Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории Самарской области

UDK: 622.276.66.002.34

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-54-57

Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП), кислотный гель, сшитый гель, ГРП в карбонатных коллекторах, эффект от ГРП, кислотный ГРП (КГРП), кислотно-проппантый ГРП (К-ПГРП)

Авт.: Ген.Г. Гилаев (АО «Самаранефтегаз»), М.Я. Хабибуллин (Филиал Уфимского гос. нефтяного технического университета в г. Октябрьском), к.т.н., Г.Г. Гилаев (Кубанский гос. технологический университет), д.т.н.

Запасы нефти и газа Самарской области рассредоточены в широком диапазоне нефтегазоносных комплексов различной литологии и возраста: от раннедевонского до позднепермского. По литологическому составу коллекторы представлены терригенными, карбонатными и карбонатно-кремнистыми отложениями. В связи с сокращением ресурсной базы традиционных терригенных пластов и необходимостью поддержания высоких уровней добычи нефти для многих добывающих предприятий актуальной является задача увеличения эффективности кислотных стимуляций карбонатных и карбонатно-кремнистых коллекторов. Обычные кислотные обработки призабойной зоны пласта, как и кислотные гидроразрывы пласта (ГРП), часто не приводят к ожидаемым приростам добычи и длительности эффекта. Нередко проппантный ГРП дает значительно более продолжительный, чем кислотный. Это обусловлено, предположительно, большей полудлиной трещины. Жидкость разрыва (гуаровый крослинкованный гель на водной основе), используемая при проппантном ГРП, обладает большей эффективностью благодаря высокой вязкости, а следовательно, меньшим утечкам в пласт. В результате трещина дольше поддерживается в раскрытом состоянии. Отмеченное обеспечивает большую площадь дренирования при проппантном ГРП, как по латерали, так и по вертикали, и вовлечение в разработку прослоев, не затронутых процессом ранее. Считается, что при комбинировании проппантного и кислотного ГРП область дренирования еще увеличивается за счет приобщения в результате кислотного ГРП зон естественной трещиноватости вокруг созданной при проппантном ГРП трещины. В статье рассмотрена одна из новых технологий стимуляции карбонатных пластов.
Список литературы
1. Парфенов А.Н., Шашель В.А., Ситдиков С.С. Особенности и опыт проведения проппантного ГРП в ОАО «Самаранефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11. – С. 12–15.
2. Гидравлический разрыв пласта как инструмент разработки месторождений Самарской области / Г.Г. Гилаев, А.Э. Манасян, А.Е. Летичевский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 65–69.
3. Хабибуллин М.Я. Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17. – № 3. – С. 80–86. – DOI: 10.17122/ngdelo-2019-3-80-86.
4. Пат. на изобретение RU 2507389 C1. Способ гидравлического разрыва пласта / Е.П. Запорожец, Н.А. Шостак, Д.Г. Антониади, О.В. Савенок; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «КубГТУ». – № 2012133791/03; заявл. 07.08.12; опубл. 20.02.14.
5. Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса Самарской
области: история открытия и перспективы поиска / Г.Г. Гилаев, А.Э. Манасян, Г.Д. Федорченко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 38–40.
6. Разработка месторождений Самарской области (от практики к стратегии) / А.Ф. Исмагилов, А.Э. Манасян, И.Г. Хамитов [и др.]. – Самара: ООО «Издательство «Нефть. Газ. Новации», 2014. – 368 с.
7. Проблемы прогнозирования состояния фильтров в пескопроявляющих скважинах / М.А. Бурштейн, А.Т. Кошелев, А.Г. Вартумян, Г.Г. Гилаев / Тр. Ин-та // КубГТУ. – 2003. – Т. XIX. – Вып. 3. – С. 236–242.
8. Oliveir H.A., Li W., Maxey J.E. Invert Emulsion Acid for Simultaneous Acid and Proppant Fracturing / OTC 24332. – 2013.
9. Khabibullin M.Ya. Development of the design of the sucker-rod pump for sandy wells // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2019. – С. 012065. – DOI: 10.1088/1757-899X/560/1/012065.
10. Применение термостойких жидкостей глушения на основе нефтяных эмульсий / Г.Г. Гилаев, Т.В. Хисметов, А.М. Бернштейн [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 8. – С. 64–67.
11. Bale Arthur, Smith Michael B., Klein Henry H. Stimulation of Carbonates Combining Acid Fracturing With Proppant (CAPF): A Revolutionary Approach for Enhancement of Sustained Fracture Conductivity and Effective Fracture Half-length / SPE-134307. – 2010.
12. Хабибуллин М.Я. Исследование процессов, происходящих в колонне труб при устьевой импульсной закачке жидкости в скважину // Нефтегазовое дело. – 2018. – Т. 16. – № 6. – С. 34 – 39. – DOI:10.17122 / ngdelo2018-6-34-39.
13. Rickman R., Mullen M. A practical use of shale petrophysics for stimulation
design optimization: All shale plays are not clones of the Barnett Shale //
SPE-115258-MS. – 2008.
14. Хабибуллин М.Я. Увеличение эффективности разделения жидких систем при сбор пластовой жидкости // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 2. – С. 64–71. – DOI:10.17122/ngdelo-2020-2-64-71.
15. Повышение эффективности использования химических реагентов в ОАО «НК «Роснефть» / Г.Г. Гилаев, В.В. Горбунов, А.М. Кузнецов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 22–24.