Проведение гидравлического разрыва пласта на низкотемпературном карбонатном объекте
    Кулешов В.С., Павлов В.А., Леванов А.Н., Игнатьев Н.А., Черкасов С.Ф., Самойлов М.И., Хохлов Д.И., Нестеров П.В., Козырев А.А.


    ООО «Тюменский нефтяной научный центр», ФГБОУ ВО «ТИУ»,

    ООО «РН-ЦЭПиТР»,

    АО «Верхнечонскнефтегаз»

    В работе представлены особенности проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) на низкотемпературном (10–16 °С) карбонатном объекте, относящемся к трудноизвлекаемым запасам. Ранее для стимуляции объекта применялись кислотный ГРП и больше объемные соляно-кислотные обработки, однако данные технологии оказались экономически неэффективными, так как низкотемпературные карбонаты плохо реагируют с соляной кислотой и системами жидкости на ее основе. Дополнительно проведен ряд одиночных и многостадийных проппантных ГРП в скважинах с горизонтальным окончанием, однако по результатам запуска скважин отмечались высокие показатели газа в продукции скважин, что свидетельствует о прорыве трещины в нижележащий нефтегазонасыщенный пласт. С целью повышения эффективности операций ГРП выполнено построение 3D геомеханической модели объекта. Благодаря внедрению геомеханической модели удалось избежать прорыва трещин ГРП в нижележащий нефтегазонасыщенный пласт, при этом разница плановых и фактических значений мгновенного давления остановки закачки (ISIP) и давления закрытия (Pcl) не превышает 2 %. Совместная калибровка геомеханической модели и модели ГРП позволила подобрать объемы и темпы закачки, при которых стало возможным реализовать задачи, поставленные геологической службой перед инженерами в области ГРП. При проведении операций ГРП с муфтами BPS применяется компоновка с селективным двухчашечным пакером Сup-to-Сup (C2C), спущенная на 73 мм НКТ. Благодаря проделанной работе получен положительный результат, а успешность выполненных мероприятий подтверждается результатами запусков скважин после МГРП. Полученные значения запускных дебитов свидетельствуют о рентабельной разработке объекта.
    Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (ВЧНГКМ) является одним из крупнейших в Восточной Сибири, которое расположено примерно в 1 000 км к северу от озера Байкал. Климат данного региона резко континентальный, минимальное значение температуры достигает минус 56 °С, при этом среднегодовая температура также является отрицательной и составляет минус 5,5 °С
    Основными продуктивными горизонтами ВЧНГКМ являются (рис. 1): осинский горизонт усольской свиты (~1 200 м), усть-кутский горизонт тэтэрской свиты (~1 300 м), преображенский горизонт катангской свиты (~1 500 м) и верхнечонский горизонт непской свиты (~1 600 м). На текущий момент времени главным объектом разработки является верхнечонский горизонт, который представлен терригенными породами [1]. Более подробное описание Верхнечонского месторождения с точки зрения геологии и разработки представлено в работах [2–4]. Следует отметить, что ранее на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении реализован комплексный подход по оценке рисков проведения гидроразрыва пласта по площади путем внедрения 4D геомеханической модели в постоянно действующую геолого-технологическую модель месторождения [5].
    Рис. 1. Литолого-стратиграфическая схема Верхнечонского месторождения [7]
    В работе [6] авторами построена седиментологическая модель преображенского горизонта. На основе модели выделено четыре элемента, которые сформировались в различных фациальных условиях мелководного морского бассейна. Преображенский горизонт представлен карбонатными отложениями.
    Особенности геомеханического моделирования карбонатных коллекторов заключаются в отсутствии динамического отклика изменения скоростей при переходе от коллектора к неколлектору, в результате получаемые величины чистого давления, часто имеющие высокие значения, удается воспроизвести только с использованием различных величин параметра Био и увеличенных тектонических деформаций [8]. В таких условиях получение информации по керновым исследованиям о величине параметра Био, точных значениях величины напряжений в конкретных точках [9], анизотропии упругих свойств при наличии слоистых и глинистых отложений [10] в разрезе приобретают критическую значимость для построения достоверной геомеханической модели.
    Планирование и проведение геолого- технических мероприятий (ГТМ) карбонатных коллекторов сложнее, разнообразнее, а значит, интереснее, чем терригенных коллекторов. Неверно выбранный тип жидкости, объем или скорость закачки могут привести как к недостижению рентабельного скин-фактора, так и к кольматации пласта нерастворимыми продуктами реакции или эмульсиями. При этом поиск способа избавления от вышеуказанных осложнений может занять достаточно много времени и средств.
    В рассматриваемом проекте важный момент заключается в том, что интервал времени между работами на скважинах № 1 и № 2 и на скважинах № 3 и № 4 позволил отследить негативные тенденции, влияющие на технологическую успешность работ, провести анализ первых двух циклов МГРП № 1 и № 2), провести адаптацию геомеханической модели, плана обработки и жидкостей ГРП для следующих скважин (№ 3 и № 4).
    Основные сложности и неопределенности с точки зрения проведения ГРП, с которыми довелось столкнуться на первых двух скважинах:
    • высокие риски прорыва трещин ГРП в нижележащий нефтегазонасыщенный пласт ВЧ1-2 при калибровке мини-ГРП по данным записи давлений с поверхностных датчиков. Как следствие — отказ от ГРП на некоторых зонах, что приводит к снижению общего количества трещин ГРП, участвующих в добыче;
    • более низкие (относительно поверхностных данных) значения эффективных давлений по результатам интерпретации данных забойных давлений, что приводит к переоценке потенциала пласта вследствии приобщения дополнительной продуктивной мощности;
    • преждевременная остановка закачки (СТОП) при проведении ГРП в кровельной части пласта Б12(ПР) относительно нижней, что связано с ухудшением упруго-прочностных и фильтрационно-емкостных свойств;
    • величина трения на перфорационных отверстиях и в призабойной зоне пласта (ПВР/ПЗП), по поверхностным данным, кратно превышает трения после интерпретации по забойным данным, что приводит к снижению максимальной концентрации пропанта и, как следствие, к снижению проводимости трещин ГРП.
    В работе продемонстрирован положительный опыт проведения операций ГРП в низкотемпературном пласте, представленном карбонатными отложениями. Работы выполнены на пилотном кусту в рамках опытно-промышленных работ с привлечением специалистов в области разработки, ГРП, геомеханики и других. В рамках проекта создана единая цифровая модель месторождения, объединяющая отдельные геологическую, петрофизическую, гидродинамическую и геомеханическую модели месторождения. Благодаря выполненным работам становится возможным грамотно сформировать программу геолого-технических мероприятий, в том числе подобрать оптимальный объем закачки при ГРП.
    В качестве основного метода заканчивания и интенсификации добычи проектных скважин рассматривается бурение четырех горизонтальных скважин (ГС) с длиной горизонтальной секции 1 000 м с последующим проведением девяти операции МГРП. Элемент рядной системы разработки включает в себя две добывающие и две нагнетательные скважины с расстоянием между скважинами 400 м. На рисунке 2 приведена схема конструкций скважин, пробуренных в рамках опытно-промышленных работ. Следует отметить, что при проведении операций ГРП с муфтами BPS использовалась компоновка с манжетным селективным пакером
    Сup-to-Сup (С2С). В состав компоновки входят верхние и нижние чашки, центраторы, локатор муфт, глухой башмак с датчиком давления и так далее.
    Рис. 2. Конструкция скважин

    Текущий вариант расположения проектных скважин предполагает ориентацию горизонтальных секций добывающих и нагнетательных скважин вдоль минимального горизонтального напряжения. Данный сценарий предполагает преимущественный рост трещины ГРП перпендикулярно траектории ствола скважины. Типовой профиль напряжений и проводки скважины представлен на рисунке 3. Из рисунка видно, что разрез включает в себя глины, песчаник, доломиты (коллектор), доломиты (неколлектор), соли и фундамент.
    Рис. 3. Пример типовой проводки скважины на пласт ПР(Б12) с характерным профилем минимальных горизонтальных напряжений

    Опыт и сложности проведения ГРП на карбонатах
    В условиях карбонатов с большим вниманием необходимо относиться к следующим характеристикам слагающих разрез пластов:
    • упруго-прочностные и фильтрационно-емкостные свойства: мощность и напряженность пропластков, значения модуля Юнга и коэффициента Пуассона, пористость, проницаемость, пластовое давление и т.д. Это те характеристики, которые будут напрямую влиять на геометрию трещины разрыва, давления обработки, объем обработки, выбор пропанта;
    • состав пород: чистые известняки или доломиты, переслаивающиеся с терригенными отложениями. От минерального состава пород зависит тип выбранной основы жидкости: кислота, вода, углеводороды. В случае переслаивания доломитовых и терригенных отложений также необходимо предотвратить возможное набухание глин;
    • структура пласта: монолитный, трещиноватый, пористый или их комбинации и переслаивания. Понимание структуры пласта важно для выбора скорости обработки и расклинивающего агента: матричная обработка или разрыв пласта, с пропантом или без него;
    • характеристики соседних с целевым горизонтом объектов: чем представлены кровля и подошва, соседние продуктивные пласты. Мощность, качество и насыщенность соседних горизонтов — это основание для ограничений трещины или наоборот — для необходимости, возможности приобщения;
    • температура пластов, их насыщение и насыщение соседних продуктивных пластов. Необходимо понимать условия протекания химических реакций при взаимодействии горной породы с различными химическими составами. Необходимо убедиться в совместимости закачиваемых жидкостных систем с пластовыми флюидами, пластовых флюидов разных пластов между собой, отсутствии образований стойких нерастворимых эмульсий.

    Для интенсификации добычи из карбонатных коллекторов чаще всего прибегают к следующим видам ГТМ:
    • матричная обработка пласта [11]. Закачка кислотных составов, чистых или ингибированных в пласт со скоростями, исключающими рост забойного давления до давлений разрыва пласта. Как правило, применяется в условиях, когда проведение ГРП нецелесообразно в связи с возможным прорывом, приобщением газонасыщенных или водонасыщенных мощностей. Критерием выбора скважин под обработку является изменение, повреждение призабойной зоны пласта вследствие бурения, цементирования, манипуляций при ремонте скважин, процессов добычи или нагнетания;
    • кислотный гидроразрыв пласта [12]. Закачка кислотных составов, чистых или ингибированных в пласт со скоростями при давлениях, превышающих давления разрыва пласта. В отличие от матричных обработок, направленных на призабойную зону, гидроразрыв уже направлен на создание гидравлической трещины. Эффект будет определяться достигнутой проводимостью и эффективной протравленной полудлиной трещины, которые зависят от кислотного состава, объема, концентрации кислоты, скорости реакции, утечек в пласт [13];
    • гидравлический разрыв пласта с пропантом [14]. Операция, которая заключается в чисто механическом создании гидравлической трещины в пласте и наполнении ее пропантом. В отличие от кислотного гидроразрыва, где полудлина и проводимость трещины сохраняются за счет протравки стенок созданной трещины кислотой в результате химической реакции, в данном случае трещина сохраняется в раскрытом состоянии благодаря пропантной набивке;
    • комбинация кислотного и пропантного гидроразрыва пласта. Поочередная закачка в пласт кислотных композиций для создания и протравки трещины ГРП и пропантных стадий в геле на водной основе — для механической набивки созданных трещин, возможного отклонения и раскрытия новых трещин следующей стадией кислотного состава;
    • загущенная на ПАВ кислота [15]. Проведение гидроразрыва пласта с жидкостью на основе поверхностно-активных веществ позволяет развивать малые вертикали трещин ГРП с высокой остаточной проводимостью. Сложности заключаются в подборе системы ПАВ для конкретных температурных условий, совместимой с пластовыми флюидами. Загущенная на ПАВ кислота — модифицированная именно для карбонатных пластов композиция;
    • ГРП на синтетических полимерных системах. Как и системы на ПАВ, системы жидкости на синтетических полимерах обладают хорошей несущей способностью при сравнительно небольших вязкостях жидкости (до 100 сПз). Низкое значение вязкости позволяет удерживать вертикальную составляющую трещины ГРП там, где это необходимо.
    Успешность той или иной технологии будет зависеть от учета индивидуальных геологических особенностей и степени изученности объекта обработки.
    Интенсификация пласта Б12 (ПР), подготовка к проекту
    Снижение запасов нефти и газа в традиционных коллекторах вследствие их выработки диктует необходимость разработки месторождений, имеющих низкую проницаемость, высокую изменчивость и риски при текущих имеющихся технологиях, так называемые трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ). К таковым относится преображенский горизонт ВЧНГКМ.
    Как отмечалось ранее, преображенский горизонт представлен карбонатами и является одним из ключевых объектов в Восточной Сибири. Общие толщины изменяются в пределах 9,5–28,4 м при среднем значении 20,5 м. Средние эффективные толщины составляют 8,9 м, интервал изменения 0,8–16,6 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по пласту изменяются в диапазоне 8,1–11,8 м, в среднем составляя 8,9 м; газонасыщенная толщина варьируется в интервале 0,9–14,9 м. Среднее значение водонасыщенной толщины составляет 8,6 м. Среднее значение песчанистости по пласту составляет 0,04 доли единиц при средней расчлененности пласта на уровне 4. Объект, как уже указывалось, относится к трудноизвлекаемым запасам: по данным ГИС, среднее значение проницаемости составляет 1,6 мД, пористости — 10 %. Пластовая температура 10–16 °С, утвержденная 14 °С.
    Следует отметить, что для стимуляции объекта применялись различные технологии. Кислотный ГРП и большеобъемные соляно-кислотные обработки призабойной зоны скважины оказались экономически нецелесообразными, так как низкотемпературные доломиты плохо реагируют с соляной кислотой и системами жидкости на ее основе. Также в 2011–2012 годах на преображенском горизонте был проведен ряд одиночных и многостадийных пропантных ГРП в скважинах с горизонтальным окончанием, однако полученные результаты оказались неоднозначными ввиду фиксации газа в продукции скважин, что могло свидетельствовать о прорыве трещины ГРП в пласт ВЧ1.
    С учетом полученного ранее опыта от кислотных композиций (в любых вариантах) принято решение отказаться и сконцентрироваться на гуаровых полимерных системах, а именно на системе мгновенного сшивания [16].
    К особенностям выбранной системы жидкости можно отнести:
    • применение кросс-линкера мгновенного действия. Единственный работающий в низкотемпературных условиях кросс-линкер, доступный оператору ГРП. Его особенностью является практически полное отсутствие пластичности (восстановления после сдвиговых нагрузок), что хорошо видно на графике стабильности, где вязкость после каждой серии сдвигов не восстанавливается до начальных значений (рис. 4). Несущая способность достигается за счет запаса по начальной вязкости;
    Рис. 4. График стабильности системы ГРП мгновенного сшивания для ГРП на Б12 (ПР)
    для разрушения геля выбран деструктор энзимового типа [17], хорошо зарекомендовавший себя в условиях низких температур. Расфасованный на производстве в виде порошка, для подачи насосами жидкой химии должен быть разведен в жидкости. При этом соотношение деструктора и жидкости должно быть таким, чтобы насос жидкой химии подавал его без проблем в среднем диапазоне своих возможностей. Так, например, при расходе смеси 2,4 м3/мин, концентрации деструктора 0,5 л/м3 и пропорции разведения деструктора 1:100 насос жидкой химии работал уже на нижнем пределе своих возможностей, и дальнейшее снижение (при необходимости) концентрации или расхода неизбежно приводило к невозможности подачи деструктора с запланированным расходом. При проведении работ на Б12 плановые расходы смеси ГРП были на уровне 2,0 м3/мин, поэтому для обеспечения бесперебойной подачи деструктора проведены дополнительные исследования, направленные на определение возможности увеличения подачи смеси деструктора со снижением доли деструктора в единице ее объема: 1:100 с концентрацией 1,0 л/м3, 1:200 с концентрацией 2,0 л/м3, 1:300 с концентрацией 3,0 л/м3, 1:400 с концентрацией 4,0 л/м3 (рис. 5). Исследования подтвердили предположение о том, что степень разведения активного вещества деструктора без изменения его количества не влияет на стабильность жидкости ГРП. Следует отметить, что лабораторные исследования проводились при температуре 14 °С, которая соответствует пластовой температуре;
    Рис. 5. Сравнение стабильности системы ГРП на пласт
    Б12 (ПР) с различной концентрацией разведения деструктора при температуре
    14 °С

    • для предотвращения выноса керамического пропанта из трещины ГРП на последних стадиях качают пропант с полимерным покрытием [18]. Применяемое полимерное покрытие в силу своего низкотемпературного исполнения влияет на систему жидкости как дополнительный деструктор, снижая вязкость системы на максимальных пропантных стадиях. Для компенсации такого влияния пропанта с полимерным покрытием на соответствующих пропантных стадиях подается смесь с пониженной концентрацией деструктора и при необходимости с повышенной концентрацией кросс-линкера;
    • для предупреждения образования стойких водонефтяных эмульсий провели ряд тестов жидкости с различной концентрацией деэмульгатора, подобрав необходимую концентрацию (рис. 6). Из рисунка видно, что самое лучшее разделение фаз после получасового тестирования достигается при концентрации деэмульгатора 2,0 л/м3.
    Рис. 6. Подбор концентрации деэмульгатора (время тестирования 30 минут):
    а — 0,0 л/м3 деэмульгатора;
    б — 1,0 л/м3 деэмульгатора;
    в — 2,0 л/м3 деэмульгатора

    Перекрестная калибровка геомеханической модели
    и модели симулятора ГРП
    С целью минимизации рисков прорыва трещин ГРП в нижележащий нефтегазонасыщенный пласт ВЧ1 принято решение о проведении в 2020 году опытно-промышленных работ по реализации МГРП с учетом геомеханического моделирования.
    В ходе проведения работ на скважинах № 1 и № 2 калиброванные на результаты мини-ГРП модели симуляторов указывали на возможность прорыва трещины в нижележащий нефтегазонасыщенный горизонт ВЧ1-2 даже на минимальных объемах закачки (рис. 7). На рисунке видно, что нижняя граница трещины приобщает неблагоприятную зону и закрепляется в ней. Процесс моделирования гидравлического разрыва пласта выполнен в симуляторе РН-ГРИД и основан на численном решении Planar3D модели [19]. К наиболее значимым особенностям данного симулятора можно отнести сопряженное решение задач упругости, гидродинамики, а также переноса пропанта; математическая модель включает 3D подмодель упругости и 2D подмодель гидродинамики. Таким образом, реализованная математическая модель наиболее корректно описывает процесс ГРП и позволяет более точно выделить интервалы распространения трещины ГРП.
    Рис. 7. Пример расчетной геометрии ГРП массой 3 т после калибровки модели по результатам мини-ГРП

    Возможность прорыва трещины ГРП в нецелевые интервалы является существенным риском переоценки потенциала пласта в проекте. Поэтому на нескольких стадиях пришлось снижать до критических значений скорость закачки и загрузку гелланта — для минимизации вертикальной составляющей; однако в то же время указанные меры повлекли ряд осложнений в виде преждевременной остановки закачки, СТОП.
    Запуск скважин № 1 и № 2 после МГРП показал, что прорыва в ВЧ1-2 удалось избежать. Данное наблюдение позволило сделать вывод о большей напряженности подошвенной перемычки, чем ожидалось, что позволило скорректировать геомеханическую модель для скважин № 3 и № 4 и провести МГРП на них по менее рискованному дизайну [20]. Повысить точность геомеханического моделирования удалось за счет проведения расширенных лабораторных исследований на керне по определению константы Био [21] и анизотропии упругих свойств пород пласта [22], а также благодаря учету TIV-анизотропии при 3D геомеханическом моделировании [23].
    В итоге уже на третьей скважине работы на всех стадиях МГРП проведены в полном объеме с минимальными осложнениями. При этом разница плановых и фактических значений ISIP и Pcl не превышает 2 %.
    Дополнительно анализ эксплуатационных показателей скважин после проведения МГРП показал, что прорывов в нижележащий верхнечонский горизонт не допущено (рис. 8).
    Полученные значения газового фактора соответствуют газосодержанию преображенского горизонта, обводненности скважин близки к нулю, несмотря на высокую выработку запасов по нижерасположенному участку верхнечонского горизонта с обводненностью свыше 80 %.
    Рис. 8. Показатели работы горизонтальных скважин с МГРП

    С целью определения гидродинамической связи между целевым пластом ПР и нижележащим ВЧ1-2 выполнены мероприятия по увеличению закачки по нагнетательной скважине разрабатываемого объекта и фиксации изменения давления в расположенной над ней добывающей ГС с МГРП (гидропрослушивание). Двукратное увеличение приемистости скважин ППД продолжалось в течение полутора месяцев. По результатам мониторинга тренд давления по данным забойного датчика в добывающей скважине фактически не отреагировал на изменение приемистости ППД, что является признаком отсутствия приобщения ВЧ1-2 при проведении МГРП (рис. 9).
    Рис. 9. Определение гидродинамической связи между пластами ПР и ВЧ

    Для подтверждения отсутствия прорыва дополнительно выполнен комплекс геохимических исследований по сопоставлению составов углеводородов преображенского и верхнечонского горизонтов — так называемый Geochemical Fingerprints [24]. В рамках данной работы были изучены компонентный состав газа, изотопный состав компонентов газа, физико-химические характеристики нефти, а также молекулярный состав нефти и состав биомаркеров по 9 скважинам пласта ПР и 8 скважинам пласта ВЧ1-2 на первом этапе и по 11 скважинам пласта ПР и 21 скважине пласта ВЧ1-2 во время второго этапа. Анализ проб добываемого газа свидетельствует о существенном отличии состава растворенного газа преображенского горизонта от газа газовой шапки ВЧ1-2. Среди физико-химических свойств и молекулярного состава нефти найдены параметры, позволяющие однозначно отличать нефти разных пластов и сделать вывод об отсутствии сообщения по трещинам ГРП (рис. 10).
    Рис. 10. Результаты геохимических исследований нефти преображенского и верхнечонского горизонтов

    Дополнительным фактором, подтверждающим отсутствие прорыва трещин ГРП в зоне скважин
    №№ 1–4 в нижележащий пласт ВЧ1-2 является анализ данных давлений, полученных с забойных датчиков (рис. 11). Из рисунка видно, что забойное давление до начала закачек на пласт ВЧ1-2 составляет ~90 атм (синяя линия), в то время как до начала закачек на Б12 — 160 атм (красная и зеленая линии). Аналогичные рассуждения верны и для мгновенных давлений остановки закачки (ISIP). Также видно, что на протяжении выполнения всех стадий МГРП наблюдается повышенное рабочее давление закачки. Следует отметить, что расстояние между забоями скважин №№ 1–4 и забоем скважины с ГРП ВЧ1-2 составляет 1 500–2 200 метров.
    Рис. 11. Сравнение забойных давлений обработки на Б12 и ВЧ1-2

    Трения на линейном геле
    Также на первых скважинах наблюдались высокие расчетные трения в зоне перфораций. Высокие трения на перфорации — это риск при закачке высоких концентраций пропанта. Следовательно, для минимизации рисков при ГРП принято решение о снижении максимальной концентрации пропанта, что в свою очередь негативно сказывается на проводимости трещины ГРП. После извлечения забойных манометров первой пары скважин и расшифровки манометров оказалось, что фактические сопротивления на перфорации кратно ниже рассчитанных по поверхностным
    данным (табл. 1).
    Табл. 1. Сравнение расчетных трений на ПЗП/ПВР по устьевым данным с забойными. Скважина № 2

    Исходя из полученных результатов, сделано предположение о влиянии энзимного брейкера на линейный гель, который качали на продавочных стадиях, и некорректности используемых коэффициентов трений в НКТ для такого геля. В условиях низких температур альтернативы энзимному брейкеру на локации не было, поэтому заменить его брейкером другого типа не представлялось возможным. В связи с этим для проверки версии о влиянии брейкера на коэффициенты трений на последующих работах от применения брейкера в линейных продавочных стадиях отказались.
    Дополнительно на скважине № 3 помимо забойного манометра спущен дополнительный на стыке 88,9 мм и 73,0 мм НКТ. Таким образом, получена возможность провести калибровку модели трений в НКТ (рис. 12, 13). На рисунке представлена зависимость коэффициента трения в НКТ диаметром 73 мм (желтая линия) и диаметром 89 мм (красная линия) в зависимости от расхода в момент остановки закачки (серая линия).
    Рис. 12. Калибровка модели трений в НКТ

    Рис. 13. Зависимость коэффициента трения от расхода

    Уже на скважине № 3 отмечается снижение расчетных трений на перфорациях, а отклонение от забойных данных было на порядок ниже. Сводная информация по трениям после выполнения калибровки представлена в таблице 2. Таким образом, исключение неопределенностей по трениям позволило избежать необоснованного занижения концентрации пропанта.
    Табл. 2. Сравнение расчетных трений на ПЗП/ПВР по устьевым данным с забойными. Скважина № 4

    Кулешов В.С., Павлов В.А., Леванов А.Н., Игнатьев Н.А., Черкасов С.Ф., Самойлов М.И., Хохлов Д.И., Нестеров П.В., Козырев А.А.

    ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия, ФГБОУ ВО «ТИУ», Тюмень, Россия,
    ООО «РН-ЦЭПиТР» Тюмень, Россия

    kuleshovvs@gmail.com
    В работе показаны особенности проведения гидравлического разрыва пласта на низкотемпературном карбонатном объекте с последующим анализом работы скважин. Для повышения точности моделирования выполнены дополнительные лабораторные исследования на керне по определению константы Био и анизотропии упругих свойств пород пласта. Для подтверждения успешности операций ГРП выполнен комплекс гидродинамических и геохимических исследований.
    карбонатный коллектор, МГРП, низкая температура, геомеханическое моделирование
    Кулешов В.С., Павлов В.А., Леванов А.Н., Игнатьев Н.А., Черкасов С.Ф., Самойлов М.И., Хохлов Д.И., Нестеров П.В., Козырев А.А. Проведение гидравлического разрыва пласта на низкотемпературном карбонатном объекте // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 6. С. 39–46.
    DOI: 10.24412/2076-6785-2023-6-39-46
    26.02.2023
    УДК 550.8.014:550.822.3
    DOI: 10.24412/2076-6785-2023-6-39-46
    Рекомендуемые статьи
    Геология
    Реконструкция формирования пласта Д0
    Описание кернового материала и заключение ГИС как оценка обстановки осадконакопления
    Автоматизация
    Зоны стабильности газовых гидратов
    Алгоритм машинного обучения для прогнозирования условий гидратообразования
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (495) 414-34-88
    office@runeft.ru