ОПТИМИЗАЦИЯ ГРП НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ ВСКРЫВАЮЩЕЙ АЧИМОВСКИЕ ПЛАСТЫ УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИМУЛЯТОРА ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Научные междисциплинарные исследования

УДК 622.2

Вотчель Виталий Андреевич Votchel Vitaly Andreevich

магистрант, Тюменский индустриальный университет,

Россия, г. Тюмень Votchel Vitaliy

master's degree student, Tyumen industrial University,

Russia, Tyumen

ОПТИМИЗАЦИЯ ГРП НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ ВСКРЫВАЮЩЕЙ АЧИМОВСКИЕ ПЛАСТЫ УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИМУЛЯТОРА ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

HYDRAULIC FRACTURING OPTIMIZATION ON THE EXAMPLE OF A WELL OPENING THE ACH FORMATION OF THE URENGOY FIELD USING A HYDRAULIC FRACTURING SIMULATOR AND A HYDRODYNAMIC MODEL OF THE FIELD

Аннотация. Проведено исследование по оптимизации технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП) для пластов Ач3,4,5 Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения с использованием специализированного программного обеспечения для математического моделирования создания трещин ГРП и её технологических показателей на гидродинамической модели. Разработаны методические рекомендации по выбору и обоснованию технико-экономической эффективности гидроразрыва пласта на проектном эксплуатационном фонде скважин, вскрывающих ачимовские отложения Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.

Abstract. A study was conducted to optimize the hydraulic fracturing technology for the Ach3, 4, 5 layers of the Urengoy oil and gas condensate field using specialized software for mathematical modeling of fracturing and its technological parameters on a hydrodynamic model. Based on the results of the research, methodological recommendations were developed for the selection and justification of the technical and economic efficiency of hydraulic fracturing on the project operating Fund of wells that open the Ach deposits of the Urengoy oil and gas condensate field

Ключевые слова. МГРП, ГТМ, ГДМ, Моделирование ГРП

VIII Международная научно-практическая конференция

Keywords: Hydraulic fracturing, well interventions, hydrodynamic model

Несмотря на многолетний опыт разработки Уренгойского месторождения выбор скважин для интенсификации притока методом ГРП, тип и объем операции гидроразыва, производится на основе алгоритма с использованием таблиц с перечнем параметров ФЕС, прерывистости и неоднородности пласта и их граничными значениями. По мере проведения опытно-промышленных работ, экспериментальных процессов и накопления опыта данная таблица постепенно совершенствуются. Данный метод прост и не требует значительных временных затрат, но использует усреднения ФЕС пластов в широком диапазоне, при этом не учитывается изменчивость мощности продуктивных пластов и глинистых перемычек от района проведения работ, которые в значительной мере определяют параметры получаемых трещин ГРП.

Данный метод подходит для предварительной оценки возможности применения ГРП для дальнейшего проведения более детального обоснования на основе технологических и технико-экономических расчетов показателей добычи газа из скважин после ГРП.

В данной работе предложена методика оптимизации операции ГРП на примере скважины вскрывающей ачимовские пласты Уренгойского месторождения XXX с использованием псевдотрехмерного симулятора гидроразрыва пласта для прогнозирования параметров трещин от массы используемого проппанта и постоянно действующей гидродинамической модели (ПДГМ) месторождения для оценки технологического эффекта операции.

Скважина XXX вскрывает продуктивные пласты Ач3, Ач4 и Ач5. На рассматриваемой скважине был проведен комплекс геофизических исследований (ГИС), сводная информации по результатам ГИС в открытом стволе скважины представлена в таблице 1. По данным результатов ГИС на основе действующего алгоритма выбора методов первичной интенсификации притока на данной скважине было рекомендовано проведение селективного

Научные междисциплинарные исследования стандартного большеобъёмного ГРП массой 300 тонн на пласты Ач3 и

совместного большеобъемного ГРП массой 200 тонн на пласты и Ач4, Ач5.

Таблица 1. Результаты ГИС скважины ХА17

Скважина ХА17

Пласт Ач3 Ач4 Ач5

Пластовое давление, бар 575 578 598

Кровля а.о., м 3648.9 3696.3 3735.2

Подошва а.о., м 3682.3 3722.6 3769.1

Ней, м 25.8 19.4 14.3

Кп, д.ед. 0.193 0.170 0.145

Кпр, мД 5.990 1.033 0.271

Кнг, д.ед. 0.749 0.727 0.467

Проводимость, мДм 113.0 20.5 1.707

Перемычка Ач3-Ач4, м 14.0

Перемычка Ач4-Ач5, м 12.6

Предлагаемая методика адресного выбора методов первичной интенсификации притока на скважинах Уренгойского НГКМ подразумевает исследования предпочтительной технологии заканчивания каждой скважины на основе расчетов на ПДГДМ и построение зависимости прироста накопленных отборов УВС от массы закачиваемого проппанта в скважину. Для скважин с вертикальным профилем через несколько продуктивных пластов актуальным вопросом является потребность в выполнении раздельных ГРП по пластам.

На основе результатов интерпретации геофизических исследований, проведенных на скважине ХXX и данных ПДГДМ Уренгойского месторождения, была построена одномерная геомеханическая модель разреза скважины в пределах продуктивных ачимовских пластов Ач3, Ач4 и Ач52-3. На основе полученной одномерной модели разреза и опыта ранее проведённых операций на данном участке месторождения спроектированы трещины ГРП в специализированном программном продукте (FracPro PT) на различные массы проппанта с шагом 50 тонн.

VIII Международная научно-практическая конференция Первый этап заключался в проектировании селективных ГРП на каждый

пласт (Ач3, Ач4 и Ач52-3) без прорыва трещины в соседний пласт. Пример

профиля трещины селективно вскрывающий пласт Ач3 представлен на рис.1.

Следующий этап — это проектирования совместных ГРП с приобщением

пластов Ач3-4 и Ач4-5.

Рис. 1 - Профиль трещины 225 тонного ГРП на пласт Ач3

Fracture Conductivity

25 50 75 100 125 150 175 200 225 250

Propped Length (m) 185.4

Total Propped Height (m) 72.1

Average Fracture Width (cm) 0.900

Dim ensionless Conductivity 2.343

Рис. 2 - Профиль трещины 350 тонного ГРП на пласт Ач3-4

Далее были выполнены расчеты технологических показателей в гидродинамическом симуляторе tNavigator компании RFD [1]. Трещины ГРП в гидродинамический симулятор были заданы с использованием встроенного алгоритма программы tNavigator (ключевое слово WFRACP), с параметрами

Научные междисциплинарные исследования трещин аналогичным ранее проведенным расчетом в симуляторе FracPro.

Направление траектории распространения трещин были заданы на основании

результатов микросейсмического мониторинга гидроразрыва пласта, таким

образом азимут составляет 130 и 290 градусов относительно севера. Начальные

условия и характеристика модели представлены в таблице 2.

Таблица 2. Характеристика секторной модели и начальные условия

Параметр Величина

Размерность ячеек модели, м • м 200*200

Размерность сетки

Механический скин-фактор ^мех), б.р. 1,2

D-фактор, сут/м3 1.52*10-6

Динамическое забойное давление, бар 546

Расчетного период, дней 360

Оптимизации массы ГРП производилась с использованием упрощенной экономической модели [2], наилучший вариант выбирался исходя из максимального значения чистого дисконтированного дохода (КРУ). Расчёт эффекта от ГРП производился относительно базового варианта без ГРП. Затраты на проведения ГРП включают в себя затраты, не зависящие от массы проппанта: перфорационные работы, мобилизация - демобилизация флота ГРП, сопровождения ГРП, закачки пачки проппанта для блокировки интервала перфорации, отбивка отсыпанного проппанта, тестовые закачки (МиниГРП), основной ГРП (без учета стоимости проппанта и жидкости разрыва). Сводные данные проведенных расчетов представлены в таблице 3. Жирным шрифтом выделены варианты с максимальным дисконтированным доходом от операции ГРП из расчета на один год.

VIII Международная научно-практическая конференция Таблица 3. Оптимизация массы проппанта от объекта проведения ГРП

Селективный ГРП на пласт Ач3

Масса проппанта на ГРП, т Доп. добыча газа от ГРП, млн.м3 Доп. выручка от газа, млн.р Эксплуатационные затраты, млн.р. Затраты на ГРП, млн. р. NPV, млн.р

50 153.3 662 62.0 41.1 504.4

100 228.0 984 92.2 45.6 765.7

150 238.8 1031 96.5 50.1 799.7

200 243.6 1052 98.5 54.6 812.3

225 244.5 1055 98.8 60.5 809.3

Селективный ГРП на пласт Ач4

50 138.36 597 55.9 41.1 451.2

75 155.56 672 62.9 43.3 510.2

100 157.04 678 63.5 45.6 513.2

Селективный ГРП на пласт Ач5

50 1.48 6 0.6 41.1 -35.8

75 1.62 7 0.7 43.3 -37.6

Совместный ГРП на пласт Ач3 -4

250 254.5 1098 102.8 64.6 840.7

300 264.0 1140 106.7 69.1 870.2

350 280.4 1210 113.3 81.8 916.0

400 281.3 1214 113.7 86.3 914.5

Совместный ГРП на пласт Ач4-5

100 73.4 317 29.7 47.4 213.9

150 99.7 430 40.3 51.9 302.8

200 105.1 453 42.5 56.4 317.5

250 107.6 464 43.5 64.6 318.1

300 108.9 470 44.0 69.1 318.4

Для выбора оптимального сценария заканчивания скважины XXX

рассмотрено четыре варианта проведения ГРП. Сценарии и результаты расчета по вариантам представлены в таблице 4.

Таблица 4. Результаты расчетов по вариантам

Показатели №1 №2 №3 Базовый вариант

Технология проведения ГРП селективные Ач3, Ач4 совместный Ач3-4 селективный Ач3, совместный Ач4-5 селективный Ач3 совместный Ач4-5

Масса проппанта, т 200+100 350 200+300 300+200

Стоимость ГРП, млн.р 103.4 81.8 126.62 126.62

NPV, млн.р 1322.2 916.0 1127.8 1117.2

Научные междисциплинарные исследования

На основе результатов расчетом можно сделать вывод что наиболее прибыльным вариантом схемы закачивания скважины является вариант №1. Данный вариант, рассчитанный на основе проектирования в симуляторе ГРП и оценки на ГДМ месторождения прибыльнее базового варианта, данного на основе классических методов, на 205 млн. руб. исходя из расчета на 1 год эксплуатации.

Библиографический список:

1. tNavigator: Техническое руководство [Текст] - Март 2018. - 2541 с.

2. Пономарева И. А. Экономико-методическое моделирование разработки нефтегазовых месторождений [Текст]: учеб. пособие / И. А. Пономарева, Н. А. Еремин, Ю. Г. Богаткина - М.: Наука М, 2010. - 112 с.