Email this article METHODOLOGICAL APPROACHES TO ANALYZING THE EFFECTIVENESS OF HYDRAULIC FRACTURING ON THE EXAMPLE OF THE M FIELD
- Authors: Sagyngali N.1, Baspayev Y.1, Bashev A.A.2, Jaxylykov T.S.2, Mardanov A.S.2, Mukatov Z.2
-
Affiliations:
- Atyrau Branch of "KMG Engineering" LLP
- Atyrau branch of KMG Engineering
- Section: Original studies
- URL: https://vestnik-ngo.kz/2707-4226/article/view/108930
- DOI: https://doi.org/10.54859/kjogi108930
- ID: 108930
Cite item
Full Text
Abstract
Background. This article examines methodological approaches to evaluating Hydraulic Fracturing (HF) efficiency, using the M field as a case study. A comprehensive analysis of the geological and technical conditions, reservoir structure, and initial rock filtration properties was conducted. HF effectiveness was assessed by comparing oil production rate dynamics and productivity changes before and after the operations. Focus was placed on factors influencing HF success, including permeability, natural fracturing, and reservoir saturation. The results offer practical recommendations for optimizing HF design and execution in reservoirs deeper than 500 m, thus enhancing field development efficiency.
Objective. This work presents Kazakhstan's first practical experience implementing Hydraulic Fracturing (HF) in an unconventional reservoir: a poorly cemented, high-permeability formation containing high-viscosity oil at a shallow depth.
Materials and Methods. The analysis utilized field observation data and official reports on HF operations conducted at the M field. Specialized FracPro software was used to model the reservoir's geomechanical and filtration properties and to simulate fractures based on actual pumping parameters. These models were compared against executed HF results to assess design conformance and analyze the effectiveness of the implemented procedures.
Results. The study analyzed the actual HF operations performed on wells at the M field. Modeling of fracture parameters was conducted in FracPro using real-world injection data. Comparing the calculated and actual performance indicators allowed for the evaluation of treatment efficacy, validation of achieved production rates against design expectations, and identification of key result-influencing factors.
Conclusion. The findings confirm the necessity of further optimization in HF design and execution at the M field, particularly regarding the refinement of injection parameters and correction of the model's filtration-storage characteristics. This comprehensive analytical approach not only improves the efficacy of already performed treatments but also forms the basis for selecting optimal candidates and enhancing HF design in future projects.Keywords: hydraulic fracturing, machine learning, automation, well selection, forecasting, data analysis, HF efficiency.
Full Text
ВВЕДЕНИЕ
Месторождение М расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины и было введено в эксплуатацию в 1999 году. Высокая вязкость нефти обуславливает низкие дебиты по меловым горизонтам, которые находятся в пределах 0,7–1,5 т/сут. Дополнительные осложнения эксплуатации связаны с пескопроявлениями, возникающими как во внутрискважинном, так и в наземном оборудовании. Концентрация вынесенного песка варьируется от 11 до 3689 мг/л, что приводит к значительным экономическим потерям вследствие выхода из строя действующих скважин, ускоренного износа подземного и наземного оборудования, а также необходимости дополнительных затрат на восстановительные мероприятия.
Пескопроявления также становятся причиной ускоренного износа оборудования, обрывов насосных штанг и других осложнений, что приводит к снижению добычи и увеличению времени простоя. В неустойчивых коллекторах нередко наблюдаются обвалы пород, вызывающие смятие эксплуатационных колонн и требующие длительных ремонтных работ либо ликвидации скважин. Указанные факторы способствуют снижению производительности и ухудшению коэффициента эксплуатации, что делает проблему пескопроявлений на месторождении М крайне актуальной и требующей комплексного решения.
Исторически гидроразрыв пласта (ГРП) применялся преимущественно в низкопроницаемых коллекторах для интенсификации притока. В последние годы наблюдается тенденция к его использованию и в коллекторах с высокой проницаемостью, где технология рассматривается как один из эффективных инструментов оптимизации добычи и борьбы с осложнениями.
Одной из наиболее актуальных проблем разработки слабосцементированных коллекторов остаётся вынос песка. Это явление приводит к возникновению целого комплекса осложнений: ускоренному износу подземного и наземного оборудования, образованию песчаных пробок, снижению дебитов и росту затрат на ремонтно-восстановительные мероприятия. В условиях неустойчивых коллекторов дополнительным осложняющим фактором становятся обвалы пород, способные вызвать смятие эксплуатационных колонн и привести к необходимости длительных ремонтов или даже ликвидации скважин.
Проведение ГРП в высокопроницаемых пластах связано с рядом особенностей моделирования. Высокие фильтрационные потери затрудняют прогнозирование формы и роста трещины и увеличивают неопределённость расчётов. Согласно литературным данным, использование жидкостей с повышенной вязкостью способствует стабилизации процесса раскрытия трещины и снижению глубины её проникновения в пласт. Экспериментальные исследования также показывают, что регулирование потерь жидкости позволяет снизить эффективное давление и уменьшить риск проникновения рабочей жидкости в пласт с высокой проницаемостью.
Для рассматриваемого месторождения дополнительной особенностью является высокая вязкость нефти, которая в сочетании со слабой цементацией коллекторов оказывает негативное влияние на продуктивность скважин. Аналогичные вызовы отмечены и на других объектах, где проведение ГРП в условиях высокопроницаемых и нестабильных коллекторов требовало более точного прогнозирования потерь жидкости и оптимизации технологических параметров.
Проведение и последующий анализ ГРП в условиях высокопроницаемых коллекторов рассматриваемого месторождения представляются важным инструментом повышения продуктивности скважин и снижения негативного влияния пескопроявлений.
Таблица 1. – Опыт проведения ГРП на месторождениях-аналогах
Месторождение / Field | М, II объект / II object | Дури, Индонезия / Duri, Indonesia | Пески Ринду, Дури / Rindu Sands, Duri |
Глубина залегания, м Depth of occurrence, m | 285 | 214 | 153 |
Нефтенасыщенность, % Oil saturation, % | 74 | 55 |
|
Пористость, % Porosity, % | 35 | 32 | 30-35 |
Проницаемость, мД Permeability, mD | 547 | 1500 | 1300-3000 |
Пластовая температура, °C Reservoir temperature, °C | 23 | 34 |
|
Пластовое давление, атм Reservoir pressure, atm | 24 | 12,25 | 10 |
Вязкость нефти, сП Oil viscosity, cP | 246,6 | 400 | 160 |
Результат Result |
| Исследовано поведение фильтрации жидкости в высокопроницаемых коллекторах / The behavior of liquid filtration in highly permeable reservoirs is investigated | Увеличение продуктив- ности с 28% до 162% / Increased productivity from 28% to 162% |
Технологические особенности проведения ГРП на месторождении М
RCP-проппанты (Resin Coated Proppants) представляют собой кварцевый или керамический проппант, покрытый специальной смолой, которая повышает его прочностные и фильтрационные характеристики. Использование RCP позволяет значительно снизить риск миграции проппанта и образования пробок в трещинах за счёт способности частиц к частичной агрегации и фиксации после закачки. Дополнительным преимуществом является уменьшение выноса механических примесей и песка, что особенно важно при разработке слабосцементированных коллекторов. Благодаря улучшенной устойчивости к воздействию высоких давлений и температур, RCP-проппанты способствуют увеличению проводимости трещины во времени и обеспечивают более стабильный прирост дебита скважин.
Отличительной особенностью нефтяной промышленности Казахстана является нахождение значительной части разрабатываемых месторождений на поздней стадии разработки. В условиях исчерпания запасов данные месторождения характеризуются падением добычи и высокой обводненностью. Следовательно, проблема повышения эффективности требует особого внимания, так как вопрос экономической рентабельности остается открытым. В настоящее время ГРП является одним из наиболее эффективных методов интенсификации добычи. А правильный подбор эффективного скважины-кандидата, в свою очередь, определяет успешность проведения ГРП.
МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ
Объектом настоящего комплексного исследования и последующего опытно-промышленного внедрения технологии явилась эксплуатационная скважина, которая была выбрана в качестве пилотного кандидата для кардинального улучшения приточных характеристик. Продуктивный горизонт залегает на относительно незначительной глубине, составляющей всего 250 метров, что обуславливает низкие пластовые давления и минимальное горное давление. При этом коллектор характеризуется аномально высокой естественной проницаемостью, среднее значение которой достигает 1000 мД.
Ключевым лимитирующим фактором, сдерживающим продуктивность скважины до интенсификации, являлась исключительная вязкость пластовой нефти, составляющая 246 сПз. Именно этот гидродинамический параметр, наряду с наличием критической кольматации призабойной зоны, объяснял парадоксально низкий дебит скважины, который был зафиксирован на уровне 2 т/сут, несмотря на превосходные фильтрационные характеристики коллектора. Кроме того, скважина систематически демонстрировала пескопроявления, что указывало на острую проблему механической нестабильности ствола. В связи с этим, операция Гидроразрыва Пласта была утверждена как необходимое комплексное мероприятие, направленное на обход кольматированной зоны и обеспечение долговременной стабилизации притока.
ГРП проведен на скважинах A, B и C. При ГРП были использованы химические реагенты компании ООО «Уралпласт». В частности активатор RCP-проппанта UpLK-11. На скважине А ГРП проведен в целевом меловом горизонте, на интервалах перфорации 251-259 м. Рецептура жидкости по трем скважинам приведена ниже (таблица 2). График закачки приведен в таблице 3 и на рисунке 1. Профиль трещины в симуляторе приведен на рисунке 2.
Таблица 2 – Рецептура жидкости.
Компонент жидкости ГРП | Наименован | Концентрация скв. А | Концентрация скв. В | Концентрация скв. С | |||
Гелеобразующий агент | UpFWG-7 | 2,40 | кг/м3 | 2,40 | кг/м3 | 2,40 | кг/м3 |
Сшиватель | UpНТ-7 | 2 - 2 | л/м3 | 2,2 - 2,2 | л/м3 | 2,2 - 2,2 | л/м3 |
Стабилизатор глин/Деэмульгатор | Up ECS | 1,5 | л/м3 | 1,5 | л/м3 | 1,5 | л/м3 |
Биоцид | UpE-7bio | 0,06 | кг/м3 | 0,06 | кг/м3 | 0,06 | кг/м3 |
Активатор RCP | UpLK-11 | 0 - 30 | л/м3 | 0 - 30 | л/м3 | 0 - 30 | л/м3 |
Жидкий брейкер | UpBLT(Б) | 4,5 - 4,5 | л/м3 | 4,5 - 4,5 | л/м3 | 4,5 - 4,5 | л/м3 |
Активатор брейкера | UpBRP-A(0) | 4,5 - 4,5 | л/м3 | 4,5 - 4,5 | л/м3 | 4,5 - 4,5 | л/м3 |
Живой брейкер | UpAP-1 | 0,4 - 0,5 | кг/м3 | 0,4 - 0,5 | кг/м3 | 0,4 - 0,5 | кг/м3 |
Таблица 3 – График закачки на скважине А
Ста- дия № | Тип стадии | Тип жидкости | Объем жидкости (м3) | Концентрация пропанта 1 (кг/м3) | Концентрация пропанта 2 (кг/м3) | Пропант стадии (кг) | Расход смеси 1 (м3/мин) | Расход смеси 2 (м3/мин) | Тип пропанта |
Жидкость в скважине | H2O | 2,008 |
|
|
|
|
|
| |
1 | Закачка воды | UPFWG LG 2.4 | 1,800 |
|
|
| 2,3 | 2,3 |
|
2 | Остановка закачки | ОСТАНОВКА ЗАКАЧКИ |
|
|
|
|
|
| |
3 | Мини-ГРП | UPFWG XL 2.4 | 4,000 |
|
|
| 2,3 | 2,3 |
|
4 | Пропантная пачка | UPFWG XL 2.4 | 5,000 | 100 | 300 | 999 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 16/20 |
5 | Мини-ГРП | UPFWG XL 2.4 | 4,000 |
|
|
| 2,3 | 2,3 |
|
6 | Мини-ГРП | UPFWG LG 2.4 | 2,800 |
|
|
| 2,3 | 2,3 |
|
7 | Остановка закачки | ОСТАНОВКА ЗАКАЧКИ |
|
|
|
|
|
| |
8 | Буфер основного ГРП | UPFWG XL 2.4 | 8,000 |
|
|
| 2,3 | 2,3 |
|
9 | Смесь основного ГРП | UPFWG XL 2.4 | 3,800 | 100 | 300 | 759 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 16/20 |
10 | Смесь основного ГРП | UPFWG XL 2.4 | 3,600 | 300 | 500 | 1439 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 12/18 |
11 | Смесь основного ГРП | UPFWG XL 2.4 | 3,600 | 500 | 700 | 2158 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 12/18 |
12 | Смесь основного ГРП | UPFWG XL 2.4 | 3,600 | 700 | 900 | 2877 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 12/18 |
13 | Смесь основного ГРП | UPFWG XL 2.4 | 3,600 | 900 | 1100 | 3596 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 12/18 |
14 | Смесь основного ГРП | UPFWG XL 2.4 | 1,800 | 1100 | 1200 | 2068 | 2,3 | 2,3 | WellProp RCP |
15 | Смесь основного ГРП | UPFWG XL 2.4 | 1,000 | 1200 | 1200 | 1199 | 2,3 | 2,3 | WellProp RCP |
16 | Продавка основного ГРП | UPFWG LG 2.4 | 1,600 |
|
|
| 2,3 | 2,3 |
|
17 | Остановка закачки | ОСТАНОВКА ЗАКАЧКИ |
|
|
|
|
|
|
|
Рисунок 1 – График закачки
Рисунок 2 – Профиль трещины ГРП на скважине А
Для успешной реализации многоцелевой задачи был осуществлен тщательный подбор технологических материалов, специально адаптированных под условия низконапорного и высоковязкого коллектора. В качестве расклинивающего агента для формирования высокопроводимого и механически устойчивого канала был выбран консолидирующийся проппант с полимерным покрытием — RCP (Resin-Coated Proppant). Применение RCP-проппанта было обусловлено необходимостью частичной консолидации пачки после закачки. Это технологическое требование является критическим в условиях низкого горного давления на 250 м, где RCP-проппант гарантирует механическую устойчивость пачки и создает прочный фильтрующий каркас, который эффективно предотвращает вынос песка и стабилизирует ствол.
Рисунок 3 – RCP проппант
Консолидирующийся проппант с полимерным покрытием (RCP-проппант) стандартно использует механизм термической активации, при котором смоляной связующий слой "спекается" под воздействием высоких пластовых температур, что обеспечивает механическую стабильность проппантной пачки. Однако, на данном месторождении, где продуктивный горизонт залегает на минимальной глубине 250, пластовые температуры значительно ниже критического порога, необходимого для инициирования термоактивации. В этих условиях применение RCP-проппанта потребовало модификации технологического процесса. Для обеспечения надежного спекания резинового смоляного слоя и формирования устойчивого противопесочного барьера в условиях низких температур был применен химический активатор UpLK-11. Этот активатор, добавляемый в жидкость-носитель, химически инициирует процесс консолидации проппантной пачки, эффективно заменяя тепловую энергию. Использование химической активации позволило полностью реализовать потенциал RCP-проппанта по созданию прочного каркаса, что является критически важным для долговременной стабилизации притока.
Рисунок 4 – «Спекшийся» RCP-проппант
В качестве жидкости разрыва была применена низковязкая полимерная гелевая система на водной основе. Состав жидкости был специально оптимизирован для минимизации коэффициента фильтрационных потерь в аномально проницаемый пласт, а также для обеспечения эффективного транспортирования RCP-проппанта и снижения потерь на трение при закачке. Применение оптимизированной жидкости способствовало созданию максимально широкой трещины, что является необходимым условием для облегчения притока высоковязкой нефти (246 сПз).
Операция ГРП была реализована с обязательной адаптацией технологического регламента к условиям малой глубины. Проектирование геометрии трещины было сфокусировано на создании оптимальной, короткой, но предельно широкой трещины с высочайшим показателем проводимости. Данный дизайн был выбран для достижения двух целей: эффективного обхода зоны кольматации и минимизации потерь давления при фильтрации высоковязкой нефти в трещину.
После инициирования и развития трещины производилась закачка проппанта по технологии плавного повышения концентрации для обеспечения максимальной плотности пачки. После завершения закачки скважина была переведена на технологическую выдержку в режиме "закрытый забой" на расчетное время. Этот этап обеспечил полную полимеризацию покрытия RCP-проппанта, что закрепило пачку и гарантировало ее устойчивость в качестве долгосрочного противопесочного барьера.
РЕЗУЛЬТАТЫ
Эффективность применения технологии Гидроразрыва Пласта с консолидирующимся RCP-проппантом была подтверждена на основании анализа промысловых данных до и после проведения интенсификации. Анализ результатов проводился по ключевым эксплуатационным показателям, включая сравнение начальных дебитов нефти и динамики добычи, зафиксированной в течение последующего периода эксплуатации. Сводные результаты, представленные в Таблице 4. До проведения ГРП скважина А функционировала с дебитом, составлявшим 0.5 т/сут. После успешной реализации операции и выхода скважины на стабильный режим эксплуатации, дебит по нефти увеличился до 8.1 т/сут. По трём скважинам прирост добычи нефти составил от 3 т/сут до 7.6 т/сут.
Таблица 4 – Показатели работы скважины.
№ | Скважина | Дебит до ГТМ | Дебит после ГТМ | ||||
Qж, м3/сут | Обв., % | Qн, т/сут | Qж, м3/сут | Обв., % | Qн, т/сут | ||
1 | A | 0,84 | 34,6 | 0,5 | 14,6 | 38,8 | 8,1 |
2 | B | 0,5 | 22,8 | 0,35 | 4,4 | 18,1 | 3,3 |
3 | C | 0,55 | 35,1 | 0,33 | 6,8 | 37 | 3,9 |
Для оценки устойчивости достигнутого эффекта был проведен анализ динамики добычи по трем скважинам, прошедшим интенсификацию, представленной на Графике 1 (ссылка на график). Данный график иллюстрирует динамику суточной добычи нефти за шестимесячный период после ГРП. На всех трех скважинах зафиксировано резкое ступенчатое увеличение добычи сразу после ввода в эксплуатацию.
Важным наблюдением является устойчивость достигнутого дебита. В отличие от неустойчивого роста, характерного для кислотного воздействия, скважины, обработанные RCP-проппантом, демонстрируют относительно пологую кривую снижения добычи. Это подтверждает, что созданный консолидированный проппантный каркас функционирует как долгосрочный высокопроводимый канал, не подверженный быстрому смыканию или разрушению, что является прямым следствием успешного решения проблемы пескопроявлений и стабилизации призабойной зоны.
Рисунок 5 – График добычи скважины А
Рисунок 6 – График добычи скважины В
Рисунок 7 – График добычи скважины С
Технологический успех операции был подтвержден качественными данными: полное прекращение выноса механических примесей на скважинах А и С. Отсутствие пескопроявлений при работе скважины на значительно увеличенном дебите доказывает, что консолидация RCP-проппанта на глубине 250 метров прошла успешно, создав надежный и механически стабильный фильтрующий барьер. Таким образом, достигнутые результаты демонстрируют высокую эффективность ГРП с RCP-проппантом как в области интенсификации (увеличение дебита), так и в области управления осложнениями (контроль песка).
Эффективность проведенной операции была подтверждена на основании количественных и качественных критериев после ввода скважины в эксплуатацию. Основным критерием явилось кардинальное увеличение дебита нефти с 0.5 т/сут до 8 т/сут, что подтвердило успешность обхода вязкостного и кольматационного сопротивлений. Технологический успех был также подтвержден полным прекращением выноса механических примесей при работе скважины на новом дебите.
ОБСУЖДЕНИЕ
Анализ результатов опытно-промышленного применения Гидроразрыва Пласта (ГРП) на пилотной скважине демонстрирует, что фактический эффект от операции значительно превзошел изначальные цели, фокусировавшиеся на стабилизации призабойной зоны. Основная дискуссия строится вокруг интерпретации значительного увеличения дебита нефти — с 0.5 т/сут до 8.1 т/сут. Этот рост подтверждает успешное преодоление двух ключевых, взаимосвязанных факторов, ограничивающих продуктивность коллектора.
Во-первых, операция успешно решила проблему критического вязкостного сопротивления. Невероятно высокая вязкость пластовой нефти (246 сПз) в условиях неглубокого залегания сдерживала естественный приток, несмотря на проницаемость пласта (1000 мД). Создание короткой, но предельно широкой трещины с проппантной набивкой стало решающим гидравлическим вмешательством. ГРП создал высокопроводимый канал, который обеспечил прямое сообщение ствола с неповрежденной частью пласта, что позволило резко снизить градиент давления, необходимый для фильтрации столь высоковязкой нефти. ГРП сработал как мощный механизм интенсификации, значительно улучшив коэффициент продуктивности скважины.
Во-вторых, успешность ГРП подтверждает, что первоначально низкий дебит был вызван глубокой и стойкой кольматацией призабойной зоны. Проницаемость в 1000 мД является слишком высокой, чтобы дебит в 0.5 т/сут был обусловлен только лишь вязкостью. Следовательно, ГРП выступил в роли эффективного "шунта", который обошел эту загрязненную зону, образовавшуюся в результате проникновения буровых растворов или нестабильности самого коллектора. Выбор консолидирующегося RCP-проппанта оказался технически оптимальным, поскольку он не только устранил кольматацию, но и решил вторую фундаментальную проблему — пескопроявления. Полимерное покрытие позволило создать устойчивый фильтрующий каркас даже при минимальном горном давлении на глубине 250 метров, что гарантирует механическую стабильность пачки и предотвращает последующий вынос породы, тем самым обеспечивая долговечность достигнутого эффекта.
Таблица 5 – Данные по ПРС на скважине А.
№ | Дата начала работы | Дата окончания работы | Вид ремонтных работ |
1 | 11.07.2025 | 14.07.2025 | Очистка и промывка забоя |
2 | 30.11.2024 | 06.12.2024 | Очистка и промывка забоя |
3 | 09.10.2021 | 12.10.2021 | Промывка песчаной пробки |
4 | 24.12.2020 | 27.12.2020 | Промывка песчаной пробки |
5 | 19.11.2020 | 21.11.2020 | Промывка песчаной пробки |
6 | 13.10.2020 | 16.10.2020 | Промывка песчаной пробки |
7 | 16.09.2020 | 19.09.2020 | Промывка песчаной пробки |
8 | 31.08.2020 | 02.09.2020 | Промывка песчаной пробки |
9 | 13.05.2020 | 16.05.2020 | Промывка песчаной пробки |
10 | 05.01.2020 | 07.01.2020 | Замена винтовой пары |
11 | 17.11.2019 | 21.11.2019 | Промывка скважины |
12 | 07.11.2019 | 10.11.2019 | Очистка и промывка забоя |
13 | 07.09.2019 | 12.09.2019 | Подготовка скважины к ГИС |
14 | 22.01.2019 | 23.01.2019 | Очистка и промывка забоя |
15 | 21.09.2018 | 24.09.2018 | Ревизия насоса |
16 | 12.09.2018 | 18.09.2018 | Очистка и промывка забоя |
В свете полученных результатов, становится очевидным, что технология ГРП с использованием RCP-проппанта должна рассматриваться не как метод ремонта или борьбы с осложнениями, а как стандартный и экономически оправданный метод заканчивания скважин в данном горизонте. Масштабирование этой технологии является ключом к разблокированию и эффективной выработке запасов, где высокая вязкость нефти является доминирующим лимитирующим фактором.
ВЫВОДЫ
В результате проведенных опытно-промышленных работ на скважине с низким дебитом была подтверждена высокая эффективность применения технологии Гидроразрыва Пласта с консолидирующимся RCP-проппантом. Были проанализированы ключевые факторы, ограничивающие продуктивность: аномально высокая вязкость пластовой нефти (246 сПз), механическая нестабильность коллектора на малой глубине (250 м), а также наличие зон критической кольматации призабойной зоны. Результаты показали, что модифицированный метод активации RCP-проппанта с использованием химического активатора UpLK-11 в условиях низких пластовых температур позволил создать стабильный, высокопроводимый канал, что привело к увеличению дебита нефти с 0.5 т/сут до 8 т/сут. Это подтверждает необходимость учета специфических гидродинамических и геомеханических особенностей коллектора при выборе метода интенсификации.
В связи с тем, что данный горизонт характеризуется общими проблемами высокой вязкости и пескопроявления, успешное внедрение технологии ГРП с RCP-проппантом приобретает особое стратегическое значение. Масштабирование данного метода, доказавшего свою способность преодолевать множественные лимитирующие факторы, позволяет не только восстановить потенциал низкодебитных скважин, но и обеспечить стабильное развитие фонда. Повторяемость положительных результатов, демонстрируемая данным методом, способствует созданию более эффективных и адаптированных технологических решений для всего месторождения. В результате это приводит к значительному повышению коэффициента извлечения нефти и обеспечению устойчивого развития нефтегазовой отрасли в условиях эксплуатации высоковязких запасов.
About the authors
Nurtas Sagyngali
Atyrau Branch of "KMG Engineering" LLP
Email: n.sagyngali@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0009-2631-9160
Kazakhstan
Yerlan Baspayev
Email: y.baspayev@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0009-8912-9938
Kazakhstan
Adilbek A. Bashev
Atyrau branch of KMG Engineering
Email: a.bashev@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0009-7050-7249
Kazakhstan, Atyrau
Talgat S. Jaxylykov
Atyrau branch of KMG Engineering
Email: t.jaxylykov@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-1530-3974
Kazakhstan, Atyrau
Altynbek S. Mardanov
Atyrau branch of KMG Engineering
Email: a.mardanov@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-8342-3046
Kazakhstan, Atyrau
Zhasulan Mukatov
Author for correspondence.
Email: mukatovzhaslan@gmail.com
ORCID iD: 0009-0008-6323-1742
References
- M. Economides, R. Oligney и P. Valkó, Unified Fracture Design, Alvin, Texas: Orsa Press , 2004.
- G. Wei, T. Babadagli, H. Huang, L. Hou и H. Li, «A visual experimental study: Resin-coated ceramic proppants transport within rough vertical models,» Journal of Petroleum Science and Engineering, т. 191, 2020.
- E. Alagoz и Y. Yaradilmis, «Evaluation of Resin Coated Proppants: A New Custom Method,» International Journal of Earth Sciences Knowledge and Applications, т. 5, № 2, pp. 237-243, 2023.
- F. Fan, F.-X. Li, S.-C. Tian, M. Sheng, W. Khan, A.-P. Shi, Y. Zhou и Q. Xu, «Hydrophobic epoxy resin coated proppants with ultra-high self-suspension ability and enhanced liquid conductivity.,» Petroleum Science, т. 18, № 6, pp. 1753-1759, 2021.
- A. Papinczak и W. Miller II, «Fracture Treatment Design To Overcome Severe Near-Wellbore Damage,» SPE Production & Facilities, т. 9, № 4, pp. 249-256, 1994.
- D. Matanovic, M. Cikes и B. Moslavac, «Sand Control in Well Construction and Operation,» Springer Environmental Science and Engineering, 2012.
- M. Khodaverdian и P. McElfresh, «Hydraulic Fracturing Stimulation in Poorly Consolidated Sand: Mechanisms and Consequences,» SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2000.
- Y. Fan, D. White, A. Aimar и M. Satyagraha, «Frac/Pack Modeling for High-Permeability Viscous Oil Reservoirs of the Duri Field, Indonesia,» SPE Production & Facilities, т. 16, № 03, pp. 189-196, 2001.
Supplementary files
