, podupirača, adekvatnog plana pumpanja prethodnice i smjese radnog fluida i podupirača te koncentracije podupirača. To je kompleksan problem, zahtjeva iterativan postupak i okosnica je provedenog istraživanja. Zbog toga je kao znanstveni doprinos razvijena metoda koja će funkcionalno povezati proces hidrauličkog frakturiranja sa zahtjevom za maksimalno mogući indeks proizvodnosti. Uvođenjem ove metode postalo je moguće preciznije valorizirati stvarni proizvodni potencijal tanko proslojenih ležišta interdisciplinarnim spajanjem teorije i prakse korištenjem najnovijih dostignuća u rezoluciji i interpretaciji karotažnih mjerenja i mogućnosti korištenih računalnih modela zadnje generacije.
S ciljem potvrđivanja hipoteze da je osnovom procjene distribucije geomehaničkih svojstava, efektivnog koeficijenta filtracije radnog fluida i propusnosti tanko proslojenih ležišta u kombinaciji s procjenom veličine smanjenja proizvodnosti bušotine kao posljedice tehnike proizvodnog opremanja ležišta/bušotine, moguće s relativno visokom razinom sigurnosti, odrediti njihov proizvodni potencijal, provedeno je istraživanje na tanko proslojenom ležištu PLQ-F u bušotinama SJ – 1 Dir i SJ – 2 Dir.
Na temelju pretpostavke da su za facijese sličnog karotažnog odraza, dakle sličnih debljina pješčanih tijela, sličnih udjela glina i silta te efektivnih poroziteta, njihova geomehanička te filtracijska i proizvodna svojstva slična ili ista, izvršena je kalibracija modela hidrauličkog frakturiranja ležišta PLQ-F u bušotini SJ – 1 Dir pomoću kalibriranog modela već izvršenog frakturiranja na istom ležištu u bušotini SJ – 2 Dir.
Provedena istraživanja za istražnu bušotinu SJ – 1 Dir pokazala su kako se frakturiranjem tanko proslojenih ležišta značajno može povećati njihov proizvodni potencijal u odnosu na konvencionalno opremanje bušotine. Primjenom nove metodologije moguće je odrediti takav program frakturiranja ležišta koji će rezultirati relativnim povećanjem proizvodnosti u odnosu na izvedeno stanje u iznosu 1,96. Istraživanja su pokazala da primjenom tehnike Frac Pack (FP) proizvodnost ležišta gotovo u potpunosti ovisi o geometriji frakture i propusnosti utisnutog podupirača, dok je utjecaj instalacije pješčanog zasipa na gubitak proizvodnosti ležišta zanemariv.
Na primjeru konvencionalnog UFD pristupa provedeno je istraživanje utjecaja visokih brzina protjecanja plina (efekta turbulencije plina) na procjenu proizvodnog potencijala ležišta. U ovom je istraživanju dokazano da zanemarivanje utjecaja tog efekta dovodi do preoptimističnih procjena indeksa proizvodnosti. Provedenim istraživanjem utjecaja „nesavršenosti“ geometrije frakture zaključeno je da je geometrija izračunata za bilo koji dinamički tlak u bušotini unutar depresije na ležište od maksimalno 60%, optimalna i za svaki drugi uvjet dinamičkog tlaka. I na kraju, komparativnom analizom proizvodnog potencijala ležišta određenog konvencionalnim UFD pristupom i proizvodnog potencijala proizašlog iz primjene nove metode dokazano je da konvencionalni UFD pristup određivanja optimalne geometrije frakture može dovesti do nerealnih procjena indeksa proizvodnosti.
Provedenim istraživanjima za razradnu bušotinu SJ – 2 Dir, na istom ležištu, dokazano je kako se drugačijim pristupom, uz korištenje nove metodologije, može unaprijediti proces projektiranja hidrauličkog frakturiranja i postići bolji rezultat u smislu ostvarene proizvodnosti ležišta. Izrađen je program hidrauličkog frakturiranja kod kojeg je rezultirajuće relativno povećanje proizvodnosti u odnosu na proizvodnost postojeće hidrauličke frakture 1,68. Komparativnom analizom simulacija izvršenog hidrauličkog frakturiranja koja se temelji na originalnoj zonaciji i one koja se temelji na TLA zonaciji, uočene su velike razlike u rezultirajućim geometrijama frakture. Ovdje je zaključeno da je zbog preciznije definirane zonacije modela koji je baziran na TLA analizi rezultirajuća geometrija frakture vjerojatnija.
Ostvarenim vrijednostima relativnog povećanja proizvodnosti u odnosu na postojeće stanje proizvodnog opremanja u obje bušotine potvrđena je hipoteza doktorskog rada.
Znanstveni doprinos ovog rada očituje se u razvoju jedinstvene metodologije odabira optimalnog načina frakturiranja i proizvodnog opremanja ležišta u svrhu postizanja maksimalno mogućih indeksa proizvodnosti. Prikazana metodologija može se univerzalno primijeniti na tanko proslojenim ležištima različitih kompleksnosti bilo kojeg lokaliteta. |
| Abstract (english) | This research is focused on evaluating the production potential of fractured thin layered gas reservoirs. Such reservoirs, present in the North Adriatic locality, are regularly completed with conventional gravel packs due to the problem with controlling the production of unconsolidated reservoir material. Thin layered reservoirs in North Adriatic are characterized by relatively high thickness with minor changes in mechanical properties of individual layers. Each layer is also characterized by separate fluid saturation and separate gas/water contact. Unlike conventional reservoirs where the border between the fracture gradient of overlying and underlying deposits and the reservoir itself is relatively clear, there is no such clear border in thin layered reservoirs. Therefore, understanding the process of hydraulic fracturing, that is, the geometry of created fracture in every direction (its length, width and especially height) is essential for evaluating the production potential.
To calculate the value of maximum possible production potential of a fractured thin layered reservoir, the problem comes down to meeting the mathematical criterion where fracture dimensions and injected proppant mass designed in the 3D fracturing simulator will be equal, or equal within technically reasonable limits, to the same theoretically optimal values calculated with the UFD (Economides et al., 2002) model. The main parameter linking these two models is the optimum dimensionless conductivity of a fracture. UFD has successfully connected optimum fracture geometry (optimum dimensionless conductivity) that will generate maximum productivity index possible for a specific proppant mass injected. To set the productivity index, one must assume the fracture heights and then define the proppant mass accordingly. Using the proppant number enables direct definition of optimum width and half-length of a fracture. This is the so called conventional UFD approach. Thin layered reservoirs require different approach primarily due to parallel fracture growth in both length and high. Hence, to meet the requirement of a maximum productivity index possible, it is essential to have knowledge of fracture’s growth relations in all directions, its width, height and length. In so doing one must keep in mind the limitations conditioned by the reservoir, most often being the zones with formation water saturation that cannot be treated, but also the limitations of available fracturing equipment such as power and capacity of pump units or reservoir space. Achieved fracture geometry, apart from the physical characteristics of layers that cannot be influenced, depends on the variety of operational factors such as the selection of a fracturing fluid, proppant and pumping schedule. It is a complex issue which requires iteration and is the backbone of this research. Therefore, a method has been developed that will functionally link the hydraulic fracturing process and the requirement of maximum productivity index possible to serve as a scientific contribution. It enables a more precise valorisation of actual production potential of thin layered reservoirs by interdisciplinary joining theory and practice, using the latest developments in the resolution and interpretation of logging, and the possibilities offered by the most recent mathematical models used.
Aimed at confirming the hypothesis that it is possible to determine the production potential of reservoirs/wells with a relatively high level of certainty based on estimating the distribution of geomechanical properties, effective coefficient of working fluid filtration and permeability of thin layers, combined with estimation of the magnitude of well productivity decrease as a consequence of reservoir/well completion technique used, this research has been conducted on the thin layer reservoir PLQ-F in SJ – 1 Dir and SJ – 2 Dir wells.
Based on the assumption that geotechnical, filtration and production characteristics of facies of similar log reflection i.e. similar sand body thickness, clay and silt content and effective porosity are similar or identical, hydraulic fracturing model of PLQ-F reservoir in SJ – 1 Dir well model has been calibrated using a calibration model of already done fracturing on the same reservoir in SJ – 2 Dir well.
The research of the PLQ-F reservoir in SJ – 1 Dir exploration well proved that production potential of thin layered reservoirs can be significantly increased by fracturing compared to conventional well completion, while managing to control the reservoir material by injecting the appropriate proppant mesh into the reservoir and the annular space between the production casing and the gravel pack screen. It was proven that the effect of annular gravel pack installation on the total pressure loss can be considered negligible. Based on the conventional UFD approach, a research has been conducted also on the effect of high gas velocity (gas turbulence effect) on the estimation of well potential, proving that neglecting this effect when estimating the productivity index can lead to overoptimistic production profiles. The example of reservoir PLQ-F shows that the effect of high gas velocity is so significant that it can reduce the effective fracture permeability by more than six times compared to declared permeability. The fracture geometry calculated for any wellbore pressure within maximum reservoir drawdown of up to a maximum of 60% was proven optimal for any other dynamic pressure condition within that range.
It was proven that the application of new methodology can be used for determining the reservoir fracturing program that will result in fracture geometry, the difference of which when compared to the one conditioned by the UFD model is negligible. Resulted folds of increase amounts to 1,96.
Research conducted on SJ – 2 Dir development well on the same reservoir showed that the process of hydraulic fracturing can be upgraded and that significantly better results can be achieved in terms of reservoir productivity, by using a different approach. In line with the simulation of performed hydraulic fracturing based on original zonation and the one based on the TLA zonation, major differences have been noted in the resulting fracture geometries. The model based on the TLA zonation undoubtedly suggests penetration into zones saturated with formation water, also confirmed by production history, which is not the case with the model based on original zonation. This points to the conclusion that the resulting geometry of the TLA model is more probable owing to a more precise definition of zonation. It was shown that the application of the new methodology enables determining the reservoir fracturing program that will result in optimum fracture geometry and consequently maximum possible productivity index and relative increase (folds of increase) of 1,68. Even more, if volumes of injected material are compared to the material consumption, it is cut in half. Finally, this points to the conclusion that this approach is not only likely to maximize productivity, but also to bring the hydraulic fracturing cost to an optimum level.
The paper’s contribution to science is manifested in the development of a unique methodology for the selection of optimum fracturing program and completion of reservoirs in wells that produce gas from thin layered reservoirs, aiming to achieve maximum possible production index. The illustrated methodology can be universally applied to thin-layer reservoirs of different complexity and in any locality. |
