По мере истощения запасов традиционных коллекторов и снижения объемов добычи нефти, вопросы ее извлечения из нефтегазоматеринских пород становятся все более значимыми. Нефтяной отрасли необходимо постоянно выполнять различные опытно-промысловые работы (ОПР) для разработки технологий поддержания показателей добычи.
В дочерних обществах компании ПАО «НК «Роснефть» на территории Самарской и Оренбургской областей с 2018 г. выполняются ОПР для формирования подходов к разработке нефтегазоматеринских доманиковых отложений. За последние 5 лет осуществлено более 20 испытаний скважин с применением технологии гидроразрыва пласта (ГРП). В работе представлен анализ и результаты осуществления ГРП в четырех скважинах Самарской области. В трех скважинах ГРП выполнен на сшитом гуаровом геле, в одной - с использованием HVFR (High Viscosity Friction Reducer) – высоковязкого понизителя трения на основе полиакриламида. При моделировании ГРП в исследуемых скважинах в качестве опорных данных использовались одномерные геомеханические модели (ГММ) ближайших скважин.
В результате исследований установлено, что комплексный подход при подготовке к ГРП должен включать такие важные этапы как геомеханические исследования керна, построение на скважине индивидуальной ГММ, проведение акустического широкополосного каротажа (и/или других методов для оценки геометрии трещины), выбор интервала перфорации, спуск забойного манометра, выбор технологии ГРП (тип жидкости и проппанта, объем проппанта, расход закачки и др.), наличие наземного и подземного оборудования, рассчитанного на давление в 100 МПа. Отмечено, что необходимо продолжить дальнейшие исследования и ОПР с целью определения оптимальной технологии заканчивания скважин и выполнения ГРП для разработки доманиковых отложений.
Целью данной работы является описание факторов, влияющих на технологическую успешность проведения ГРП в доманиковых отложениях.
Список литературы
1. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. – 3 edition. – John Wiley & Sons Ltd, 2000. – 848 р.
2. Доманиковые отложения Волго-Уральского бассейна – типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности / А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков [и др.] // Георесурсы. – 2017. – Спецвыпуск. Ч. 1. – С. 112–124.
3. Petroleum Related Rock Mechanics / E. Fjar, R.M. Holt, A.M. Raaen, P. Horsrud. - Elsevier, 2008. – 514 р.
4. Roberts G.A., Chipperfield S.T., Miller W.K. The Evolution of a High Near-Wellbore Pressure Loss Treatment Strategy for the Australian Cooper Basin // SPE-63029-MS. – 2000. – https://doi.org/10.2118/63029-MS
5. Zoback M., Kohli A. Unconventional Reservoir Geomechanics: Shale Gas, Tight Oil, and Induced Seismicity. – 2019. – 496 p. – https://doi.org/10.1017/9781316091869
6. Barree R.D., Miskimins J.L., Gilbert J.V. Diagnostic Fracture Injection Tests: Common Mistakes, Misfires, and Misdiagnoses // SPE-169539-PA. – 2015. –https://doi.org/10.2118/169539-PA
7. Dynamic Fluid-Loss Studies in Low-permeability Formations With Natural Fractures / P.S. Vinod, M.L. Flindt, R.J. Card, J.P. Mitchell // SPE-37486-MS – 1997. – https://doi.org/10.2118/37486-MS.
8. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 35–40.
9. Miller B.D., Warembourg P.A. Prepack Technique Using Fine Sand Improves Results Of Fracturing And Fracture Acidizing Treatments // SPE-5643-MS. – 1975. –https://doi.org/10.2118/5643-MS
