Повышение нефтеотдачи с помощью гидроразрыва пласта на нефтегазоконденсатном месторождении Х



Пласт Y на данный момент является одним из ключевых объектов разработки нефтегазоконденсатного месторождения Х и характеризуется следующими параметрами:

1. Начальное пластовое давление — 26,89 МПа;
2. Пластовая температура — 67,8 ⁰ С;
3. Давление насыщения нефти газом — 25,98 МПа;
4. Плотность нефти в пластовых условиях — 698 кг/м ³ ;
5. Плотность нефти в стандартных условиях — 841 кг/м ³ ;
6. Вязкость нефти в пластовых условиях — 0,53 мПа*с;
7. Профиль скважин — вертикальный и горизонтальный;
8. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина — 9,9 метров;
9. Пористость — 0,162;
10. Проницаемость — 0,0426 мкм ² .

На данный момент для пласта Y рассматривают 2 вида геолого-технических мероприятий: бурение боковых стволов и многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП). Коэффициент извлечения нефти (КИН) зависит от коэффициента охвата залежи и коэффициента вытеснения. Обе операции позволят увеличить коэффициент охвата и, следовательно, КИН.

Перед определением дебитов вертикальной и горизонтальной скважин необходимо определить зависимости PVT-свойств нефти от давления. Зависимости были определены с помощью корреляции Standing и приведены на рисунке 1.

Рис. 1. PVT-свойства нефти пласта Y

После расчета PVT-свойств нефти были определены дебиты вертикальной и горизонтальной скважин. Дебит вертикальной скважины был определен с помощью формулы Дюпюи, а дебит горизонтальной — с помощью формул Борисова, Гигер и Джоши. Кривые характеристики притока (IPR) для разных профилей скважин приведены на рисунке 2.

Рис. 2. IPR при различных профилях скважин

Дебит горизонтальной скважины больше дебита вертикальной скважины в 1,8 раз. Дебиты по формулам Джоши и Борисова практически совпадают. Обусловлено это схожестью формул для расчета.

Для определения дебита скважин после МГРП использовались формулы Дюпюи с поправкой на скин-фактор (для вертикальной скважины) и Елкина (для горизонтальной скважины). Кривые характеристики притока для различных профилей скважин после МГРП приведены на рисунке 3.

Рис. 3. IPR при различных профилях скважин после МГРП

Дебит горизонтальной скважины также больше дебита вертикальной скважины, но теперь они отличаются в 1,26 раз. Стоимость бурения горизонтального ствола больше бурения вертикальной скважины примерно в 2,5 раза. С учетом этого бурение боковых горизонтальных стволов может снизить рентабельность проекта. Таким образом, целесообразным является проведение ГРП на уже имеющихся скважинах.

Затем были произведены расчеты с целью определения оптимального количества трещин ГРП (таблица 1).

Таблица 1

Дебиты скважин различных профилей после МГРП при различных количествах трещин разрыва

Количество трещин разрыва	Дебит вертикальной скважины, м 3 /сут	Дебит горизонтальной скважины, м 3 /сут
1	297	376
5	1130	1601
10	2334	3511
15	2690	3956

После проведения МГРП дебит скважин различных профилей значительно вырос. Максимальный дебит наблюдается при создании 15 трещин разрыва. Но при увеличении количества трещин разрыва наблюдается несоразмерный рост дебита. Таким образом, создание 15 трещин обеспечит максимальный дебит, но ввиду сильного повышения стоимости операций разрыва может снизить рентабельность проекта.

Литература:

1. Зюзько А. Н., Забоева М. И. ГРП как метод повышения интенсификации добычи углеводородов [Текст] / Зюзько А. Н., Забоева // Академический журнал Западной Сибири. — 2018. — № 6. — стр. 51–52
2. Салимов, В. Г., Ибрагимов, Н. Г. Гидравлический разрыв кабонатных пластов [Текст] / В. Г. Салимов, Н. Г. Ибрагимов, — Бугульма: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2013–472 cтр
3. Елишева А. О., Лумпова А. Н., Симаков Е. А., Полетаев К. А., Бриллиант Л. С. Оценка производительности горизонтальных скважин с одной трещиной или системой ГРП // Нефть Газ. Новации. — 2015. — № 2. — С. 50–53.