Analysis of the application of proppant hydraulic fracturing in the development of gas condensate fields with low permeable reservoirs of the c1v1 and c1sr deposits

Full Text

Газ является важным источником энергии и играет ключевую роль в экономике Казахстана. В последние годы в стране наблюдается значительный рост внутреннего потребления газа, что привело к нехватку этого ресурса и актуализировало необходимость в его оптимизации и увеличении добычи. Решение этой проблемы требует эффективных технологий для разработки газовых месторождений, особенно тех, которые характеризуются низкой проницаемостью коллекторов.

Месторождение Х, расположенное в Мойынкумском прогибе Шу-Сарысуйской впадины в Жамбылской области, представляет собой важный элемент в стратегии повышения газодобычи Казахстана. Это месторождение относится к нижневизейским и серпуховским отложениям и обладает значительными запасами газа, которые требуют специального подхода для эффективного извлечения. Проблема с низкой проницаемостью коллекторов делает его особенно сложным для разработки, что требует применения передовых технологий.

Одной из таких технологий является гидравлический разрыв пласта (ГРП), который представляет собой метод увеличения проницаемости пласта путем создания трещин в горных породах. Этот метод позволяет значительно повысить приток газа к скважине, улучшая тем самым продуктивность и эффективность разработки месторождения. Важность ГРП возрастает в условиях низкопроницаемых коллекторов, таких как на месторождении Х, где традиционные методы добычи не всегда дают удовлетворительные результаты.

Месторождение Х представляет собой многопластовую структуру с двумя основными горизонта. Серпуховский горизонт является газоконденсатным и состоит из мелко-детритовых известняков. Толщина пластов в этом горизонте варьируется от 1,2 до 12,6 метров, с пористостью от 10 до 14%. Этот горизонт имеет пластово-сводовый тип залежи. Нижневизейский горизонт состоит из мелко-детритовых известняков, песчаников и алевролитов. Толщина пластов в нижневизейском горизонте колеблется от 3,6 до 36,4 метров, а средняя пористость составляет 13,6%. Этот горизонт также относится к пластово-сводовому типу залежи.

Разработка месторождения Х началась в 2003 году, и на начальном этапе (2004-2009 гг.) наблюдался рост годовых отборов газа, что было связано с увеличением фонда скважин. Однако в дальнейшем произошло снижение добычи газа, обусловленное уменьшением дебита скважин из-за естественного падения пластового давления (рис.1). В настоящее время фонд скважин распределен следующим образом: 71% составляют эксплуатационные скважины, 3% — наблюдательные, и 26% — ликвидированные, завершившие свое геологическое назначение. Анализ запасов газа и конденсата показывает, что основная часть запасов сосредоточена в нижневизейском горизонте, где находится 98% от общего объема запасов. На сегодняшний день отбор газа составляет 36,7% от утвержденных начальных извлекаемых запасов.

Рис.1 - Динамика основных показателей разработки

Результаты ГДИС указывают на ухудшение фильтрационных свойств продуктивных пластов, что связано с низкой проницаемостью пластов месторождения. Это требует применения специализированных технологий для эффективного извлечения углеводородов. Одной из таких технологий является ГРП.

Технология ГРП играет ключевую роль в улучшении добычи углеводородов из месторождения Х. ГРП представляет собой передовую методику, которая значительно увеличивает проницаемость и продуктивность газовых скважин. Основной принцип работы ГРП заключается в создании и распространении трещин в горных породах с помощью впрыска жидкости под высоким давлением. Этот процесс существенно улучшает приток газа из пласта к скважине, тем самым обеспечивая более эффективную добычу углеводородов. ГРП влияет на проницаемость призабойной зоны пласта через несколько ключевых механизмов. Во-первых, технология позволяет образовывать сеть трещин, что способствует более эффективному движению газа в пласте. Во-вторых, расширение существующих трещин увеличивает объем доступной пористости, что также способствует улучшению газовыхода. В-третьих, снижение давления на забое скважины облегчает выход газа из пласта, что еще больше повышает его продуктивность.

В процессе ГРП на скважине Х-1 были выполнены следующие операции. На стадии замещения в скважину было закачано 7,38 м³ линейного геля жидкости. Затем закачали 12,2 м³ сшитой жидкости с добавлением 0,591 тонн керамического проппанта фракции 20/40. На следующем этапе было закачано 7,08 м³ линейного геля при скорости 3,11 м³/мин. По завершении работы проведен анализ понижения давления, который позволил рассчитать чистое давление, давление смыкания трещины, эффективность жидкости и трение в призабойной зоне и в интервале перфорации. Результаты анализа показали, что эффективность жидкости составила 46%, что выше первоначального плана в 40%. Давление трения на перфорацию и призабойную зону составило 2 атм.

Основной ГРП был проведен 14 мая 2021 года. В процессе работы закачали сшитую подушку объемом 90 м³ с концентрацией 8 литр/м³ HGA-48 и 8 литр/м³ HGA-37 при средней скорости подачи 4,2 м³/мин. В пласты было закачано 110 тонн проппанта фракции 20/40 производства Well Prop, из этого объема 109,8 тонн было закачано в пласт C1v1. Конечная концентрация проппанта в блендере составила 971 кг/м³, а в интервале перфорации – 1005 кг/м³. Все запланированные объемы проппанта и жидкости были успешно закачаны.

По результатам проведенного ГРП выполнен анализ состояния призабойной зоны до и после операции с использованием данных гидродинамических исследований (ГДИС). Полученные результаты свидетельствуют о значительном улучшении фильтрационных свойств призабойной зоны. Скин-фактор до и после операции имеет отрицательные значения, что указывает на положительные изменения в состоянии призабойной зоны (таблица 1).

Таблица 1 – Результаты исследований призабойной зоны скважины Х-1

Горизонт	Дата ГРП	Результаты исследований
		До ГРП		После ГРП
		проницаемости, 10-3мкм2	скин	проницаемости, 10-3мкм2	скин
C1V1	26.01.2021	0,02	-2,3	0,7	-3,2

Также проведен мониторинг дебита скважины Х-1, который до проведения ГРП после бурения составлял 2,3 тыс. м³/сут, тогда как проектный показатель был рассчитан 25 тыс. м³/сут. После проведения ГРП дебит газа скважины Х-1 увеличился и приблизился к проектным значениям. Эти данные подтверждают эффективность проведенного ГРП и его положительное влияние на производительность скважины.

В период 2021-2022 гг. на 6 новых добывающих скважинах месторождения Х был осуществлен ГРП с целью повышения продуктивности (таблица 2). Результаты показывают, что в 5 из них удалось добиться положительного эффекта, который выражается в значительном приросте дебита газа. В частности, прирост дебита варьировался от 6,9 до 59,9 тыс. м³/сут. Эти показатели свидетельствуют о высоком потенциале технологии ГРП для улучшения продуктивности скважин и подтверждают ее эффективность как способа увеличения дебита газа.

Однако, в одной из скважин ожидаемого результата не было достигнуто. Как видно на рисунке 2, скважина находилась в зоне с пониженным пластовым давлением, что отрицательно повлияло на эффективности проведенной операции ГРП. Учитывая слабые ФЕС коллекторов и вследствие этого интерференцию давления, важность учета энергетического состояния залежи при выборе скважин для проведения ГРП остается актуальной на сегодняшний день. Для достижения максимального эффекта от ГРП необходимо тщательно подбирать кандидатов, основываясь на данных о давлении и других характеристиках пласта. Энергетическое состояние залежи играет критическую роль в успешности операции, и несоответствие параметров может существенно снизить эффективность ГРП.

Таблица 2 – Результаты ГРП в новых добывающих скважинах

№№	Дата ГРП	До ГРП	После ГРП	Эффективность	Длительность эффекта, мес
		Дебит газа, тыс. м³/сут	Дебит газа, тыс. м³/сут	Δ газа, тыс. м³/сут
Х-11	06.05.2021	0,2	7,1	6,9	3
Х-12	14.05.2021	18,8	3,8	-15	Нет эффекта
Х-13	23.08.2021	2,3	26,7	26,7	4
Х-14	13.08.2021	0,1	59,9	59,9	7
Х-15	21.12.2022	11,5	46,1	34,6	3
Х-16	17.12.2022	0,5	27,6	27,1	6

Рис.2 – Карта изобар

Также, одной из основных причин снижения продуктивности газовых и газоконденсатных скважин является накопление жидкости в стволе скважины. Это происходит вследствие изменения фазового состояния углеводородной смеси, что приводит к образованию жидкостного столба, создающего противодавление на пласт. В результате снижается устьевое давление, что, в свою очередь, уменьшает производительность скважины. Для стабилизации добычи и предотвращения подобных ситуаций после проведения ГРП необходимо периодически осуществлять специальные мероприятия. В их числе такие технологии, как колтюбинг, ПИШ и плунжерный лифт. Как видно на представленных диаграммах (рис.3), после проведения этих мероприятий наблюдается положительный эффект. который отражается в изменении конденсатно-газового фактора, что подтверждает успешный вынос жидкости из призабойной зоны.

На основе полученных результатов можно сделать вывод о необходимости продолжения реализации этих мероприятий на месторождении. Дальнейшее применение соответствующих технологий позволит поддерживать эффективный процесс удаления жидкости с забоя скважин, что способствует стабилизации и увеличению добычи.

На месторождении Х в период 2014 – 2021 гг. было проведено 14 повторных ГРП на 10 скважинах (рис. 4). Средний интервал между первичными и повторными операциями составил 5–6 лет. По результатам повторных ГРП прирост дебита газа варьируется от 1 до 51,2 тыс. м³/сут. Это значительно меньше по сравнению с первичными операциями, где прирост достигал от 1 до 197 тыс. м³/сут.

Эти данные указывают на то, что первичные ГРП имеют более значительный эффект по сравнению с повторными операциями. Прирост дебита газа при повторных ГРП значительно ниже, что подчеркивает необходимость тщательного планирования и оценки при проведении таких операций для достижения оптимальных результатов. Также проанализирована разница в тоннажности проппанта при повторных ГРП, где выявлено, что при проведении повторных ГРП часто сохраняется тот же объем закачиваемого проппанта, что использовался в первичной операции (рис.5). Анализ показал, что сохранение первоначального объема проппанта не приводит к значительному увеличению дебита газа. Для повышения эффективности повторных ГРП рекомендуется пересмотреть дизайн операции и рассмотреть возможность увеличения объема закачиваемого проппанта. Увеличение объема может повлиять на геометрию трещин, что, в свою очередь, может способствовать увеличению дебита газа при повторных ГРП. 

Рис.3 - Динамика добычи скважин до и после проведения мероприятий по очистке призабойной зоны

Рис. 4 – Динамика выполнения операций ГРП по годам

Рис. 5 – Изменение дебитов после повторных ГРП в зависимости от тоннажности закачанного проппанта

Выводы

Применение ГРП на газоконденсатном месторождении Х продолжает оставаться актуальным и востребованным методом повышения эффективности добычи углеводородов. Анализ продемонстрировал, что ГРП представляет собой ключевой инструмент для оптимизации продуктивности скважин, особенно в условиях сложных и низкопроницаемых коллекторов. Создание базы скважин-кандидатов для ГРП является важным шагом в планировании, позволяя более эффективно распределять ресурсы и достигать высоких результатов.

Результаты повторных ГРП показывают, что прирост дебита газа при таких операциях часто менее значителен по сравнению с первичными ГРП. Это подчеркивает необходимость тщательного выбора времени и объема проппанта для повторных операций, что позволит обеспечить их максимальную эффективность. Эффективное использование ГРП в новых проектных скважинах подтверждает его роль в увеличении производительности, особенно при проведении гидродинамических исследований до и после ГРП, которые способствуют корректировке технологии и максимизации ее результатов.

Учитывая слабые фильтрационные свойства коллекторов и интерференцию давления, ГРП остается одним из основных методов увеличения добычи углеводородов. Для достижения оптимальных результатов необходимо тщательно подбирать дизайн операции, объем и тип проппанта, а также учитывать специфические особенности каждого месторождения. Тщательный подход к планированию и выполнению ГРП позволит улучшить продуктивность скважин и обеспечить устойчивое развитие добычи углеводородов на газоконденсатном месторождении Х.

 

About the authors

Renat Asylbekovich Yussubaliyev

"Kazakh Research Geological Prospecting Oil Institute" LLP

Email: yussubaliyev.r@kaznigri.kz

Master of Business Administration;

Director of KazNIGRI LLP

Kazakhstan, Aiteke by str. 43a, Atyrau city

Bayan Ruslanovna Tulenbayeva

"Kazakh Research Geological Prospecting Oil Institute" LLP

Email: b.tulenbayeva@kaznigri.kz

Master of Oil and Gas Engineering;

Deputy Director for Project Activities of KazNIGRI LLP

Aiteke by str. 43a, Atyrau city

Akbayan Bekbolatkyzy Konys

"Kazakh Research Geological Prospecting Oil Institute" LLP

Author for correspondence.
Email: konysakbayan@gmail.com

Master of Oil and Gas Engineering;

Engineer of the design and analysis department of KazNIGRI LLP

Kazakhstan, Aiteke by str. 43a, Atyrau city

References

Supplementary files