CC BY
138
ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ МНОГОЗОННОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Мамбетов Ж.С.1, Медведев К.С.2 Email: Mambetov661 @scientifictext.ru
1Мамбетов Жанат Сеельбекович - магистрант;
2Медведев Константин Сергеевич - магистрант; кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: одним из наиболее эффективных методов добычи в условиях низкопроницаемых коллекторов является применение горизонтальных скважин с МГРП. Как показывает теория и практика разработки месторождений Западной Сибири, применение системы горизонтальных скважин целесообразно на залежах, содержащих низкопроницаемые и неоднородные продуктивные пласты. По причине малой продуктивности, перед вводом скважин в эксплуатацию, проводится многозонный ГРП. В данной статье рассмотрен отечественный опыт технологии МГРП, а также определена эффективность МГРП в условиях низкопроницаемых коллекторов в зависимости от числа стадий и объёма, закаченного проппанта. Ключевые слова: многозонный гидроразрыв пласта (МГРП), горная порода, пласт-коллектор, эффективность, газоотдача, фильтрационно-ёмкостные свойства, трещина, проппант, жидкость разрыва.
DOMESTIC EXPERIENCE OF THE APPLICATION OF TECHNOLOGY OF MULTI-ZONE HYDRO EXPLOSION OF THE PLATE AT DEPOSITS OF WESTERN SIBERIA Mambetov Zh.S.1, Medvedev K.S.2
1Mambetov Zhanat Seelbekovich - Undergraduate;
2Medvedev Konstantin Sergeevich - Undergraduate, DEPARTMENT OF DEVELOPMENT AND OPERATION OF OIL AND GAS FIELDS, TYUMEN INDUSTRIAL UNIVERSITY, TYUMEN
Abstract: one of the most effective methods of production in low-permeable reservoir conditions is the use of horizontal wells with multi-zone hydraulic fracturing. As the theory and practice of the development of fields in Western Siberia shows, the use of a system of horizontal wells is advisable on reservoirs containing low-permeability and heterogeneous reservoirs. Due to low productivity, before putting wells into operation, multi-zone hydraulic fracturing is carried out. This article discusses the domestic experience of technologies, as well as the effectiveness in conditions of low-permeable reservoirs, depending on the number of stages and volumes injectedproppant.
Keywords: multi-zone hydraulic fracturing, rock, reservoir, efficiency, reservoir-properties, fracture, proppant, fracture fluid.
УДК 553.982.2
Около 30% извлекаемых запасов месторождений, эксплуатируемых нефте- и газодобывающими компаниями Западной Сибири, являются трудноизвлекаемыми. В
настоящее время даже применение одностадийного гидроразрыва пласта в наклонно направленных скважинах (ННС) не всегда обеспечивает экономическую эффективность разработки.
Районы нового бурения на Приобском месторождении - это краевые зоны, представленные низкопроницаемыми коллекторами проницаемостью 10-3 мкм2 и ниже.
Дебиты наклонно направленных скважин с применением гидроразрыва пласта в таких зонах составляют 6-25 м3 /сут, что в основном не обеспечивает окупаемости затрат на их строительство.
Одним из основных способов поддержания уровней добычи в плохих геологических условиях является применение новых технологий, в том числе горизонтальных скважин с многостадийным ГРП (ГС с МГРП).
Объектами разработки Приобского месторождения являются три продуктивных пласта, они относятся к отложениям борового типа и характеризуются хорошо коррелируемыми прослоями, один из пластов относится к глубоководным морским отложениям, характеризующимся высокой глинистостью и расчлененностью. В третьем пласте продуктивными являются переслаивающиеся песчано-алевролитовые линзы.
Третий пласт имеет сложное строение: его нижняя часть представлена переслаиванием тонких нефтенасыщенных песчано-алевритово-глинистых пород с линзами преимущественно песчано-алевритовых пород.
Применяемая система разработки на Приобском месторождении представляет собой площадную девятиточечную систему с плотностью сетки 25 га/скв.
По полученным данным от геофизических исследований скважин (ГИС) установлено, что трещины ГРП в основном распределены в диапазоне 310-345°.
При выборе опытного участка для бурения ГС и применения многостадийного гидроразрыва пласта были сформулированы следующие основные геологические критерии:
- отсутствие пересечения целевого пласта с другими продуктивными пластами;
- толщина пласта не превышает 100 м (технологическое ограничение проведения операции ГРП);
- расчлененность пласта на 1 м эффективной толщины более 0,5;
- толщина глинистых перемычек между прослоями не более 3 -4 м.
Исходя из этих критериев в восточной части Приобского месторождения был выбран участок для применения технологии по бурению ГС с МГРП.
В качестве технологии многостадийного ГРП в ГС была выбрана одна из технологий спуска многосекционной компоновки с портами для закачки проппанта, разделенными в затрубном пространстве пакерами (рисунок 1).
Рис. 1. Компоновка для проведения МГРП в ГС
Данная технология позволяет обеспечивать выполнение многостадийных операций ГРП в необсаженном стволе. В процессе закачки муфты последовательно открываются путем сбрасывания шаров и отсекают нижерасположенные интервалы после проведения в них ГРП. Такая система упрощена заканчиванием скважины без цементирования и перфорации хвостовика. Сроки выполнения работ зависят от дизайна ГРП и могут составлять от нескольких суток. Технология позволяет изолировать обводненные интервалы, увеличивая длительность безводного периода эксплуатации скважины.
Оценка экономической эффективности проводилась путем сравнения технико-экономических показателей предложенного варианта разработки с базовым вариантом (девятиточечная система ННС с ГРП). Для определения динамики добычи по сравниваемым вариантам использовалась секторная ГГДМ. На рисунке 2 приведено сравнение рассчитанной динамики накопленной добычи нефти по анализируемым вариантам разработки.
Рис. 2. График накопленной добычи нефти
Таким образом, применение горизонтальных скважин с многостадийным ГРП позволяет повысить эффективность разработки низкопроницаемых пластов, что показано на примере опытного участка Приобского месторождения.
В Южно-Приобском месторожденим проведен 30-стадийный МГРП на горизонтальном участке скважины, длиной 1,5 тыс. м. Глубина залегания нефтяного пласта превышает 2,6 тыс. м. Изоляция интервалов, в которых ГРП уже завершен, достигается путем использования многоразового пакера (устройство для герметизации отдельных зон скважины), спускаемого на гибкой насосно -компрессорной трубе. Для проведения 30 стадийного гидроразрыва пласта было использовано 1,2 тыс. тонн проппанта.
Также особенностью скважины стало цементирование горизонтального ствола по всей его протяженности, что позволило повысить эффективность управления трещинами из-за их разобщения цементным кольцом.
Ожидаемый эксплуатационный потенциал новой скважины составляет не менее 130 тонн нефти в сутки, что превышает прогнозные показатели добычи после проведения ГРП с меньшим количеством стадий. Благодаря применению технологии МГРП компания получает возможность не только ускорить запуск скважины, но и в течение всего срока ее эксплуатации проводить геофизические исследования, а также мероприятия по повторному ГРП.
На Вынгапуровском месторождении были проведены работы по многостадийным ГРП на 78 горизонтальных скважинах с низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами. При разработке месторождений в в большинстве использовали от 3 до 10 портов (среднее количество - 6), это позволяло создать высоко проводящие трещины, при этом существенно интенсифицируют нефтеоотдачу пласта. После запуска скважины на отработку, успешность работ составила 99%, а среднесуточный прирост дебита 56,2 т/сут, что в несколько раз больше показателей ГРП в наклонно направленных скважинах (дебит нефти - 20,6 т/сут, жидкости 53,9 т/сут), дополнительная добыча нефти из горизонтальных скважин с МГРП достигла 619,415 тыс. т.
На месторождениях Западной Сибири гидроразрывы пласта начали делать с 1990 г., к 2009 г. их провели более трёх тысяч. При этом ГРП обеспечивали до 30% от общей дополнительной добычи нефти по всем видам ГТМ. Начиная с мая 2005 г. ГРП в горизонтальных скважинах выполнены на Романовском, Крапивинском, Новогоднем, Средне-Итурском, Вынгаяхинском, Холмистом месторождениях. Коэффициенты продуктивности оказались в 3 раза выше, чем в наклонно-направленных скважин с гидроразрывом пласта.
Заключение
Многостадийный гидроразрыв пласта - мощнейшее средство воздействия на пласт, которое проявляется не только в интенсификации добычи нефти, но и в существенном повышении текущей и конечной нефтеотдачи пластов. Данная технология позволяет перевести в категорию извлекаемых запасы нефти низкопроницаемых малопродуктивных коллекторов, эксплуатация которых без МГРП в технологически невозможна. МГРП должен стать основным инструментом при введении в разработку гигантских запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых ачимовских и юрских отложениях.
Понимание механизма формирования трещин ГРП и умение контролировать их размеры позволяют использовать его не просто как метод интенсификации добычи, а как инструмент регулирования системы разработки и управления фильтрационными потоками в различных объектах разработки, в том числе и многопластовых.
Список литературы / References
1. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов [Текст]. Ижевск: Институт компьютерных исследований. НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2015. 536 с.
2. Геология для нефтяников [Текст] / МГУ им. М.В. Ломоносова; ред.: H.A. Малышев, А.М. Никишин. 2-е изд., доп. Москва: Регулярная и хаотическая динамика, 2011. 359 с.
3. Самойлов М.И. Практика многостадийных ГРП в ТНК-ВР: достоинства и недостатки технологий. [Электронный ресурс]. /М.И. Самойлов, В.В. Назаревич. Режим доступа: https://docplayer.ru/35764063- Praktika-mnogostadiynyh-grp-v-tnk-vr-dostomstva-i-nedostatki-tehnologiy.html/ (дата обращения: 05.04.2019).
4. Экономидес М. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. Наведение мостов между теорией и практикой [Текст]: учеб. пособие / Экономидес М., Олайни Р., Валъко П. М.: Петроальянс Сервисис Компани Лимитед, 2014. 543 с.
5. Roussel Nicolas P., Shaima Mukul M. (University of Texas at Austin): "Optimizing Fracture Spacing and Sequencing in Horizontal-Well Fracturing"// SPE Journal Paper, SPE 127986-PA, 2015. 173 c.
