Нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1981 году и расположено в пределах Тазовской низменности, в верхней части бассейна р. Таз [1]. В административном отношении рассматриваемая территория находится в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Административный центр Тазовского района п. Тазовский, расположен в 45 км северо-западнее границы ЛУ. Ближайшими населёнными пунктами являются п. Тибейсале, расположенный в 5,5 км на юго-запад, п. Газсале в 20 км на запад от изучаемой территории.
По территории участка проходит нефтепровод Заполярье-НПС «Пурпе». Ближайшая нитка газопровода «Заполярное-Уренгой» расположена в 50 км южнее участка. В 140 км восточнее проходит нефтепровод «Ванкор-Пурпе», продуктопровод «Ямбургское месторождение – Уренгойский ГПЗ» в 190 км западнее участка недр. В 150 км западнее участка работ проходит нить газопровода и железнодорожная магистраль по линии «Ямбург – Новый Уренгой – Тюмень».
На месторождении в период с 1980 по 1986 проводилось поисково-разведочное бурение. Первооткрывательницей месторождения является скв.650.
По состоянию на 01.01.2016 г. на рассматриваемой территории пробурено 17 скважин (3 поисковых и 14 разведочных), одна из которых (скв.667) расположена за пределами лицензионного участка. На месторождении с отбором керна пробурено 15 скважин. Проведены пробы пластовых флюидов. Получена интерпретация данных 3Д сейсморазведки в объёме 419 км2.
Для полноценного освоения месторождения необходимо обоснование возможных геолого-технических мероприятий, а также способов и режимов эксплуатации скважин на нефтегазоконденсатном месторождении [2-5].
Методы воздействия на продуктивные пласты предназначены для увеличения производительности скважин и повышения извлечения углеводородов. Выбор метода воздействия на пласт осуществляется с учётом особенностей геологического строения, фильтрационно-ёмкостных свойств, состава пластовых пород и насыщающих их флюидов.
Для геолого-физических условий продуктивных пластов нефтегазоконденсатного месторождения перспективным представляется применение следующих технологий:
· гидравлический разрыв пласта;
· обработки призабойной зоны;
· перфорационные работы;
· ремонтно-изоляционные работы.
Практически все проектные скважины на нефтегазоконденсатном месторождении планируются с горизонтальным окончанием длиной от 1000 до 2000 м. В связи с этим добыча углеводородов за счёт бурения горизонтальных скважин принята в качестве базовой.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов повышения углеводородоотдачи. ГРП позволяет не только интенсифицировать отработку области дренирования скважины за счёт снижения потерь пластовой энергии в призабойной зоне, но и существенно расширить эту область, связав трещинами слабодренируемые пропластки в тонкослоистых заглинизированных пластах.
В условиях нефтегазоконденсатного месторождения согласно предварительным результатам моделирования ГРП объектов БТ111-БТ113-1-БТ113-2 принято в качестве базового варианта для максимального вовлечения запасов объекта в разработку технология многостадийного гидроразрыва пласта (МСГРП) на горизонтальных скважинах.
Суть технологии МСГРП заключается в следующем. После бурения горизонтального ствола скважина обсаживается специальной компоновкой хвостовика с чередованием муфт ГРП и разобщающих пакеров (как гидравлических, так и набухаемых). Последовательное выполнение ГРП (от «хвоста к пятке» горизонтального ствола) осуществляется путем управления открытием муфт ГРП (в зависимости от типа конструкции муфты могут активироваться за счет сброса шаров, либо с помощью специального инструмента, спускаемого на ГНКТ).
В качестве оценки перспектив проведения ГРП на вышеуказанные пласты были выполнены работы по моделированию ГРП. Процесс моделирования в себя включает:
Сбор и обобщение всей имеющейся геолого-геофизической информации по существующим скважинам.
Построение одномерной геомеханической модели группы пластов БТ11 и вмещающих перемычек.
Анализ результатов испытания керна по определению упругих свойств.
В качестве базовой модели приняты геологические условия по скважине №660. Для построения 1D геомеханической модели пласта использовались следующие данные (рисунки 1-3).
Рисунок 1 - Коэффициенты Пуассона взяты по исследованиям керна
Рисунок 2 - Модуль Юнга динамический по керну переведен в статический по усреднённой зависимости
Рисунок 3 - Градиент смыкания
Градиент смыкания по глинам и песчаникам взят по аналогии с пластом БП16 соседнего месторождения, т.к. опыта проведения ГРП на пласт БТ11 нет.
Коэффициенты утечек заимствованы в зависимости от литологии пласта БП16 ВТСМ.
Литология заимствована из результатов интерпретации ГИС.
Построена детальная 1D геомеханическая модель из 58 пропластков.
В модели ГРП учтена реология жидкости разрыва DX-36, свойства проппанта Carbo фракций 16/20, 20/40 (рисунки 4-6).
Выполнен анализ чувствительности к массе проппанта с целью оценки влияния риска прорыва трещины в водонасыщенную часть разреза. Модель показывает прорыв свыше 60 тонн.
Рисунок 4 - Модель проведения ГРП
Рисунок 5 - Схема проведения МСГРП
Рисунок 6 - Дизайн ГРП. Масса проппанта 50 тонн
Используя имеющиеся данные по пласту и керну, каротажу из скважины № 660, с учетом размещения проектного горизонтального хвостовика с муфтами ГРП в кровле песчаника БТ11 3-1, возможен ГРП в пределах от 40 до 60 тонн на стадию без прорыва в водоносный БТ10-2 (при 80 тоннах модель показывает гарантированный прорыв в БТ10-2). В качестве рекомендаций для дальнейшего уточнения качества построения 1D геомеханической модели пласта и оценки степени риска ГРП рекомендуется:
· Провести широкополосную акустику на скважине;
· Провести мини-тест ГРП, уточнить градиенты и коэффициенты утечек.
При ГРП в разведочной вертикальной скважине, рекомендуется использовать меченный проппант CarboNRT для определения закрепленной высоты трещины и корректировки 1D геомеханической модели пласта БТ10.
По наклонно-направленным скважинам планируется проведение одностадийного ГРП. Для этого потребуется перфорировать цементируемый хвостовик 114мм зарядами типа ЗПКО-73 БО и ГП комбинированной плотностью не менее 20 отверстий на 1 погонный метр. Далее спуск пакера на НКТ-89мм. Пакероваться рекомендуется выше головы подвески хвостовика с заходом в хвостовик 1 НКТ 73мм. Проведение ГРП по согласованному плану работ (дизайну ГРП). Освоение скважины и запуск ее в работу рекомендуется осуществить сразу на компоновке НКТ-89мм с пакером для ГРП.
Библиографическая ссылка
Калиманова Н.П., Урванцев Р.В., Линцер С.А. ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ // Международный студенческий научный вестник. – 2018. – № 5. ;URL: https://eduherald.ru/ru/article/view?id=18548 (дата обращения: 25.04.2024).