1

1
К трудноизвлекаемым запасам относят:
-Запасы нефти, находящиеся в низкопроницаемых коллекторах,
-Запасы нефти в подгазовых зонах,
-Запасы вязкой нефти,
-Запасы нефти в заводненных месторождениях.
Доля трудноизвлекаемых запасов постоянно растет и в настоящее
время достигла 70%.
Гидроразрыв пласта, в том числе многостадийный гидроразрыв в
горизонтальных скважинах, относится к наиболее эффективным
технологиям повышения нефтеотдачи.
Первый двухстадийный ГРП проведен середине 1960-х г. на газовом
месторождении в Северном море с проницаемостью 0,001 мкм2.
Широкое применение многостадийного ГРП на месторождениях
началось в 2002 году на сланцевом месторождении Баккен.
2
Cовершенствование технологии МГРП в горизонтальных скважинах велось
на низкопроницаемых (в т.ч. сланцевых) месторождениях США и Канады.
Коллекторские свойства месторождения Элм Кули формации Баккен
Толщина коллектора: 2.4-4.3 м.
Пористость: 3-9%.
Проницаемость: (0.03-0.1)*10-3 мкм2.
Плотность нефти: 0.813 т/м3.
Типичная конструкция скважины на сланцевой формации Баккен
Глубина ~ 3 км, 1 или 2 горизонтальных ствола.
Длина горизонтального ствола 2.7 км.
Гидроразрыв по секциям,
24-30 секций на ствол,
6400 м3 геля, 900 т проппанта
Давление ГРП 425-560 атм.
Начальные притоки: 27-260 т/сут.
3
Длина горизонтального ствола – 200-3600м.
Количество трещин – 2-40.
Длина одной секции ГРП – 70-200м.
Объем проппанта на 1 трещину – 4-120т.
Взаимное расположение трещины и ГС
*
4
Наиболее перспективной является
технология спуска многосекционной
компоновки с портами (муфтами) для
закачки проппанта, разделенными в
затрубном пространстве пакерами.
В процессе закачки муфты последовательно открываются путем сбрасывания
шаров и отсекают нижерасположенные
интервалы после проведения в них ГРП.
Изоляция интервалов происходит при помощи пакеров
(гидравлических или разбухающих)
5
Тарасовское месторождение
В 2006 году были проведены первые в России операции ГРП в горизонтальных скважинах. Скважины работали на пласт БП14 со средней
проницаемостью – (1-3)*10-3 мкм2.
В двух скважинах был проведен «слепой» ГРП.
Еще в двух скважинах были проведены операции точечной стимуляции ГРП
с использованием технологии SurgiFrac.
Технология
Прирост дебита
нефти, т/сут
«Слепой» ГРП
32-40
SurgiFrac
21-33
Кратность
коэффициента прироста
3,2-5,1
*
3,1-6,1
Параметры трещин ГРП
Технология
xf, м
hf, м
«Слепой» ГРП
143
43
138
37
77/61/76
67/49/63
52/50
36/35
SurgiFrac
6
Приобское месторождение
В краевых зонах Приобского месторождения проницаемость
не превышает 10-3 мкм2.
В 2011-2012 гг. был разбурен опытный участок горизонтальными
скважинами с МГРП.
Всего 4 ГС, с длинами горизонтальных участков от 800 до 1000 м,
на которых делается 7-8 трещин ГРП .
ГС расположены вдоль направления распространения трещин ГРП
на месторождении.
Полудлина трещин – 50 м, масса проппанта на одну трещину 70-110т.
Тип скважины
Дебит жидкости, м3/сут
пусковой
на установившемся режиме
ННС с ГРП
117
24
ГС с МГРП
307
48
7
В 2011 году началась программа ОПР по внедрению МГРП на
Урьевском месторождении.
Направление горизонтальных стволов совпадало с направлением
распространения трещин.
Длина горизонтальных участков 500-800м.
На большинстве скважин проводился пятизонный ГРП.
Дебит первых скважин превысил дебит нефти ННС в 4 раза и
составил 93 и 95 т/сут.
Сравнение дебитов пробуренных ГС с МГРП с другими скважинами.
Месторождение, объект разработки
Средние начальные дебиты нефти,
т/сут
ННС с
ГРП
ГС
ГС с МГРП
17
22,1
84
Урьевское, ЮВ1
22,7
38,3
68
Ватьеганское, ЮВ1/1
19,7
Тевлинско-Русскинское, ЮС1
Покачевское, АВ
20
44,3
13,6
42,1
8
Тевлинско-Русскинское месторождение
Впервые в России проведен многостадийный ГРП в боковом
горизонтальном стволе в уже существующей вертикальной
скважине.
Данная технология заключается в проведении
гидропескоструйной перфорации через гибкие насоснокомпрессорные трубы (ГНКТ) с последующим ГРП за одну
операцию
Было проведено 3 ГРП с использованием гидропескоструйной
перфорации с применением гидроизоляции первых двух
интервалов.
9
На разбуриваемых месторождениях расположение ГС с МГРП
необходимо увязывать с уже существующей сеткой скважин.
Среди возможных вариантов взаимного расположения
горизонтального ствола и трещин ГРП наиболее интересны два
случая:
- Трещина расположена вдоль ствола
- Трещина ортогональна стволу
α
10

ЗАДАНИЕ ОТРИЦАТЕЛЬНОГО СКИН-ФАКТОРА
Приближенный метод, позволяющий учесть увеличение дебита
жидкости, но не учитывающий направление трещин и
перераспределение фильтрационных потоков вблизи скважины

ЛОКАЛЬНОЕ ИЗМЕЛЬЧЕНИЕ СЕТКИ
Наиболее точный метод, позволяющий детально рассматривать
трещину гидроразрыва
ЗАДАНИЕ ТРЕЩИНЫ В ВИДЕ СОВОКУПНОСТИ СОЕДИНЕНИЙ С
ПЛАСТОМ

Трещина рассматривается как совокупность стоков, при этом не
учитывается течение в трещине

РАЗНОСТНО-АНАЛИТИЧЕСКИЙ ПОДХОД
Позволяет детально учитывать трещины гидроразрыва в больших
многоскважинных моделях без локального измельчения сетки на
основе сопряжения точного аналитического решения,
описывающего течение в трещине и вблизи нее, и конечноразностного решения, описывающего течение в пласте
11
Для случая трещины ГРП, ортогональной горизонтальному стволу:
1. Модификация абсолютных
проницаемостей:
~
kx  kx ;
wk f
~
ky  ky 
;
x
2. Модификация
фазовых проницаемостей:
~
krjx  krj ;
k y krj wk f krfj
~
krjy  ~ 
~ ;
ky
xk y
3. Задание специальной
формулы притока:
Q
~~
2  x  k y k z  ( p  pw )
 ln( r0 r )  S * 
w


,
wk f
~
kz  kz 
x
k z krj wk f krfj
~
krjz  ~ 
~
kz
xk z
 x k~ k~

y z
r0
*
S  ln

 1
rc  x k k  wk

y z
f


4. Задание несоседних
соединений для случая
расчлененного пласта:
12
Карта нефтенасыщенных толщин
Рассматривалась возможность бурения
горизонтальных скважин с проведением
многостадийного ГРП на двух участках.
Участок 1
Верхне-Шапшинское нефтяное
месторождение, примыкающее к
уникальному Приобскому месторождению.
Пласты месторождения характеризуются
низкими фильтрационно-емкостными
свойствами и высокой расчлененностью.
Параметры Участка 1
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, доли ед.
Проницаемость, 10-3 мкм2
Расчлененность
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание, м3 /т
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
3.7
0.18
2.1
4.7
26.8
1.38
0.867
78
57
0.38
Участок 2
Параметры Участка 2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Пористость, доли ед.
Проницаемость, 10-3 мкм2
Расчлененность
Начальное пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание, м3 /т
13
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с
3.8
0.19
10.9
9.3
25.7
1.77
0.879
83
53
0.38
Проектный куст Участка 1 расположен в неразбуренной зоне
Вертикальные
скважины с ГРП
Горизонтальные скважины с Горизонтальные скважины с
продольным МГРП
поперечным МГРП
Вариант 1 – вариант предполагает разработку вертикальными скважинами с ГРП
(6 добывающих и 6 нагнетательных).
-Дополнительно рассмотрено бурение четырех горизонтальных скважин с МГРП
Вариант 2 – трещины ГРП перпендикулярны горизонтальному стволу.
Вариант 3 – трещины ГРП проходят вдоль ствола.
Длина горизонтального ствола – 500 м.
Расстояние между скважинами подбиралось таким образом, чтобы охватить
примерно одинаковые по площади участки.
14
• За 5 лет накопленная добыча нефти выше на 65% по варианту 2
и на 17% по варианту 3.
• Стартовые дебиты в варианте 3 ниже, но обеспечивается более
равномерная выработка запасов.
• В варианте 2 происходит существенное падение пластового давления
в межскважинной зоне, которое сопровождается разгазированием
пластовой нефти.
Доля газа в добываемой
Распределение давления в пласте
продукции, вариант 2
через 10 лет после начала разработки
15
Участок 2
Проектный куст расположен в
частично разбуренной зоне
•Текущая система разработки позволяет
рассмотреть вариант с ориентацией ГС
вдоль направления развития трещин
Всего рассмотрено 8 вариантов.
Варьировались следующие параметры:
1. расстояние между скважинами в ряду А
2. длина горизонтальной скважины L
3. система разработки (второй ряд
вертикальных скважин может быть
добывающим или нагнетательным)
Р-е между Р-е между
Количество
Длина ГС
Вариант скважинами рядами B ,
нагнетательных
L,м
в ряду A , м
м
скважин
1а
9
1
1100
500
1б
4
2а
9
2
1300
500
2б
4
600
3а
9
3
1500
500
3б
4
4а
9
4
1500
700
4б
4
16
50
400
45
350
40
300
250
200
150
100
50
0
2013
1а
3а
1б
3б
2а
4а
2б
4б
Добыча нефти, тыс.т
450
Обводненность, %
Дебит нефти, т/сут
На основе проведенных расчетов получены следующие результаты:
• получены количественные оценки продуктивности скважин по
вариантам.
• продуктивность скважин существенно зависит от интенсивности
системы ППД: максимальные уровни достигаются после 4-5 месяцев
после формирования нагнетательных рядов.
• лучшими показателями обладает вариант с промежуточной сеткой
скважин (2а) и вариант с удлиненными горизонтальными стволами (4а).
• наибольший суммарный дебит нефти отмечается в варианте с самой
плотной сеткой скважин, так как реакция скважин на закачку происходит
раньше.
35
30
25
20
15
10
5
0
2014
2015
2016
2013
2014
2015
2016
два ряда нагнетания
один ряд нагнетания
450
430
410
390
370
350
330
310
290
270
250
1
2
Вариант
3
4
17
К настоящему времени имеется достаточно большой опыт
проведения МГРП и хорошо развиты технологии по проведению
гидроразрыва, позволяющие минимизировать риски
неудачных операции.
Показано, что на обоснование направления горизонтального
ствола при условии последующего проведения
многостадийного ГРП могут повлиять как геолого-физические
параметры пласта, так и сложившаяся на месторождении
система разработки.
Возникает задача обоснования направления ГС с учетом
направления распространения трещины.
Проектирование протяженных горизонтальных скважин с
трещинами ГРП требует усиления контроля за пластовым
давлением, так как в условиях высоких депрессий
расширяется область разгазирования пластовой нефти.
18
19