Аннотация

Основным направлением работы является подбор оптимального количества стадий МГРП на горизонтальных скважинах с поперечным расположением трещин путём аналитического расчёта и численного моделирования.

В процессе работы была определена применимость аналитической формулы для расчёта запускных дебитов ГС в зависимости от числа стадий МГРП. Данный аналитический подход характеризуется запускными дебитами ГС близкими к фактическим значениям и, как следствие, может использоваться в качестве инструмента для экспресс-оценки, позволяющего оценить степень влияния количества стадий МГРП на добычу нефти, а также сократить количество вариантов для дальнейшего гидродинамического моделирования.

В работе применение аналитического подхода позволило получить сопоставимые с расчётами на ГДМ результаты, что позволяет использовать данный двухступенчатый алгоритм действий (анализ по аналитической формуле и расчёт на ГДМ) как более эффективный инструмент подбора оптимального числа стадий МГРП на ГС.

Ключевые слова: горизонтальная скважина с МГРП, оптимальное число портов, гидродинамическое моделирование, аналитический подход, двухступенчатое моделирование, экспресс-оценка.

Abstract

The major vector of this research paper is multistage hydraulic fracturing optimization for horizontal wells with transverse fractures by analytical solution and numerical simulation.

In the course of the work, the applicability of the analytical formula for calculating the start rates of the horizontal wells depending on the number of stages of the multistage hydraulic fracturing was determined. The analytical calculation is characterized by the start rates of horizontal wells close to the actual values and can be used as a tool for rapid assessment. This approach allows to assess the degree of influence of the number of stages on oil production and to reduce the number of variants for further numerical simulation.

The application of the analytical approach provided to obtain results comparable to the calculations on the simulation models, which allows using this two-stage algorithm (analysis by the analytical formula and simulation) as a more effective tool for selecting the optimal number of hydraulic fracturing stages for horizontal wells

Keywords: horizontal wells with multistage hydraulic fracturing, optimal number of ports, simulation modeling, analytical approach, two-stage modeling, rapid assessment

Введение

Проведение многозонного гидроразрыва пласта (МГРП) на горизонтальных скважинах являются одним из наиболее перспективных и эффективных способов извлечения нефти из низкопроницаемых и высоковязких пластов. Многозонный гидроразрыв  пласта (МГРП) представляет собой определенное количество полноценных ГРП проведенных на одной горизонтальной скважине. Данная технология способствует увеличению охвата ранее не дренируемых зон, что в свою очередь приводит к росту темпов выработки и коэффициента нефтеотдачи.

Применение ГС с МГРП для разработки трудноизвлекаемых запасов показало свою высокую эффективность и актуальность в мировой нефтегазовой практике, как результат, высокие темпы роста количества ГС с МГРП диктуют необходимость:

1. Оптимизации дизайна горизонтальных скважин с МГРП для увеличения рентабельности технологии

2. Более точной и эффективной оценки запускного дебита горизонтальных скважин с МГРП.

Корректная оценка и прогноз основных технологических показателей позволит увеличить пользу внедрения и экономическую эффективность данной технологии.

Таким образом, основными задачами работы, которые также формируют её значимость, являются:

1. Расчёт эффективности ГС с МГРП в зависимости от числа стадий ГРП на ГДМ Покровского и Сорочинского активов

2. Сравнение результатов аналитической модели, рейтинга и фактических дебитов ГС с МГРП с целью получения наиболее эффективного инструмента для экспресс-оценки.

Постановка задачи

Основным инструментом, направленным на решение поставленных задач, является двухступенчатое моделирование, которое представляет собой совокупность аналитического подхода и дальнейшего прогнозирования на ГДМ.

Аналитический подход

В работе используется модель расчёта дебита ГС с МГРП в зависимости от числа трещин, которая представлена в следующем виде:

(1)

Где k-проницаемость; h-мощность; L-длина ГС;- полудлина трещины; — радиус контура питания; – вязкость; b – объемный коэффициент.

Учёт внешних частей зон дренирования крайних трещин производится по формуле:

(2)

Давление на границе межтрещинного пространства определяется как:

(3)

Где N- число трещин ГРП.

В первую очередь, с целью проверки применимости аналитической модели, произведено сопоставление результатов расчётов и фактических данных ГС с МГРП. В качестве объекта рассматривался пласт О4 Горного месторождения, на котором уже имеется опыт применения ГС с МГРП.

Как результат, были взяты фактические запускные параметры 3 ГС с МГРП (№337,№338,№354) и сопоставлены с расчётами по формуле рейтинга бурения и предложенной аналитической модели (Таблица 1 и Рисунок 1)

Таблица 1.

Запускной дебит нефти, м3/сут

№ скв	Аналитика	Факт	Рейтинг
ГС 337	60,6	58,3	27,8
ГС 338	96,3	96,1	50,57
ГС 354	159,1	162,2	111,1

Рисунок 1. Сравнение фактических запускных дебитов с аналитическим расчётом

Как можно заметить, применимость аналитической модели достаточно высокая, что позволяет использовать данный подход как первую стадию при двухступенчатом моделировании.

Практическая значимость

В качестве объектов, к которым будет применен алгоритм двухступенчатого моделирования с целью определение оптимального числа стадий ГРП, выбраны ГС 304, пробурённый на пласт О4 Горного месторождения, и ГС 52 , проектируемый на пласт Зл2-1 Пограничного месторождения.

На первой стадии реализации двухступенчатого моделирования для рассматриваемых ГС применялся аналитический подход для определения оптимальных интервалов числа стадий ГРП, а также для сокращения дальнейших трудозатрат и количества вариантов для расчёта на ГДМ.

Использование аналитической модели позволило определить наиболее оптимальные интервалы числа стадий ГРП — для ГС 304 9-11 стадий, для ГС 52 8-10 стадий (Рисунок 2 и Рисунок 3).

Рисунок 2. Зависимость дебита ГС 304 от числа трещин ГРП

Рисунок 3. Зависимость дебита ГС 52 от числа трещин ГРП

Второй этап двухступенчатого моделирования предполагает применение результатов аналитических расчётов для сокращения числа вариантов расчёта. Однако в рамках данной работы, с целью дополнительного обоснования применимости аналитического подхода, на гидродинамических моделях было выполнено большее число итераций.

В результате расчётов на ГДМ пласта О4 Горного месторождения было получено, что за расчётный период (20 лет) максимальными технологическими показателями характеризуется вариант с 11 стадий ГРП и расстояние между портами 50 м (Рисунок 4). Данный результат подтверждает расчёты, полученные по аналитической модели (9-11 стадий). При этом дальнейшее увеличение стадий ГРП приводит к появлению интерференции между портами и сокращению объемов добычи нефти.

Рисунок 4. Накопленная добыча нефти ГС 304 за 20 лет

В результате расчётов на ГДМ пласта Зл2-1 Пограничного месторождения было получено, что за расчётный период (20 лет) максимальные технологические показатели получены по варианту с 10 стадиями МГРП и, расстояние между портами 40 м (Рисунок 5). В этом случае аналитическая модель также дала сопоставимый прогноз (8-10 стадий).

Рисунок 5. Накопленная добыча нефти ГС 52 за 20 лет

 

Заключение

Исходя из полученных результатов, по выполненной работе можно сделать ряд выводов:

1. Проверена применимость аналитической модели для расчёта дебита горизонтальных скважин в зависимости от числа стадий ГРП путём сопоставления фактических и расчётных данных

2. Реализован двухступенчатый подход к подбору оптимального числа стадий МГРП на горизонтальных скважинах Горного и Пограничного месторождений

3. Подобрано оптимальное количество стадий МГРП на горизонтальных скважинах Горного и Пограничного месторождений

Список литературы

1. С.В. Елкин, А.А. Алероев, Н.А. Веремко, М.В. Чертенков. Модель для расчета дебита горизонтальной скважины в зависимости от числа трещин гидроразрыва пласта // Нефт. хоз-во. – 2016. – № 1. – С. 64–67

2. Чжоу Цяофэн, Золотухин А. Б., Чжан Шичэн. Методика определения свойств трещин после проведения многоступенчатого гидроразрывапласта // Нефт. хоз-во. — 2016. — No 6. — С. 108–111.

3. Songgen, D. Yan, G. Jianchun, X. Yong, Z. Zhihong. Optimization of Staged-Fracturing in Heterogeneous Tight Gas Reservoirs of Western-Sichuan Gas Field // SPE 176145. – 2015.