Для увеличения добычи газа исследуются, и разрабатывается большое количество месторождений, но зачастую данные месторождения характеризуются низкопроницаемостью и неоднородностью. При разработке таких месторождений необходимо использовать методы интенсификации притока газа к забоям скважин. Наиболее распространенным методом интенсификации является гидроразрыв пласта (ГРП).

По мнению В. Н. Ревенко, «в неоднородных и низкопроницаемых коллекторах результаты проведения ГРП неоднозначны: имеются примеры как положительного эффекта после проведения ГРП в скважинах, так и множество отрицательных» [3].

В настоящее время специалисты газонефтяной отрасли широко разрабатывают отдаленные северные газоконденсатные месторождения. В то же время суровые условия заполярья и особенности газоконденсатных месторождений требуют более тщательного изучения и последующего совершенствования технологию освоений месторождений и интенсификации добычи газа.

В газовой добыче России огромное внимание уделяется развитию перспектив применения метода ГРП, так как в настоящее время существует тенденция роста газа в низкопроницаемых коллекторах. Немного более 40 % извлекаемых запасов газа находится в коллекторах проницаемостью менее 5·10–² мкм², 80 % из них находится в Западной Сибири.

В настоящее время существуют перспективные возможности для внедрения операций по разработке и проведению ГРП в низкопроницаемых газоносных пластах на месторождениях Сибири, Ставропольского и Краснодарского краев, Саратовскойи оренбургской областей.

Применяя технологию ГРП, создавая гидродинамическую систему скважин с гидроразрывными трещинами, происходит увеличение темпа отбора газа, повышение компонентоотдачи. Подобный эффект достигается путем вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков [2].

Закиров С. Н. отмечает, что «увеличение дебита скважин после проведения ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещины, и размерами последней, причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает неограниченно с ростом длины трещины» [2].

Приведем пример, при проницаемости пласта примерно 10–² мкм² предельная полудлина будет составлять около 50 м. Планирование более редкой сетки скважины можно при условии увеличения зоны влияния скважин если создать трещины с помощью ГРП.

Учитывая увеличение зон влияния скважин в результате создания трещин гидроразрыва, при проектировании разработки с применением ГРП можно планировать более редкую сетку скважин.

Однако, остаются малоизученными вопросы прогнозирования ожидаемой продуктивности скважин с ГРП.

Методологии проектирований операций ГРП ограничиваются рассмотрением идеальных моделей притока жидкости через трещину в скважину из дальних зон пласта. В тоже время не учитываются реальные геологические условия, которые могут не совпадать с теми условиями, при которых разрабатываются модели фильтрации для проектирования процессов ГРП [3].

На газоконденсатных месторождениях низкая производительность скважин связана с тем, что в призабойной скважине выпадает конденсат (ПЗС) и частично блокируется приток газа в скважине. Подобное уменьшение производительности газа в скважинах отмечается на таких месторождениях России как месторождениях Западной Сибири, месторождениях Республики Коми и месторождениях Прикаспия.

По мнению А. В. Гнездова «разработка газоконденсатных залежей при давлении ниже точки росы приводит к конденсации жидких углеводородов в продуктивном пласте. Для призабойных зон скважин характерной особенностью является отличие составов газовой и жидкой фаз, а также конденсатонасыщенности коллектора от этих параметров в остальной части пласта» [1].

Для того чтобы избежать достижения жидкостью критической величины, необходимо образовать вокруг скважины два концентрических колец: с однофазными и двухфазнами потоками конденсата и газа.

Поскольку насыщенность жидкостью может достигнуть некоторой критической величины, существует возможность образования вокруг скважины двух концентрических колец: с однофазным потоком газа и с двухфазным потоком газа и конденсата.

Также Гнездов А. В. отмечает, что «при давлении выше точки росы дебит скважин определяется проницаемостью и толщиной пласта, а также вязкостью газа. Ниже точки росы на степень снижения дебита начинает влиять так называемая «конденсатная банка» — зона вокруг скважины со значительной насыщенностью конденсатом, параметры которой (размеры и насыщенность конденсатом коллектора) зависят от нескольких дополнительных факторов: формы кривых относительной фазовой проницаемости газа и конденсата, распределения давления в пласте и PVT свойств пластовой системы» [1].

Объем жидкости в ПЗС может возрастать примерно до 50 %, при этом может уменьшиться в несколько раз продуктивность скважины. Повышение конденсатогазового фактора (КГД) смеси пласта и увеличение депрессии на пласт, приводят к снижению производительности скважины, за счет снижение размеров конденсатной банки и насыщенности пласта. Например, подобные явления широко распространены на залежах ачимовских пластов на Уренгойских месторождениях [2].

Повышение продуктивности газоконденсатных скважин обеспечивается за счет технологии, которая предусматривает обработку ПЗС с помощью различных растворителей и реагентов, удаляя конденсатную банку. При этом, хотелось бы отметить, что технология ГРП является наиболее эффективным методом повышения производительности газоконденсатных скважин.

ГРП в условиях газовых и газоконденсатных месторождений способствует увеличению коэффициента продуктивности скважин по средствам создания канала с высокой проводимостью, который идет к стволу скважин. Помимо этого, создавая трещина при использовании ГРП способна уменьшить эффект блокировки скважины конденсатом, так как давление в пласте будет перераспределяться.

Литература:

1. Гнездов, A. B. Краткий анализ технологий и результатов гидроразрыва пласта Текст. / A. B. Гнездов, Р. Ф. Ильгильдин // Нефтепромысловое дело.-2008.-№ 11.-С. 78–80.
2. Закиров С. Н. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. — М.: Грааль, 2000. — 643 с.
3. Ревенко В. Н. Проблемы разработки месторождений Западной Сибири и пути из решения// Материалы совещания: Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения, г. Альметьевск, сен. 1995. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — С. 220–240.