Технологии ГРП ачимовских отложений Уренгойского НГКМ. Сравнительный анализ подходов

В данной работе проведен сравнительный анализ подходов по проведению ГРП на ачимовских отложениях Уренгойского месторождения с помощью численного моделирования в специализированном программном обеспечении FracPRO и tNavigator.

Ачимовские отложения Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения залегают на глубинах от 3,2 до 3,8 км и имеют cпецифические геолого-геофизические параметры: аномально высокое пластовое давление 61 МПа, высокая пластовая температура 105–115 0С, низкая проницаемость пород 0,1–10 мД, высокое содержание конденсата в газе 275–400 г/м3, резкая фациальная неоднородность по разрезу и площади, одновременное залегание в пластах конденсатосодержащего газа и нефти, наличие локальных депрессионных воронок. Отложения представлены продуктивными залежами с общими запасами в размере 3,2 трлн м3 газа, 1,1 млрд тонн конденсата и 2,3 млрд тонн нефти. В 2011 году специалистами компании «ТюменьНИИгипрогаз» была разработана «Единая технологическая схема разработки залежей углеводородного сырья ачимовских отложений Уренгойского месторождения», которая позволила определить стратегию разработки и учесть интересы всех недропользователей [1].

В периоды опытно-промышленной эксплуатации и промышленной разработки ачимовских залежей Уренгойского НГКМ выполнено значительное количество работ по интенсификации притока углеводородов методом ГРП по различным технологиям. На сегодняшний день разработка ачимовских залежей также связана со строительством скважин с последующим выполнением ГРП. Важно отметить, что является очевидным факт безальтернативности технологии ГРП в условиях низкопроницаемых коллекторов ачимовских отложений Уренгойского месторождения для обеспечения высокой продуктивности скважин.

С целью оптимизации принятия решений по ГРП на Уренгойском НГКМ специалистами ООО «Газпром геологоразведка» был разработан внутренний стандарт по единому подходу к формированию адресных рекомендаций для проведения первичной и повторной интенсификации притока [2] на основании накопленной информации за период разработки месторождения и анализа мирового опыта применения технологий ГРП/МГРП, который также можно проследить в работах В.С. Соколова [3], А. Алексеева [4], Н.Р. Кривова [5], А. Белова [6], И.Р. Дияшева [7], А. Сердюка [8], А. Юдина [9], П.И. Елисеева [10], В.Э. Русмиленко [11] и др.

Начальным этапом анализа подходов по проведению ГРП является создание одномерной модели разреза скважины в пределах продуктивных ачимовских пластов Ач3, Ач4 и Ач5 на основе результатов интерпретации геофизических исследований скважины и данных постоянно действующей гидродинамической модели Уренгойского месторождения. Благодаря полученной одномерной модели разреза и анализу опыта ранее проведенных операций на данном участке месторождения в симуляторе FracPro спроектированы дизайны ГРП.

Далее выполнены расчеты показателей добычи газа в гидродинамическом симуляторе tNavigator компании RFD [12] на примере одиночной добывающей скважины XА17. В работе была использована секторная модель месторождения. Направление траектории трещин были заданы на основании результатов микросейсмического мониторинга гидроразрыва пласта, таким образом азимут вектора максимальной напряженности горной породы составляет 130 и 310 градусов относительно севера. Сформированные ранее дизайны трещин ГРП были реализованы в гидродинамическом симуляторе с помощью ключевого слова WFRACP. Продолжительность расчетного периода для проведения экономической оценки принята равной одному году, в связи с необходимостью поддерживать постоянный и одинаковый режим работы скважины, а именно устьевое давление, дебит газа и коэффициент эксплуатации скважины, при различных вариантах ГРП.

Для технико-экономической оптимизации использовалась упрощенная экономическая модель [13], наилучший вариант выбирался исходя из максимального значения чистого дисконтированного дохода (NPV). Расчет эффекта от ГРП рассчитывался относительно базового варианта без ГРП. Затраты на проведение 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 уровня отсыпанного интервала, тестовые закачки, основной ГРП (без учета стоимости проппанта и жидкости разрыва), а также затраты, зависящие от массы проппанта в расчете на одну тонну, которые представлены в ценах 2020 года.

В сравнении рассматривались несколько вариантов. Сначала рассматривался вариант на основе результатов интерпретации геофизических исследований (РИГИС), проведенных на скважине XA17, которые представлены в таблице 1, и действующего алгоритма выбора методов первичной интенсификации притока, согласно которому рекомендуется проведение стандартного большеобъемного ГРП массой 300 тонн совместного на пласты Ач3 и Ач4 и большеобъемного ГРП массой 200 тонн селективного на пласт Ач5. При этом проектная полудлина трещины должна составлять более 150 метров для пласта Ач3-4 и более 250 метров для пласта Ач5.

Следующим вариантом рассматривалось проектирование селективных ГРП на каждый пласт (Ач3, Ач4 и Ач5) без прорыва трещины в соседний пласт с шагом 50 тонн. Сводные параметры полученных трещин при проведении селективного ГРП на пласт Ач3 представлены в таблице 2, а параметры полученных трещин на пласт Ач4 и Ач5 представлены в таблице 3.

Читать полностью