Инновационные дизайны ГРП и рекомендации по выводу скважин на режим в условиях сверхнизкопроницаемых коллекторов на примере Эргинского ЛУ Приобского месторождения
Садыков А.М., Капишев Д.Ю., Ерастов С.А., Федоров А.Э., Рахимов М.Р., Мироненко А.А., Валеев С.В., Мирошниченко В.П., Пономарев Е.В., Скляр К.С.,
Мумбер П.С., Еникеев А.Р.,
Сафин И.Р., Паровинчак К.М., Сергейчев А.В.
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
ООО «РН-Юганскнефтегаз»,
ПАО «НК «Роснефть»
Ухудшение структуры запасов в терригенных низкопроницаемых коллекторах требует изучения и опробования новых подходов к выбору как системы разработки, так и системы заканчивания скважин.
Оптимизация подходов разработки месторождений трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ) со сверхнизкой проницаемостью пласта с разворотом проектного фонда поперек направления распространения максимального регионального напряжения и инновационными дизайнами ГРП является уникальным опытом для ООО «РН-Юганскнефтегаз».
Целью работы является увеличение продуктивности скважин и накопленной добычи путем модификации дизайнов ГРП на ГС с поперечным размещением МГРП (поперечных ГС) и применением «щадящего» вывода скважин на режим. На примере приведенных в статье скважин представлены мероприятия по оптимизации дизайна ГРП, которые привели к успешным результатам.
Оптимизация подходов разработки месторождений трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ) со сверхнизкой проницаемостью пласта с разворотом проектного фонда поперек направления распространения максимального регионального напряжения и инновационными дизайнами ГРП является уникальным опытом для ООО «РН-Юганскнефтегаз».
Целью работы является увеличение продуктивности скважин и накопленной добычи путем модификации дизайнов ГРП на ГС с поперечным размещением МГРП (поперечных ГС) и применением «щадящего» вывода скважин на режим. На примере приведенных в статье скважин представлены мероприятия по оптимизации дизайна ГРП, которые привели к успешным результатам.
Введение
Стандартные методы к выбору системы разработки и заканчивания скважин с применением ГРП, успешно зарекомендовавшие себя для коллекторов с низкой и средней проницаемостью в Компании ПАО «НК «Роснефть», могут оказаться малоэффективными в условиях ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и низкой плотности запасов.
На текущий момент в Компании широко применяется рядная система ГС с МГРП с нецементируемыми хвостовиками и муфтами ГРП. При этом для организации системы заводнения горизонтальные скважины ориентированы в направлении максимального горизонтального напряжения с целью создания трещин вдоль горизонтального ствола. Применение ГС с МГРП позволяет существенно увеличить коэффициент продуктивности, темпы отбора запасов и накопленную добычу по сравнению с наклонно направленной скважиной (ННС) с ГРП [1–4].
На текущий момент в Компании широко применяется рядная система ГС с МГРП с нецементируемыми хвостовиками и муфтами ГРП. При этом для организации системы заводнения горизонтальные скважины ориентированы в направлении максимального горизонтального напряжения с целью создания трещин вдоль горизонтального ствола. Применение ГС с МГРП позволяет существенно увеличить коэффициент продуктивности, темпы отбора запасов и накопленную добычу по сравнению с наклонно направленной скважиной (ННС) с ГРП [1–4].
Совершенствование технологий заканчивания и применение большеобъемных ГРП с реализацией большого количества стадий и кластеров гидроразрыва, применение низковязких жидкостей с повышенными расходами закачки нашли широкое применение на сланцевых и плотных коллекторах в Северной Америке. В зарубежной практике были опробованы различные подходы для увеличения продуктивности скважины с помощью развития сети трещин, несмотря на риски при проведении и реализации ГРП для трещин, ориентированных перпендикулярно стволу скважины [5–10]. Развитию стимулированного объема, необходимого в низкопроницаемых коллекторах, способствовало применение низковязких жидкостей, которые позволяют увеличить полудлину трещины при одновременном ограничении роста трещины в высоту.
Инновационные подходы к проведению ГРП позволяют создавать длинные трещины при поперечном расположении скважины и с учетом оптимизации (увеличения) количества стадий — повышать стимулированный объем пласта. Моделирование с помощью корпоративного программного обеспечения РН-ГРИД показывает, что переход к низковязким жидкостям ГРП в терригенных коллекторах ТРИЗ способствует увеличению полудлины трещины с ее преимущественным распространением в зоне коллектора даже при стандартном расходе 5 м³/мин и рабочем давлении менее 600 атм.
Инновационные подходы к проведению ГРП позволяют создавать длинные трещины при поперечном расположении скважины и с учетом оптимизации (увеличения) количества стадий — повышать стимулированный объем пласта. Моделирование с помощью корпоративного программного обеспечения РН-ГРИД показывает, что переход к низковязким жидкостям ГРП в терригенных коллекторах ТРИЗ способствует увеличению полудлины трещины с ее преимущественным распространением в зоне коллектора даже при стандартном расходе 5 м³/мин и рабочем давлении менее 600 атм.
При этом особенностью новых дизайнов с увеличенной полудлинной является снижение высоты
и ширины трещин. В связи с этим данный подход при поперечном расположении приводит
к уменьшению площади соприкосновения трещины со стволом скважины, что создает дополнительный риск потери гидродинамической связи с пластом. Поэтому немаловажным фактором, влияющим на продуктивность скважины, также является оптимальный подбор вывода скважины на режим (ВНР) после ГРП и в начальный период ее эксплуатации.
Текущая практика освоения скважин предполагает снижение забойного давления до целевого низкого значения в первоначальный период времени (несколько суток от запуска), что является стандартным методом. В условиях неустановившейся фильтрации в начальный период эксплуатации (первые месяцы от запуска), характеризующийся быстрым распространением воронки депрессии, при поперечном расположении трещин существуют риски выноса пропанта, вдавливания пропанта в стенки трещины с уменьшением ширины (проводимости пропантной пачки) под действием смыкающих напряжений, а также присутствует риск разрушения породы для неконсолидированных коллекторов [11]. Освоение и начальная эксплуатация скважины в «щадящем» режиме с минимальной депрессией и постепенным снижением забойного давления позволяет минимизировать данные риски.
и ширины трещин. В связи с этим данный подход при поперечном расположении приводит
к уменьшению площади соприкосновения трещины со стволом скважины, что создает дополнительный риск потери гидродинамической связи с пластом. Поэтому немаловажным фактором, влияющим на продуктивность скважины, также является оптимальный подбор вывода скважины на режим (ВНР) после ГРП и в начальный период ее эксплуатации.
Текущая практика освоения скважин предполагает снижение забойного давления до целевого низкого значения в первоначальный период времени (несколько суток от запуска), что является стандартным методом. В условиях неустановившейся фильтрации в начальный период эксплуатации (первые месяцы от запуска), характеризующийся быстрым распространением воронки депрессии, при поперечном расположении трещин существуют риски выноса пропанта, вдавливания пропанта в стенки трещины с уменьшением ширины (проводимости пропантной пачки) под действием смыкающих напряжений, а также присутствует риск разрушения породы для неконсолидированных коллекторов [11]. Освоение и начальная эксплуатация скважины в «щадящем» режиме с минимальной депрессией и постепенным снижением забойного давления позволяет минимизировать данные риски.
Разворот сетки скважин для развития трещин ГРП, перпендикулярных стволу ГС
К концу 2021 г. на Эргинском лицензионном участке было пробурено более 350 скважин по рядной схеме размещения горизонтальных скважин с МГРП с организацией системы ППД. Скважины расположены вдоль линии максимального напряжения горных пород с целью формирования галереи трещин ГРП, длина горизонтального ствола составила до 1 000–1 200 м, количество стадий ГРП — до 8–10 единиц. Загрузка пропанта составляла менее 6–8 т на эффективную мощность пласта с технологией ГРП на сшитом геле с относительно низкой полудлиной трещин гидроразрыва. Если для горизонтальных скважин, расположенных в центральной части залежи, отсутствовали проблемы с достижением планового дебита, то в краевых участках фактический запускной дебит жидкости ГС со стандартным подходом к ГРП оказался ниже планового на 30–40 %. Фактический коэффициент темпа падения дебитов превысил плановый на 7–10 %.
К концу 2021 г. на Эргинском лицензионном участке было пробурено более 350 скважин по рядной схеме размещения горизонтальных скважин с МГРП с организацией системы ППД. Скважины расположены вдоль линии максимального напряжения горных пород с целью формирования галереи трещин ГРП, длина горизонтального ствола составила до 1 000–1 200 м, количество стадий ГРП — до 8–10 единиц. Загрузка пропанта составляла менее 6–8 т на эффективную мощность пласта с технологией ГРП на сшитом геле с относительно низкой полудлиной трещин гидроразрыва. Если для горизонтальных скважин, расположенных в центральной части залежи, отсутствовали проблемы с достижением планового дебита, то в краевых участках фактический запускной дебит жидкости ГС со стандартным подходом к ГРП оказался ниже планового на 30–40 %. Фактический коэффициент темпа падения дебитов превысил плановый на 7–10 %.
Уточнение величины проницаемости в разбуренной зоне по результатам эксплуатации скважин в 2020–2021 гг. и проведенных ГДИС, ухудшение структуры коллектора в краевых частях по результатам обработки сейсмических данных привели к необходимости пересмотра технологий разработки.
В текущих условиях требуется переход на новые подходы по разработке ТРИЗ с разворотом проектного фонда поперек направления максимального горизонтального напряжения. В этом случае возможно создание трещин, поперечных горизонтальному стволу с более высокой продуктивностью индивидуальных трещин, и увеличение дренируемой площади — стимулированного объема пласта.
Была создана постоянно действующая геолого-гидродинамическая модель, зонально выделена градация по ухудшению геологических свойств и рассчитаны варианты бурения и заканчивания скважин с поперечными трещинами ГРП. Было начато бурение поперечных скважин с различными планами заканчивания (от 10 до 25 стадий). В конце 2021 г. была пробурена первая поперечная ГС
и закончена с такими же параметрами, как и продольные ГС. По результатам проведенных мероприятий скважина не достигла запланированных параметров добычи. При отсутствии технологических проблем с проведением МГРП основными причинами недостижения послужили совокупность факторов, среди которых были отмечены низкая продуктивность трещин ГРП
со стандартным дизайном и возможная потеря гидродинамической связи трещины со стволом скважины ввиду наличия перепродавок при посадке шаров для изоляции предыдущих стадий
и применения стандартного ВНР. В связи с недостижением запланированного дебита, на последующих поперечных ГС были внесены корректирующие мероприятия в плановые проекты
по заканчиванию и освоению скважин.
В текущих условиях требуется переход на новые подходы по разработке ТРИЗ с разворотом проектного фонда поперек направления максимального горизонтального напряжения. В этом случае возможно создание трещин, поперечных горизонтальному стволу с более высокой продуктивностью индивидуальных трещин, и увеличение дренируемой площади — стимулированного объема пласта.
Была создана постоянно действующая геолого-гидродинамическая модель, зонально выделена градация по ухудшению геологических свойств и рассчитаны варианты бурения и заканчивания скважин с поперечными трещинами ГРП. Было начато бурение поперечных скважин с различными планами заканчивания (от 10 до 25 стадий). В конце 2021 г. была пробурена первая поперечная ГС
и закончена с такими же параметрами, как и продольные ГС. По результатам проведенных мероприятий скважина не достигла запланированных параметров добычи. При отсутствии технологических проблем с проведением МГРП основными причинами недостижения послужили совокупность факторов, среди которых были отмечены низкая продуктивность трещин ГРП
со стандартным дизайном и возможная потеря гидродинамической связи трещины со стволом скважины ввиду наличия перепродавок при посадке шаров для изоляции предыдущих стадий
и применения стандартного ВНР. В связи с недостижением запланированного дебита, на последующих поперечных ГС были внесены корректирующие мероприятия в плановые проекты
по заканчиванию и освоению скважин.
Инновационные дизайны ГРП
Для увеличения продуктивности горизонтальных скважин в низкопроницаемых коллекторах требуется развитие большей полудлины трещины с ограничением роста трещины в высоту в целевом интервале по сравнению со стандартной технологией с применением сшитого геля. В связи с этим была разработана программа ОПИ по увеличению массы пропанта и объема жидкости с гибридными дизайнами и использованием низковязких жидкостей (линейный гель и понизитель трения) при проведении ГРП. Новый подход к проведению ГРП позволяет создавать длинные, узкие трещины (в ~1,5–2 раза длиннее по сравнению со стандартным ГРП на сшитом геле) и увеличивать стимулированный объем пласта. Для отработки данных технологий ГРП и уточнения расчетных параметров предложенного варианта была определена пилотная кустовая площадка для проведения опытно-промысловых испытаний (табл. 1).
Табл. 1. Программа оптимизации дизайнов ГРП на пилотной кустовой площадке ОПИ
На рисунке 1 и в таблице 2 приводится сравнение моделирования геометрии трещины в корпоративном симуляторе гидроразрыва пласта «РН-ГРИД» [12, 13] для:
• стандартного;
• модифицированного;
• гибридного дизайнов.
• стандартного;
• модифицированного;
• гибридного дизайнов.
Рис. 1. Сопоставление геометрии трещин для:
а — стандартного Мпроп = 140 т,
б — модифицирован-ного стандартного Мпроп = 200 т,
в — гибридного ГРП Мпроп = 200 т, 50 % линейный гель
а — стандартного Мпроп = 140 т,
б — модифицирован-ного стандартного Мпроп = 200 т,
в — гибридного ГРП Мпроп = 200 т, 50 % линейный гель
Табл. 2. Сопоставление параметров трещины для стандартного, модифицированного стандартного и гибридного ГРП
Модифицированный стандартный ГРП отличается от стандартного ГРП применением пониженной загрузки геланта и увеличенных загрузок разрушителя геля постадийно, увеличением массы пропанта с 140 до 200 т и объема жидкости с 420 до 600 м³. Для модифицированного стандартного дизайна по сравнению со стандартным ГРП характеризуется увеличением полудлины трещины
на 14,5 % с увеличением ширины трещины на 20,8 % при незначительном росте трещины в высоту
на 8,2 %. Для гибридного ГРП в сравнении с модифицированным стандартным дизайном, при одинаковой массе пропанта и объеме жидкости, характеризуется увеличением полудлины трещины на 90,7 % и снижением роста трещины в высоту на 33,3 %, с незначительным снижением ширины трещины на 6,7 %.
В случае модифицированного стандартного и гибридного дизайнов помимо объемов жидкости
и массы пропанта оптимизационными параметрами послужили вязкость жидкости и загрузка разрушителя геля для увеличения степени очистки трещины ГРП от геля. Так, к примеру, для гибридной технологии загрузка геланта для линейного геля и сшитого геля для первоначальных стадий составляла 3,36 кг/м³, для последних стадий была снижена до 1,8 и 2,64 кг/м³ соответственно.
на 14,5 % с увеличением ширины трещины на 20,8 % при незначительном росте трещины в высоту
на 8,2 %. Для гибридного ГРП в сравнении с модифицированным стандартным дизайном, при одинаковой массе пропанта и объеме жидкости, характеризуется увеличением полудлины трещины на 90,7 % и снижением роста трещины в высоту на 33,3 %, с незначительным снижением ширины трещины на 6,7 %.
В случае модифицированного стандартного и гибридного дизайнов помимо объемов жидкости
и массы пропанта оптимизационными параметрами послужили вязкость жидкости и загрузка разрушителя геля для увеличения степени очистки трещины ГРП от геля. Так, к примеру, для гибридной технологии загрузка геланта для линейного геля и сшитого геля для первоначальных стадий составляла 3,36 кг/м³, для последних стадий была снижена до 1,8 и 2,64 кг/м³ соответственно.
Освоение скважин после ГРП
В работе [14] описывается подход к освоению скважины после ГРП для скважин в сланцевых коллекторах. После закачки значительных объемов жидкости ГРП применяется штуцирование скважины с постепенным увеличением размера штуцера, что позволяет постепенно снижать забойное давление и плавно увеличивать эффективное напряжение, действующее на пропантную пачку, минимизировать вынос пропанта и улучшить очистку трещины от жидкости ГРП. Эффективность данного подхода также описана в работах [11, 15], где было отмечено, что при стандартном освоении существуют риски выноса пропанта из трещины, вдавливания пропанта в стенки трещины с уменьшением ширины (проводимости) пропантной пачки под действием смыкающих напряжений, а также присутствует риск разрушения породы. Максимальная эффективная нагрузка на пропант характеризуется в призабойной зоне и зависит от порового давления в трещине:
где σэффективное — эффективное давление на пропантную пачку, атм; σh — минимальное горизонтальное напряжение; pв призабойной зоне — поровое давление в пропантной пачке в призабойной зоне пласта.
Освоение и ВНР скважины в «щадящем» режиме с обеспечением более высокого забойного давления позволяет минимизировать данные риски. Данный метод на Эргинском ЛУ заключался в подборе электроцентробежного насоса на потенциал скважины после двух месяцев работы и эксплуатации на низких частотах (35 Гц) с последующим плавным повышением частоты до 52 Гц в течение месяца, что способствовало плавному снижению забойного давления (Рзаб) в процессе как освоения, так и эксплуатации. Подбор частоты осуществляется исходя из минимально допустимого значения для эксплуатации ЭЦН, при ВНР скважины обеспечивается высокое забойное давление, которое способствует как минимизации выноса пропанта, так и постепенному увеличению эффективной нагрузки на пропантную пачку.
Дополнительно для снижения выноса пропанта при эксплуатации на скважинах Эргинского ЛУ применялся пропант 12/18 RCP в количестве 3 т на каждой стадии ГРП.
Дополнительно для снижения выноса пропанта при эксплуатации на скважинах Эргинского ЛУ применялся пропант 12/18 RCP в количестве 3 т на каждой стадии ГРП.
Результаты
В апреле 2022 г. были запущены 2 поперечные ГС 2Г и 3Г с 16 стадиями ГРП, на которых были применены модифицированный и гибридный ГРП с применением «щадящего» ВНР и эксплуатации. При освоении с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) был определен приток при Рзаб ~ 100 атм, 360 и 350 м³/сут соответственно по сравнению с расчетным значением дебита жидкости на конец первого месяца ~165 м³/сут. В скважины были спущены ЭЦН с меньшей производительностью для обеспечения стабильной работы, и скважины запускались в эксплуатацию на низких частотах с последующим повышением. Сравнение параметров работы поперечных ГС 1Г, 2Г и 3Г с соседними скважинами с продольными ГС представлено на рисунке 2 и в таблице 3. Данные по добыче в таблице 3 нормализованы по отношению к средним показателям продольных ГС окружения (24 скважины). Под кратностью понимается отношение дебита жидкости или накопленной добычи поперечной ГС по отношению к такому же показателю продольной ГС.
Рис. 2. Карта начальных нефтенасыщенных толщин с изолиниями по проницаемости и схемой размещения фонда основного объекта разработки
Табл. 3. Сравнение основных характеристик ГС
с МГРП, расположенных поперек и вдоль направления максимального горизонтального напряжения
с МГРП, расположенных поперек и вдоль направления максимального горизонтального напряжения
Поперечные ГС, эксплуатируемые на «щадящем» режиме, в момент выхода на режим показывали сопоставимые запускные дебиты жидкости относительно продольных скважин при более высоком забойном давлении. Через 1,5 месяца эксплуатации скважин дебит жидкости продольных ГС снизился на 89 %, на поперечных ГС он оставался на прежнем уровне, было отмечено постепенное снижение дебита жидкости и забойного давления (рис. 3). Коэффициент продуктивности по поперечным ГС превысил данный показатель для продольных ГС в 2,3 раза на запуске и в 3 раза по истечении трех месяцев. Средняя накопленная добыча нефти на скважину за первый месяц в 2 раза превысила средние показатели по добыче продольных ГС, за 3 месяца – в 2,8 раза (рис. 3).
Рис. 3. Сравнение динамических показателей для ГС с ориентированием трещин вдоль и поперек ГС от даты ВНР
К настоящему времени дополнительно были закончены скважины с аналогичными инновационными дизайнами ГРП, первоначальные технологические результаты которых сопоставимы с 2Г и 3Г. Рассматривается вопрос тиражирования бурения поперечных ГС и заканчивания с наиболее эффективным дизайном ГРП после завершения испытаний всех запланированных технологий.
ГС со средней длиной горизонтального ствола 1 206 м и 16 поперечными трещинами ГРП показали высокую эффективность относительно ГС со средней длиной горизонтального ствола 1 168 м и 10 продольными трещинами ГРП на участке с ухудшенными ФЕС. По поперечным ГС с изменением дизайнов ГРП и «щадящим» режимом ВНР и эксплуатации, были отмечены более высокие коэффициенты продуктивности и накопленной добычи по сравнению с продольными ГС.
На первом этапе успешно испытаны: увеличение массы пропанта на стадию до 200 т, постепенное увеличение доли линейного геля путем замещения сшитого геля линейным (на буфере и начальных стадиях подачи пропанта 20/40),
закрепление трещины в конце работы более крупным пропантом 16/20 и 12/18 RCP.Успешно реализована закачка слаговых пачек с пропантом 20/40 на линейном геле с низковязкой жидкостью и применением высоких загрузок разрушителя геля. Снижение концентрации геланта и увеличенные концентрации деструктора должны улучшить очистку трещины от жидкости ГРП.
Подобранный план-дизайн освоения скважины и ее эксплуатации в начальный период работы с поэтапным увеличением депрессии позволил минимизировать риски снижения продуктивности вследствие избыточного выноса пропанта и воздействия на пропантную пачку.
На первом этапе успешно испытаны: увеличение массы пропанта на стадию до 200 т, постепенное увеличение доли линейного геля путем замещения сшитого геля линейным (на буфере и начальных стадиях подачи пропанта 20/40),
закрепление трещины в конце работы более крупным пропантом 16/20 и 12/18 RCP.Успешно реализована закачка слаговых пачек с пропантом 20/40 на линейном геле с низковязкой жидкостью и применением высоких загрузок разрушителя геля. Снижение концентрации геланта и увеличенные концентрации деструктора должны улучшить очистку трещины от жидкости ГРП.
Подобранный план-дизайн освоения скважины и ее эксплуатации в начальный период работы с поэтапным увеличением депрессии позволил минимизировать риски снижения продуктивности вследствие избыточного выноса пропанта и воздействия на пропантную пачку.
Полученные результаты увеличения продуктивности скважин и накопленной добычи свидетельствуют об эффективности внедренного комплекса мероприятий. Планируется дальнейший поиск новых технологий ГРП, которые позволят еще более эффективно разрабатывать низкопроницаемые коллекторы, где концепция изменения дизайнов ГРП направлена на увеличение полудлины трещины с ограничением роста трещины в высоту в целевом интервале по сравнению со стандартной технологией с применением сшитого геля. В связи с этим разработана программа по увеличению массы пропанта на стадиях с использованием различных комбинаций низковязких жидкостей (линейный гель и понизитель трения) и сшитого геля при проведении ГРП, с увеличением объема жидкости при использовании линейного геля. Планируется дальнейшее совершенствование технологий «щадящей» эксплуатации скважин.
1. Родионова И.И., Шабалин М.А., Капишев Д.Ю., Бакиров Р.И., Хабибуллин А.Ф., Насыров Р.Р., Сергейчев А.В. Выбор стратегии разработки месторождения с трудноизвлекаемыми запасами на стадии освоения // Нефтяное хозяйство. 2019. № 12. С. 132–135.
2. Петрук А.А., Родионова И.И., Мухаметов А.Р., Галеев Э.Р., Искевич И.Г., Фазылов Д.С., Мумбер П.С. Опыт моделирования конусов выноса на примере низкопроницаемого участка Приобского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 2. С. 45–50.
3. Закревский К.Е., Нассонов Н.В. Геологическое моделирование клиноформ неокома Западной Сибири. Тверь: ГЕРС, 2012. 80 с.
4. Мирошниченко А.В., Коротовских В.А., Мусабиров Т.Р., Федоров А.Э., Сулейманов Х.Х. Исследование технологической эффективности горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, 12–15 октября 2021, Москва. SPE-206412-RU.
5. Rickman R., Mullen M., Petre E. Grieser B., Kundert D.A practical use of shale petrophysics for stimulation design optimization: all shale plays are not clones of the Barnett Shale. Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado. 2008. SPE-115258-MS. (In Eng).
8. Огнева А.С., Антонов М.С., Смолянец Е.Ф., Сергейчев А.В., Федоров А.Э. Эволюция развития технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти США // Нефтегазовое дело. 2020. № 2. С. 24–37.
9. Кашапов Д.В., Сергейчев А.В., Зейгман Ю.В., Федоров А.Э. Эволюция развития технологий многостадийного гидроразрыва пласта на сланцевых объектах США // Нефтегазовое дело. 2021. Т. 19, №. 5. С. 53–66.
10. Whiting Petroleum Corporation. “Second Quarter 2019 Financial and Operating Results, August 2019”. URL: https://whiting.com (accessed data 01.05.2021). (In Eng).
11. Осипцов А., Вайнштейн А., Боронин С., Файзуллин И., Падерин Г., Шурунов А., Учуев Р., Гарагаш И., Толмачева К., Лежнев К., Прунов Д., Чебыкин Н. К полевому тестированию технологии вывода на режим горизонтальной скважины после МГРП: дизайн на основе моделирования и практические вопросы // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 2019 22–24 октября. SPE-196979-MS.
12. Борщук О.С., Пестриков А.В., Соловьев Д.Е. Программа для ЭВМ 2017611238 РФ. РН-ГРИД. 2017.
14. Tompkins D., Sieker R., Koseluk D., Cartaya H. Managed pressure flowback in unconventional reservoirs: a permian basin case study. Unconventional Resources Technology Conference. 2016. (In Eng).
2. Петрук А.А., Родионова И.И., Мухаметов А.Р., Галеев Э.Р., Искевич И.Г., Фазылов Д.С., Мумбер П.С. Опыт моделирования конусов выноса на примере низкопроницаемого участка Приобского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 2. С. 45–50.
3. Закревский К.Е., Нассонов Н.В. Геологическое моделирование клиноформ неокома Западной Сибири. Тверь: ГЕРС, 2012. 80 с.
4. Мирошниченко А.В., Коротовских В.А., Мусабиров Т.Р., Федоров А.Э., Сулейманов Х.Х. Исследование технологической эффективности горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, 12–15 октября 2021, Москва. SPE-206412-RU.
5. Rickman R., Mullen M., Petre E. Grieser B., Kundert D.A practical use of shale petrophysics for stimulation design optimization: all shale plays are not clones of the Barnett Shale. Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado. 2008. SPE-115258-MS. (In Eng).
8. Огнева А.С., Антонов М.С., Смолянец Е.Ф., Сергейчев А.В., Федоров А.Э. Эволюция развития технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти США // Нефтегазовое дело. 2020. № 2. С. 24–37.
9. Кашапов Д.В., Сергейчев А.В., Зейгман Ю.В., Федоров А.Э. Эволюция развития технологий многостадийного гидроразрыва пласта на сланцевых объектах США // Нефтегазовое дело. 2021. Т. 19, №. 5. С. 53–66.
10. Whiting Petroleum Corporation. “Second Quarter 2019 Financial and Operating Results, August 2019”. URL: https://whiting.com (accessed data 01.05.2021). (In Eng).
11. Осипцов А., Вайнштейн А., Боронин С., Файзуллин И., Падерин Г., Шурунов А., Учуев Р., Гарагаш И., Толмачева К., Лежнев К., Прунов Д., Чебыкин Н. К полевому тестированию технологии вывода на режим горизонтальной скважины после МГРП: дизайн на основе моделирования и практические вопросы // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 2019 22–24 октября. SPE-196979-MS.
12. Борщук О.С., Пестриков А.В., Соловьев Д.Е. Программа для ЭВМ 2017611238 РФ. РН-ГРИД. 2017.
14. Tompkins D., Sieker R., Koseluk D., Cartaya H. Managed pressure flowback in unconventional reservoirs: a permian basin case study. Unconventional Resources Technology Conference. 2016. (In Eng).
Садыков А.М., Капишев Д.Ю.,
Ерастов С.А., Федоров А.Э.,
Рахимов М.Р., Мироненко А.А.,
Валеев С.В., Мирошниченко В.П.,
Пономарев Е.В., Скляр К.С.,
Мумбер П.С., Еникеев А.Р., Сафин И.Р., Паровинчак К.М., Сергейчев А.В.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «РН-Юганскнефтегаз»,
ПАО «НК «Роснефть»
sadykovam2@bnipi.rosneft.ru
Ерастов С.А., Федоров А.Э.,
Рахимов М.Р., Мироненко А.А.,
Валеев С.В., Мирошниченко В.П.,
Пономарев Е.В., Скляр К.С.,
Мумбер П.С., Еникеев А.Р., Сафин И.Р., Паровинчак К.М., Сергейчев А.В.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «РН-Юганскнефтегаз»,
ПАО «НК «Роснефть»
sadykovam2@bnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
• Построение уточненной геомеханической модели по данным ГИС и исследованиям керна.
• Моделирование и модификация операций ГРП с использованием низковязких жидкостей.
• Инженерное сопровождение операций ГРП.
• Контроль и анализ вывода скважины на режим и последующих темпов падения.
• Моделирование и модификация операций ГРП с использованием низковязких жидкостей.
• Инженерное сопровождение операций ГРП.
• Контроль и анализ вывода скважины на режим и последующих темпов падения.
разработка месторождений, нетрадиционные коллекторы, низкопроницаемые коллекторы, горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП), дизайн ГРП, трещины поперек ствола горизонтальной скважины
03.11.2022
Садыков А.М., Капишев Д.Ю., Ерастов С.А., Федоров А.Э., Рахимов М.Р., Мироненко А.А., Валеев С.В., Мирошниченко В.П., Пономарев Е.В., Скляр К.С., Мумбер П.С., Еникеев А.Р., Сафин И.Р., Паровинчак К.М., Сергейчев А.В. Инновационные дизайны ГРП и рекомендации по выводу скважин на режим в условиях сверхнизкопроницаемых коллекторов на примере Эргинского ЛУ Приобского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 7. С. 80–85. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-80-85
УДК 622.276.66
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-80-85
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-80-85
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88