Аннотация

В статье проанализирована зависимость дебита жидкости горизонтальной скважины с проведением многостадийного гидроразрыва пласта к различным технологическим параметрам; проведен анализ результатов по модели  С.В. Елкина, А.А. Алероева, Н.А. Веремко, М.В. Чертенкова и сделаны выводы.

Ключевые слова: дебит скважины, гидравлический разрыв пласта (ГРП), многостадийный ГРП, метод оценки дебита.

Abstract

In the article the dependence of the well production rate in a horizontal well with a multi-stage fracturing of the formation to various technological parameters are analyzed; an analysis of the results of S.V. Elkin, A.A. Aleroev, N.A. Veremko, M.V. Chertenkov model and conclusions are drawn.

Keywords: well production rate, hydraulic fracturing of a formation (HFF), multi-stage hydraulic fracturing (MSHF), method of production rate estimation.

В современных условиях высокой выработки легкоизвлекаемых запасов нефти необходимо уделить особое внимание технологиям, позволяющим вовлекать в разработку низкопроницаемые неоднородные коллекторы. Разработка таких объектов возможна при использовании технологии бурения горизонтальных скважин (ГС) с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) [1]. Конструкция ГС с МГРП позволяет увеличить площадь дренирования запасов, и, соответственно, ввести в разработку нерентабельные запасы, а также повысить коэффициент нефтеизвлечения (КИН).

Высокая стоимость бурения ГС и проведения МГРП предусматривает тщательное планирование и расчёт на этапе проектирования для оценки экономической целесообразности.

В данной статье обсуждаются зависимости потенциального дебита ГС от таких технологических параметров, как число трещин ГРП и полудлина трещины. Расчёты выполнены с использованием модели, предложенной авторами работы [2], учитывающей угол отклонения трещин от нормали к скважине. Дебит жидкости ГС (QЖ) по данной модели рассчитывается как сумма дебита жидкости крайних трещин (QD) вследствие псевдорадиального притока и дебита притока жидкости к границе трещинного пространства (Q) при исключении внешних частей зон дренирования крайних трещин:

(1)

С учётом угла отклонения трещин от нормали к скважине, дебит притока жидкости к границе трещинного пространства при исключении внешних частей зон дренирования крайних трещин, согласно представлениям С.В. Елкина, А.А. Алероева, Н.А. Веремко и М.В. Чертенкова, можно оценить по формуле:

(2)

где N – число трещин;  — полудлина трещины; α — угол между нормалью к скважине и направлением трещины; R — радиус дренирования; — промежуточное давление на границе межтрещинного пространства, которое рассчитывается с помощью выражения:

(3)

Дебит крайних трещин вследствие псевдорадиального притока, в свою очередь, рассчитывается по формуле:

(4)

Дебит жидкости ГС с МГРП рассчитан для условий объекта У2 Утёвского месторождения (Самарская область).

Коллекторами пласта У2 служат органогенно-обломочные известняки, нередко доломитизированные, с прослоями плотных, ангидритизированных карбонатов. Покрышкой для залежей служат ангидритизированные известняки и ангидриты толщиной 10 и более метров. Залежь пластово-сводового типа с узкой водонефтяной зоной.

Пласт У2 представлен несколькими (от 1 до 4) проницаемыми пропластками, толщиной от 0,4 м до 7,1 м, разделёнными плотными прослоями толщиной от 0,2 м до 4,3 м. Общая толщина пласта достигает 9,4 м. Нефтенасыщенная толщина пласта 6,0 м. Средняя проницаемость пласта равна 0,025 мкм².

Пластовая нефть, рассматриваемого объекта относится к особо лёгким – с плотностью 779,0 кг/м³, с незначительной динамической вязкостью 2,34 мПа×с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 7,28 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 64,29 м³/т.

После дифференциального разгазирования: плотность нефти – 831,0 кг/м³, газосодержание – 52,99 м³/т, объёмный коэффициент – 1,158, динамическая вязкость нефти – 8,77 мПа×с.

Исходные данные для расчёта потенциального дебита ГС с МГРП представлены в таблице 1.

Таблица 1.

Исходные данные

Параметры	Размерность	Значение
Проницаемость пласта k, 10-3	мкм2	25
Эффективная толщина пласта, h	м	6
Длина ГС, L	м	500
Объемный коэффициент нефти, b	доли ед.	1,158
Вязкость жидкости, µ	мПа·с	2,44
Радиус дренирования, R	м	350
Полудлина трещины,	м	50
Пластовое давление, РП	атм	130
Забойное давление, Рз	атм	70

Результаты расчёта с использованием уравнений (1)-(4) представлены на рисунке 1 в виде графической зависимости дебита жидкости и промежуточного давления на границе межтрещинного пространства от числа трещин ГРП.

Рисунок 1 — Зависимость дебита жидкости ГС и промежуточного давления на границе межтрещинного пространства от числа трещин ГРП.

Как видно из рисунка 1, дебит жидкости стремительно растёт при увеличении числа трещин ГРП. Однако при числе трещин больше 7 прироста дебита жидкости не наблюдается.

Представляет также интерес оценка влияния на показатели МГРП геометрических характеристик трещин, в частности, их направления и полудлины.

На рисунке 2 представлены зависимости дебита ГС от числа трещин ГРП при разных значениях угла α между нормалью к скважине и направлением трещины.

Рисунок 2 — Зависимость дебита жидкости от числа трещин ГРП при разных значениях угла между нормалью к скважине и направлением трещины.

Из рисунка 2 можно следуют два вывода. Первый: при числе трещин от 2 до 4 дебит жидкости с увеличением значения угла между нормалью к скважине и направлением трещины растёт. Второй: при числе трещин больше 4 зависимость меняется, и дебит жидкости растёт с уменьшением значения угла между нормалью к скважине и направлением трещины.

На рисунке 3 представлены зависимости дебита жидкости от числа трещин ГРП для их различных полудлин.

Рисунок 3 — Зависимость дебита жидкости от числа трещин ГРП для различных полудлин.

Из рисунка 3 следует: чем больше полудлина трещины, тем больше дебит, вне зависимости от количества созданных трещин. Следовательно, для повышения эффективности ГС с МГРП, в случае отсутствия геологических ограничений, необходимо стремиться к созданию более протяжённых трещин, что увеличит площадь дренирования запасов.

По результатам расчётов и анализа геологической ситуации можно заключить: оптимальными технологическими параметрами для ГС с МГРП на объекте У2 Утёвского месторождения являются полудлина трещины 100 м, угол между нормалью к скважине и направлением трещины 0 градусов (трещина перпендикулярна к скважине и параллельна кровле и подошве пласта) и 6 стадий ГРП при длине горизонтального окончания ствола 500 м.

Список используемых источников информации

1.Гилаев, Г.Г. Гидроразрыв пласта в вертикальных и горизонтальных скважинах; учеб. пособие / Г.Г. Гилаев, В.А. Ольховская, Г.Г. Гилаев, В.М. Хафизов. – И.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2020. – 304 с.

2.Елкин, С.В. Учёт влияния отклонения трещин от перпендикулярного положения к горизонтальной скважине на дебит жидкости после многозонного гидроразрыва пласта / С.В. Елкин, А.А. Алероев, Н.А. Веремко, М.В. Чертенков // Нефтепромысловое дело. — 2016. — №10. — С.37-42.