На территории ООО «РН-Юганскнефтегаз» в настоящее время большинство высоко- и среднепроницаемых объектов вовлечено в активную разработку и по ним достигнута значительная степень выработки запасов. Для восполнения ресурсной базы нефтедобычи в разработку активно вовлекаются краевые части месторождений, в том числе относящиеся к объектам с трудноизвлекаемыми запасами с проницаемостью пластов не более 2⋅10-3 мкм2.
Приобское месторождение играет в настоящее время важную роль в деятельности ПАО «НК «Роснефть». Несомненная значимость месторождения для компании определяется как минимум тремя факторами, каждый из которых можно считать принципиальным: объемы добычи нефти (как в данный момент, так и в перспективе); уникальная величина извлекаемых запасов нефти (согласно принятой в России классификации); повышенное внимание государства к разработке месторождения (полнота извлечения нефти, экологическая безопасность). Разработка краевых частей Приобского лицензионного участка осложнена наличием низкопроницаемых и неоднородных коллекторов. Несмотря на это, вовлечение в разработку максимального объема запасов и увеличение коэффициента извлечения нефти остается одной из стратегических целей ПАО «НК «Роснефть». Поскольку доля трудноизвлекаемых запасов в общей структуре запасов постоянно растет, рентабельность разработки таких зон существенно снижается. Для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов в компании, помимо поиска новых технологий, особое внимание уделяется оптимизации существующих. В статье представлен подход к оптимизации дизайна многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в вводимых новых горизонтальных скважинах (ГС). Подробно описаны методы проведения расчетов оптимального количества стадий МГРП и загрузки проппанта на скважину, а также представлены результаты первых опытных работ.
Список литературы
1. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р. Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 62–65.
2. Байков В.А., Бочков А.С., Яковлев А.А. Учет неоднородности при геолого-гидродинамическом моделировании Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 5. – С. 50–54.
3. Первый опыт геофизических исследований протяженных горизонтальных скважин при байпасировании электроцентробежных насосов /Р.К. Яруллин, А.C. Валиуллин, М.С. Валиуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 62–65.
4. Ertekin T., Abou-Kassem J.H., King G.R. BasicApplied Reservoir Simulation. – Richardson, Texas: SPE, 2001. – 421 с.
5. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 212 с.
6. Гилаев Г.Г., Афанасьев И.С., Тимонов А.В. Опыт применения горизонтальных скважин с множественными трещинами ГРП для разработки низкопроницаемых пластов на примере опытного участка Приобского месторождения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть» – 2012. – № 2. – С. 22–26.
7. Integrated Modeling of the Priobskoe Oilfield / D.A. Antonenko, V.A. Pavlov, V.N. Surtaev, K.K. Sevastyanova // SPE 117413. – 2008.
