Оптимизация способов заканчивания скважин для низкопроницаемого газового коллектора туронского яруса
Выломов Д.Д., Шульгин П.А.,
Снохин А.А.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
ООО «Кынско-Часельское нефтегаз»
Сформирован комплексный подход по обоснованию конструкций проектных газовых скважин, учитывающий накопленный опыт по формированию стратегии и технологии разработки туронского яруса. Создана матрица решений по выбору оптимального способа заканчивания скважин в зависимости от насыщения (чисто газовая и водогазовая зоны) и фильтрационно-емкостных свойств (в частности Kh). Разработана экспресс-оценка по выбору способа заканчивания скважин для слабоизученных и неразбуренных зон.
Введение
Рассмотрим терригенные верхнемеловые отложения туронского яруса на примере одного из нефтегазоконденсатных месторождений Красноселькупского района Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). По размеру запасов месторождение классифицируется как крупное,
в разработку не введено (greenfield). На месторождении запроектировано расположение кустовых площадок и утверждены проектные уровни добычи газа с учетом синергии всех объектов разработки. В связи с этим авторами настоящей статьи рассмотрена возможность оптимизации разработки именно в части технологии (конструкции скважин).
Ресурсы газовых залежей турона относят к категории трудноизвлекаемых, они характеризуются наличием значительной неоднородности, низкими продуктивными характеристиками скважин, ухудшенными фильтрационно-емкостными и коллекторскими свойствами пластов [1].
В части подбора технологии рентабельного вовлечения запасов в разработку в условиях низкой проницаемости и плохой связности коллекторов важную роль играет выбранная траектория скважины, количество стадий гидроразрыва пласта (ГРП), объем закачиваемого проппанта и параметры дизайна гидравлического разрыва пласта [2].
в разработку не введено (greenfield). На месторождении запроектировано расположение кустовых площадок и утверждены проектные уровни добычи газа с учетом синергии всех объектов разработки. В связи с этим авторами настоящей статьи рассмотрена возможность оптимизации разработки именно в части технологии (конструкции скважин).
Ресурсы газовых залежей турона относят к категории трудноизвлекаемых, они характеризуются наличием значительной неоднородности, низкими продуктивными характеристиками скважин, ухудшенными фильтрационно-емкостными и коллекторскими свойствами пластов [1].
В части подбора технологии рентабельного вовлечения запасов в разработку в условиях низкой проницаемости и плохой связности коллекторов важную роль играет выбранная траектория скважины, количество стадий гидроразрыва пласта (ГРП), объем закачиваемого проппанта и параметры дизайна гидравлического разрыва пласта [2].
С учетом накопленного опыта по месторождениям-аналогам, согласно обоснованным ранее проектным решениям на туронский объект запланировано бурение горизонтальных скважин (ГС) длиной 800 м с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) (3 стадии). Однако,
в отличие от пластово-сводовой залежи туронского яруса месторождения-аналога 1, туронский объект исследуемого месторождения представлен двумя пластами: Т₁ и Т₂, отделенными друг
от друга тонкой глинистой перемычкой. Кроме того, пласт Т₂ повсеместно подстилается подвижной подошвенной водой, и возникает неопределенность в объеме проппанта с целью не прорыва трещины гидроразрыва в воду.
Ввиду выявленных отличий тиражирование проектных решений с месторождения-аналога в чистом виде нецелесообразно и необходимо формирование нового подхода, направленного на оптимизацию существующих решений для условий низкопроницаемого газового коллектора туронского яруса рассматриваемого месторождения.
в отличие от пластово-сводовой залежи туронского яруса месторождения-аналога 1, туронский объект исследуемого месторождения представлен двумя пластами: Т₁ и Т₂, отделенными друг
от друга тонкой глинистой перемычкой. Кроме того, пласт Т₂ повсеместно подстилается подвижной подошвенной водой, и возникает неопределенность в объеме проппанта с целью не прорыва трещины гидроразрыва в воду.
Ввиду выявленных отличий тиражирование проектных решений с месторождения-аналога в чистом виде нецелесообразно и необходимо формирование нового подхода, направленного на оптимизацию существующих решений для условий низкопроницаемого газового коллектора туронского яруса рассматриваемого месторождения.
Обоснование оптимального варианта разработки. Лучшие практики
При подготовке любого нефтегазоконденсатного месторождения к запуску необходимо формирование стратегии и технологии разработки. Под стратегией понимается система разработки, темп ввода отдельных участков залежи и срок ввода дожимных компрессорных станций (ДКС).
Под технологией — типы заканчивания скважин, а также планируемые геолого-технические мероприятия (ГТМ).
В настоящее время в отрасли не существует единой методологии поиска оптимального варианта разработки газовых и газоконденсатных залежей. В зависимости от поставленных целей, ограничений по времени и технологических возможностей можно выделить несколько подходов к поиску оптимального варианта разработки: подход «Проектного документа», бессистемный набор вариантов, системный перебор вариантов, алгоритмы оптимизационного поиска и расширенные авторские подходы [3].
Стоит отметить предлагаемый подход по выбору оптимального варианта разработки газовых и газоконденсатных объектов на основе теории укрупненной скважины, описанный авторами
статьи [3]. С помощью него определены зоны размещения проектных скважин, а также темпы отбора газа, описанные в источнике [4].
Под технологией — типы заканчивания скважин, а также планируемые геолого-технические мероприятия (ГТМ).
В настоящее время в отрасли не существует единой методологии поиска оптимального варианта разработки газовых и газоконденсатных залежей. В зависимости от поставленных целей, ограничений по времени и технологических возможностей можно выделить несколько подходов к поиску оптимального варианта разработки: подход «Проектного документа», бессистемный набор вариантов, системный перебор вариантов, алгоритмы оптимизационного поиска и расширенные авторские подходы [3].
Стоит отметить предлагаемый подход по выбору оптимального варианта разработки газовых и газоконденсатных объектов на основе теории укрупненной скважины, описанный авторами
статьи [3]. С помощью него определены зоны размещения проектных скважин, а также темпы отбора газа, описанные в источнике [4].
Альтернативный подход поиска оптимума описан в работе [5]. Предлагаемый алгоритм позволяет найти локальный (при большом количестве итерации — глобальный) оптимум (рекомендуемый вариант) намного быстрее, чем системный перебор вариантов и известный метод оптимизации — «рой частиц» [6].
При учете всего описанного выше авторами настоящей статьи сформирован собственный методологический подход по обоснованию оптимального способа заканчивания скважин, учитывающий сильные стороны альтернативных подходов и при этом имеющий ряд преимуществ над ними:
При учете всего описанного выше авторами настоящей статьи сформирован собственный методологический подход по обоснованию оптимального способа заканчивания скважин, учитывающий сильные стороны альтернативных подходов и при этом имеющий ряд преимуществ над ними:
- рассмотрение в отдельном ключе чисто газовой (ЧГЗ) и водогазовой (ВГЗ) зон;
- выделение как в ЧГЗ, так и в ВГЗ характерных зон проводимости пласта (Kh) и обоснование оптимальных способов заканчивания для каждой из них (разбивка Kh как по K, так и по h);
- расширение диапазонов варьирования Kh, расстояния между портами ГРП (LГРП) и длин горизонтальных участков скважин (LГС);
- учет и варьирование тоннажа проппанта для зон Kh, в зависимости от эффективных газонасыщенных толщин (hЭФФ.Г.Н.) (рис. 1).
Рис. 1. Блок-схема авторского подхода
Необходимо отметить, что логическим итогом настоящей работы будет являться матрица решений по выбору оптимальных конструкций скважин в зависимости от насыщения (ЧГЗ и ВГЗ)
и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) (в частности Kh). Кроме того, будет предпринята попытка формирования некоторой функции F для проведения экспресс-оценки типов заканчивания в слабоизученных и неразбуренных зонах пласта.
и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) (в частности Kh). Кроме того, будет предпринята попытка формирования некоторой функции F для проведения экспресс-оценки типов заканчивания в слабоизученных и неразбуренных зонах пласта.
Существующие проектные решения
Месторождение-аналог 1 находится на стадии опытно-промышленной разработки (ОПР). Эволюция проектных решений последних лет прослеживается в работах [7–10]. Согласно актуальным проектным решениям рекомендуемый способ заканчивания — ГС 800 м + 3–4 стадии ГРП
по 150–200 т проппанта/стадию.
Месторождение-аналог 2 в свою очередь уже введено в полномасштабную разработку (ПМР). Результаты проведенных на месторождении мероприятий частично освещены в работе [7],
где наиболее предпочтительный способ заканчивания для условий турона — ГС с МГРП.
Текущая рекомендуемая конструкция скважин туронского объекта на рассматриваемом месторождении обоснована в работе [4] и является единой для всей площади простирания залежи. Отмеченная конструкция (ГС 800 м + 3 стадии ГРП) согласуется с проектными решениям на туронский объект по месторождениям-аналогам.
по 150–200 т проппанта/стадию.
Месторождение-аналог 2 в свою очередь уже введено в полномасштабную разработку (ПМР). Результаты проведенных на месторождении мероприятий частично освещены в работе [7],
где наиболее предпочтительный способ заканчивания для условий турона — ГС с МГРП.
Текущая рекомендуемая конструкция скважин туронского объекта на рассматриваемом месторождении обоснована в работе [4] и является единой для всей площади простирания залежи. Отмеченная конструкция (ГС 800 м + 3 стадии ГРП) согласуется с проектными решениям на туронский объект по месторождениям-аналогам.
Секторные гидродинамические модели
Драйвером реализации авторской логики являются численные расчеты секторных гидродинамических моделей (СГДМ). Под СГДМ понимается синтетическая усредненная модель продуктивного пласта, сохраняющая исходное распределение песчанистости, расчлененности и ФЕС из геологической модели (ГМ) (рис. 2).
Рис. 2. Воспроизведение ФЕС из ГМ в СГДМ
С целью формирования базового пула СГДМ на основе распределения Kh в ГМ произведена разбивка ЧГЗ и ВГЗ на характерные зоны проводимости. Для каждой из зон рассчитаны
средние эффективные проницаемости (KЭФФ.) и средние эффективные газонасыщенные
толщины (hЭФФ.Г.Н.).
Для ЧГЗ туронского объекта рассматриваемого месторождения практически отсутствует изменчивость hЭФФ.Г.Н. по площади при варьировании Kh, что свидетельствует об изменчивости только параметра проницаемости — создано 3 СГДМ (рис. 3).
средние эффективные проницаемости (KЭФФ.) и средние эффективные газонасыщенные
толщины (hЭФФ.Г.Н.).
Для ЧГЗ туронского объекта рассматриваемого месторождения практически отсутствует изменчивость hЭФФ.Г.Н. по площади при варьировании Kh, что свидетельствует об изменчивости только параметра проницаемости — создано 3 СГДМ (рис. 3).
Рис. 3. Гистограмма средних hЭФФ.Г.Н. и KЭФФ. для диапазонов Kh
в пределах ЧГЗ
в пределах ЧГЗ
В отличие от ЧГЗ для ВГЗ присутствует изменчивость по площади как по толщинам, так и по проницаемости — создано 4 СГДМ (рис. 4).
Рис. 4. Гистограмма средних hЭФФ.Г.Н. и KЭФФ. для диапазонов Kh
в пределах ВГЗ
в пределах ВГЗ
Следующим шагом произведена настройка СГДМ на технологические показатели разработки из авторской ГДМ (АГДМ). Основные инструменты настройки — размер сектора (величина начальных геологических запасов) и проницаемость продуктивного пласта. В качестве критерия успешности выбран комплексный параметр P/z — отношение величины пластового давления к коэффициенту сверхсжимаемости газа. Данный параметр характеризует тренд падения пластового давления в процессе отбора газа из залежи.
В первую очередь были настроены СГДМ для зон Kh 55–145 мД×м в ЧГЗ и ВГЗ, т.к. именно в эти зоны попадает большинство проектных скважин (рис. 5).
В первую очередь были настроены СГДМ для зон Kh 55–145 мД×м в ЧГЗ и ВГЗ, т.к. именно в эти зоны попадает большинство проектных скважин (рис. 5).
Рис. 5. Сходимость динамики пластового давления в СГДМ
и АГДМ (ЧГЗ)
и АГДМ (ЧГЗ)
Полученные результаты свидетельствуют о том, что тренд падения пластового давления при выработке запасов в СГДМ (линия оранжевого цвета) лежит в центре диапазона кривых, характеризующих аналогичный процесс для проектных скважин в АГДМ. Данный факт подтверждает требуемую точность настройки СГДМ и позволяет рекомендовать их в качестве основы для обоснования конструкций скважин.
Диапазоны варьирования
С учетом существующих проектных решений для скважин на месторождениях-аналогах (минимальные и максимальные значения Lгс и NГРП) [9, 11] установлены рекомендуемые шаги вариации оптимизируемых параметров (табл. 1).
Табл. 1. Диапазоны варьирования
Обоснование оптимального LГРП и тоннажа проппанта
На основе имеющихся исследований и учета фактических промысловых данных результатов ГРП на месторождениях-аналогах подготовлена геомеханическая модель объекта турон рассматриваемого месторождения. Далее проведены расчеты с варьированием тоннажа проппанта в зависимости от hЭФФ.Г.Н. (ЧГЗ, ВГЗ) с целью работы только в пласте Т1 без подключения Т2 (для исключения возможности приобщения нижних водонасыщенных пропластков). Таким образом, для ЧГЗ рекомендован ГРП 30 т/порт; для ВГЗ Kh < 25 мД×м проведение ГРП не рекомендовано; для
ВГЗ 25 < Kh < 55 мД×м 10 т/порт; для ВГЗ 55 < Kh < 265 мД×м 20 т/порт (рис. 6).
ВГЗ 25 < Kh < 55 мД×м 10 т/порт; для ВГЗ 55 < Kh < 265 мД×м 20 т/порт (рис. 6).
Рис. 6. Тоннаж проппанта в зависимости от hЭФФ.Г.Н.
На базе постоянной длины ГС (800 м) оценены различные варианты расположения портов ГРП в зависимости от шага варьирования между ними (50 м). По ходу расчетов отсеяны варианты с одинаковым количеством портов при меньших расстояниях между ними (например, 300 и 350 м для трех портов), так как при сближении трещин возникает интерференция, характеризующаяся снижением экономической эффективности.
В результате варьирования расстояния между портами ГРП для зон Kh в ЧГЗ проведена экономическая оценка по параметрам NPV (Net present value — чистая приведенная стоимость)
и Pi (Profitability Index — индекс доходности) (рис. 7). Рекомендуемое расстояние между портами ГРП составило: для Kh > 145 мД×м LГРП = 450 м (2 стадии), 55 < Kh < 145 мД×м LГРП = 400 м (3 стадии) и
Kh < 55 мД×м LГРП = 250 м (4 стадии).
В результате варьирования расстояния между портами ГРП для зон Kh в ЧГЗ проведена экономическая оценка по параметрам NPV (Net present value — чистая приведенная стоимость)
и Pi (Profitability Index — индекс доходности) (рис. 7). Рекомендуемое расстояние между портами ГРП составило: для Kh > 145 мД×м LГРП = 450 м (2 стадии), 55 < Kh < 145 мД×м LГРП = 400 м (3 стадии) и
Kh < 55 мД×м LГРП = 250 м (4 стадии).
Рис. 7. Технико-экономические обоснования LГРП в ЧГЗ в зависимости от Kh
В аналогичном ключе выполнено варьирование и для ВГЗ. Рекомендуемое расстояние между портами ГРП составило: для Kh > 145 мД×м LГРП = 450 м (2 стадии), 55 < Kh < 145 мД×м LГРП = 400 м (3 стадии) и Kh < 55 мД×м LГРП = 200 м (5 стадий).
В результате ТЭО оптимального LГРП и тоннажа проппанта для каждой зоны проводимости в ЧГЗ и ВГЗ выявлена необходимость в увеличении количества портов ГРП при снижении ФЕС (Kh).
В результате ТЭО оптимального LГРП и тоннажа проппанта для каждой зоны проводимости в ЧГЗ и ВГЗ выявлена необходимость в увеличении количества портов ГРП при снижении ФЕС (Kh).
Обоснование оптимальной LГС.
Проверка устойчивости
Проверка устойчивости
Последовательность поиска оптимальной LГС на основе результатов Этапа 4 представлена ниже (на примере зоны ЧГЗ с 55 < Kh < 145 мД×м):
- согласно результатам Этапа 4 рекомендуемое LГРП = 400 м. В связи с этим подготовлены и рассчитаны варианты с длинами ГС от 400–2 000 м (шаг варьирования LГС = 400 м, Nгрп = 1 порт);
- по итогу установлено, что оптимальная LГС = 400 м с 2 портами ГРП;
- проведена проверка устойчивости полученного решения: рассчитан вариант +/-1 порт ГРП на рекомендуемую длину ГС. Оптимальность обоснованного шагом ранее решения подтверждена, т.к. при незначительном снижении значения NPV (-0,2 %) относительно варианта LГС = 400 м + 3 ГРП значительно возрастает величина Pi (+3,3 %) (рис. 8).
Рис. 8. Технико-экономические обоснования LГС для 55<Kh<145 мД×м (ЧГЗ)
Итоговая матрица решений
Финальным итогом проведенных расчетов стало сведение накопленных решений в единую
матрицу (табл. 2).
Сформированная матрица решений позволяет выбирать оптимальные конструкции скважин (LГС, LГРП/NГРП и тоннаж проппанта) в зависимости от насыщения (ЧГЗ и ВГЗ) и ФЕС (в частности Kh) для туронских пластов.3
матрицу (табл. 2).
Сформированная матрица решений позволяет выбирать оптимальные конструкции скважин (LГС, LГРП/NГРП и тоннаж проппанта) в зависимости от насыщения (ЧГЗ и ВГЗ) и ФЕС (в частности Kh) для туронских пластов.3
Табл. 2. Итоговая матрица решений
по выбору оптимальных конструкций
по выбору оптимальных конструкций
Экспресс-оценка способов заканчивания
Дополнительно авторами предпринята попытка поиска комплексного параметра вскрытия F, который будет зависеть от ФЕС пласта и параметров трещин ГРП и позволит проводить экспресс-оценку по типам заканчивания на основе накопленной базы аналогов:
где Kh — проводимость пласта, мД×м; Xf — полудлина трещины ГРП, м; h — высота трещины ГРП, м; wf — ширина трещины, мм.
После формирования функции F построены ее корреляции с LГС и NГРП (рис. 9).
Выведенные зависимости характеризуются высоким коэффициентом детерминации (R2 > 0,94),
что делает возможным их использование для оперативной оценки способа закачивания новых скважин в слабоизученных и неразбуренных зонах.
После формирования функции F построены ее корреляции с LГС и NГРП (рис. 9).
Выведенные зависимости характеризуются высоким коэффициентом детерминации (R2 > 0,94),
что делает возможным их использование для оперативной оценки способа закачивания новых скважин в слабоизученных и неразбуренных зонах.
Рис. 9. Зависимость LГС и NГРП от Kh
и параметров трещины
и параметров трещины
ИТОГИ
Создана авторская матрица решений по выбору оптимального способа заканчивания скважин в зависимости от насыщения (ЧГЗ и ВГЗ) и ФЕС (в частности Kh) для объекта турон одного из нефтегазоконденсатных месторождений юго-востока ЯНАО. Разработана и рекомендована экспресс-оценка по выбору способа заканчивания скважин для слабоизученных и неразбуренных зон.
ВЫВОДЫ
Полученные в ходе формирования матрицы решений (LГРП, тоннаж проппанта и LГС) выводы закономерны и заключаются в следующем: чем ниже проводимость пласта и меньше геометрические параметры трещины, тем больше рекомендуемая LГС — требуется увеличение количества стадий ГРП. Выполненный комплекс работ позволил сформировать рекомендации по оптимизации текущих проектных решений для объекта турон рассматриваемого месторождения. Вычисленный комплексный параметр F (Kh, ГРП) показывает высокую корреляцию с параметрами LГС и NГРП, что позволяет рекомендовать его для предварительной оценки способов заканчивания скважин в условиях ограниченной изученности месторождений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гизетдинов И.А., Идрисова А.Т., Муслимов Б.Ш. Применение опыта освоения нетрадиционных запасов газа в условиях разработки туронских газовых залежей Западной Сибири // Нефтегазовое дело. 2019. Т. 17. № 4.
С. 56–64.
2. Меликов Р.Ф., Павлов В.А., Красников А.А., Павлюков Н.А., Гордеев А.О., Суртаев В.Н., Шайбаков Р.А., Королев А.Ю. Геомеханическое моделирование березовской свиты для планирования разработки Харампурского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2018. № 1. С. 33–39.
3. Юшков А.Ю., Романов А.С., Филатов В.С. Выбор оптимального варианта разработки газовых и газоконденсатных объектов на основе теории укрупненной скважины // Сборник научных трудов ООО «Тюменский нефтяной научный центр». 2016. № 2. С. 140–149.
4. Бучинский С.В., Коваленко А.П., Пермяков А.В., Хакимов А.А. Концептуальные подходы к проектированию разработки кластера газовых месторождений с учетом их синергии // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 15–17 октября 2018. SPE-191642-18RPTC-RU. 48 с.
5. Юшков А.Ю., Глумов Д.Н., Магизов Б.Р., Шахов А.А. Метод итерационного поиска оптимального варианта разработки месторождения // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2021. Т. 7. № 4. С. 124–146.
6. Матренин П.В., Гриф М.Г., Секаев В.Г. Методы стохастической оптимизации. Новосибирск: НГТУ, 2016. 67 с.
7. Лознюк О., Суртаев В., Сахань А., Муртазин Р., Латкин К., Ситдиков С., Пестриков А., Гусаков В., Политов М., Юдин А., Вернигора Д., Оленникова О., Булова М. Многостадийный гидроразрыв пласта открывает потенциал газоносных Туронских залежей в Западной Сибири //
Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва.
26–28 октября 2015. SPE-176706-MS.
8. Киселев А., Ошняков И., Меликов Р., Самойлов М., Королев А., Лознюк О.
Оценка перспектив вовлечения в разработку запасов газа в низкопроницаемых отложениях туронского возраста на примере Харампурского месторождения // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 15–17 октября 2018. SPE-191653-18RPTC-RU.
9. Романова Д.Д., Киселев А.Н., Новопашин О.В., Дегтярев И.С.,
Ягудин Р.А., Александров А.А. Оптимизация принятого для реализации варианта разработки и программы доизучения туронской залежи с учетом влияния геологических и технологических неопределенностей // Нефтепромысловое дело. 2021. № 5. С. 5–13.
10. Киселев А.Н., Андронов Ю.М. Особенности формирования стратегии разработки низкопроницаемых газовых залежей туронского возраста //
Научный журнал Российского газового общества. 2021. № 1. С. 40–46.
11. Воробьев В.В., Дмитрук В.В., Завьялов С.А., Юдин А.В., Логинов А.В., Новиков М.И., Викулин Н.А., Бурдин К.В., Шмарин И.С., Мухаметшин И.Р., Доронин С.В. Инновационный подход к заканчиванию и МГРП горизонтальных скважин водочувствительного и низкотемпературного Туронского пласта // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Онлайн. 26–29 октября 2020.
С. 56–64.
2. Меликов Р.Ф., Павлов В.А., Красников А.А., Павлюков Н.А., Гордеев А.О., Суртаев В.Н., Шайбаков Р.А., Королев А.Ю. Геомеханическое моделирование березовской свиты для планирования разработки Харампурского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2018. № 1. С. 33–39.
3. Юшков А.Ю., Романов А.С., Филатов В.С. Выбор оптимального варианта разработки газовых и газоконденсатных объектов на основе теории укрупненной скважины // Сборник научных трудов ООО «Тюменский нефтяной научный центр». 2016. № 2. С. 140–149.
4. Бучинский С.В., Коваленко А.П., Пермяков А.В., Хакимов А.А. Концептуальные подходы к проектированию разработки кластера газовых месторождений с учетом их синергии // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 15–17 октября 2018. SPE-191642-18RPTC-RU. 48 с.
5. Юшков А.Ю., Глумов Д.Н., Магизов Б.Р., Шахов А.А. Метод итерационного поиска оптимального варианта разработки месторождения // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2021. Т. 7. № 4. С. 124–146.
6. Матренин П.В., Гриф М.Г., Секаев В.Г. Методы стохастической оптимизации. Новосибирск: НГТУ, 2016. 67 с.
7. Лознюк О., Суртаев В., Сахань А., Муртазин Р., Латкин К., Ситдиков С., Пестриков А., Гусаков В., Политов М., Юдин А., Вернигора Д., Оленникова О., Булова М. Многостадийный гидроразрыв пласта открывает потенциал газоносных Туронских залежей в Западной Сибири //
Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва.
26–28 октября 2015. SPE-176706-MS.
8. Киселев А., Ошняков И., Меликов Р., Самойлов М., Королев А., Лознюк О.
Оценка перспектив вовлечения в разработку запасов газа в низкопроницаемых отложениях туронского возраста на примере Харампурского месторождения // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 15–17 октября 2018. SPE-191653-18RPTC-RU.
9. Романова Д.Д., Киселев А.Н., Новопашин О.В., Дегтярев И.С.,
Ягудин Р.А., Александров А.А. Оптимизация принятого для реализации варианта разработки и программы доизучения туронской залежи с учетом влияния геологических и технологических неопределенностей // Нефтепромысловое дело. 2021. № 5. С. 5–13.
10. Киселев А.Н., Андронов Ю.М. Особенности формирования стратегии разработки низкопроницаемых газовых залежей туронского возраста //
Научный журнал Российского газового общества. 2021. № 1. С. 40–46.
11. Воробьев В.В., Дмитрук В.В., Завьялов С.А., Юдин А.В., Логинов А.В., Новиков М.И., Викулин Н.А., Бурдин К.В., Шмарин И.С., Мухаметшин И.Р., Доронин С.В. Инновационный подход к заканчиванию и МГРП горизонтальных скважин водочувствительного и низкотемпературного Туронского пласта // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Онлайн. 26–29 октября 2020.
Выломов Д.Д.,
Шульгин П.А., Снохин А.А.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
ООО «Кынско-Часельское нефтегаз»
ddvylomov-tnk@tnnc.rosneft.ru
Шульгин П.А., Снохин А.А.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
ООО «Кынско-Часельское нефтегаз»
ddvylomov-tnk@tnnc.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Путем формирования и проведения множества расчетов на секторных гидродинамических моделях в зависимости от насыщения (чисто газовая и водогазовая зоны) и фильтрационно-емкостных свойств (в частности Kh) для каждой из типовых зон продуктивного пласта рекомендованы индивидуальные конструкции скважин, количество стадий гидроразрыва пласта и тоннаж проппанта согласно созданной матрице выбора решений.
туронский ярус, зоны насыщения пласта, зоны проводимости пласта, секторные гидродинамические модели, способы заканчивания скважин
Выломов Д.Д., Шульгин П.А., Снохин А.А. Оптимизация способов заканчивания скважин для низкопроницаемого газового коллектора туронского яруса // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 3.
С. 48–52. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-48-52
С. 48–52. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-48-52
20.04.2022
УДК 622.279
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-48-52
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-48-52
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88