Email this article Methodological approaches to analyzing the effectiveness of hydraulic fracturing: a case study of the M field
- Authors: Sagyngali N.N.1, Baspayev Y.T.1, Bashev A.A.1, Jaksylykov T.S.1, Mardanov A.S.1, Mukatov Z.A.1
-
Affiliations:
- Atyrau Branch of KMG Engineering
- Issue: Vol 8, No 1 (2026)
- Pages: 43-54
- Section: Oil and gas field development and exploitation
- 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: The work aims to address sand production issues and low mean time between failures (MTBF) of wells at Field M by adapting hydraulic fracturing technology for poorly consolidated formations. The scientific novelty lies in the justification of using hydraulic fracturing as a method for creating a consolidated screen that functions as a downhole filter. The proposed approach achieves a negative skin factor while simultaneously stabilizing the formation skeleton. The practical significance is confirmed by the complete elimination of sand production and improved well operation efficiency in shallow depth conditions.
Aim: To demonstrate the first practical experience in Kazakhstan of implementing hydraulic fracturing in an unconventional reservoir – a poorly consolidated, highly permeable formation with high-viscosity oil at shallow reservoir depth.
Materials and methods: This study is based on field data and operational reports from hydraulic fracturing (HF) activities at Field M. Geomechanical and filtration properties of the formation were simulated, and fracture propagation was modeled in the FracPro software using actual injection parameters. The resulting models were compared with the outcomes of the implemented HF treatments, allowing evaluation of the correspondence between design solutions and field performance, as well as analysis of the effectiveness of the conducted interventions. This work represents Kazakhstan’s first practical experience of implementing HF in an unconventional reservoir: a poorly cemented, highly permeable formation containing high-viscosity oil at shallow depth.
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. A comprehensive analysis was also performed of the geological and technical conditions, reservoir structure, and initial filtration-capacitance properties (FCP) of the formation. Key factors affecting the results included the selection of the optimal concentration of the adhesive composition for proppant consolidation and the control of net pressure during the injection process. Practical recommendations were developed for optimizing the design and execution of HF in reservoirs at depths below 500 m.
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.
Full Text
Введение
Одной из ключевых проблем разработки месторождений со слабосцементированными песчаниковыми коллекторами, к которым относится месторождение М, является интенсивное пескопроявление в процессе эксплуатации скважин. Вынос механических примесей приводит к преждевременному износу погружного оборудования, засорению ствола скважины и, как следствие, росту числа подземных ремонтов (далее – ПРС) и снижению межремонтного периода (далее – МРП).
Традиционные методы борьбы с пескопроявлением, такие как установка механических фильтров или противопесочных экранов, зачастую сопровождаются созданием дополнительного скин-эффекта, что существенно ограничивает приток продукции и снижает эффективность разработки. В этой связи актуальным становится поиск технологий, сочетающих в себе как интенсификацию притока, так и надёжную стабилизацию призабойной зоны пласта (далее – ПЗП).
ГРП традиционно рассматривается как метод увеличения проводимости пласта [1]. Однако при определённых технологических режимах и использовании специализированных материалов ГРП может выступать в качестве эффективного метода контроля пескопроявления. Научный и практический интерес представляет использование проппантов с адгезионным покрытием, способных формировать в трещине устойчивый высокопроводящий каркас, выполняющий функцию глубокого фильтра.
Несмотря на наличие мирового опыта проведения подобных операций, для условий месторождения М с глубинами залегания продуктивных горизонтов менее 500 м и специфическими геомеханическими свойствами пород подбор оптимальных параметров закачки остаётся сложной задачей, требующей дополнительного научного обоснования.
Целью данной работы является теоретическое обоснование и анализ практической эффективности применения ГРП с использованием адгезионных составов для интенсификации добычи и одновременного ограничения выноса песка в условиях месторождения М. В статье представлены результаты верификации проектных параметров в программном комплексе FracPro и дана оценка влияния технологии на динамику добычи и МРП скважин.
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. В табл. 1 представлена информация по мировому опыту применения технологии.
Таблица 1. Опыт проведения ГРП на месторождениях-аналогах
Table 1. Field experience with hydraulic fracturing in similar fields
Наименование показателя Parameter name | М, II объект M, II object | Дури, Индонезия Duri, Indonesia [2] | Пески Ринду, Дури Rindu Sands, Duri [2] |
Глубина залегания, м Reservoir depth, 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 продуктивности с 28% до 162% Productivity increased from 28% to 162% |
Проведение и последующий анализ ГРП в условиях высокопроницаемых коллекторов рассматриваемого месторождения представляются важным инструментом повышения продуктивности скважин и снижения негативного влияния пескопроявлений.
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 м, 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 ПЗП, 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 ГРП была утверждена как необходимое комплексное мероприятие, направленное на обход кольматированной зоны и обеспечение долговременной стабилизации притока.
ГРП проведён на скважинах A, B и C. При ГРП были использованы химические реагенты компании ООО «Уралпласт», в частности, активатор RCP-проппанта UpLK-111 (сокр. от англ. Resin Coated Proppant – проппант с полимерным покрытием).
В условиях слабосцементированных коллекторов месторождения М, склонных к интенсивному пескопроявлению, ключевой задачей ГРП является не только создание трещины высокой проводимости, но и обеспечение её долговременной устойчивости к выносу частиц пластового песка [3].
Научное обоснование выбора активатора проппанта базируется на термодинамической теории адгезии. Механизм действия жидкого адгезива заключается в снижении свободной поверхностной энергии на границе раздела фаз «кварц – полимер – пластовый флюид». При закачке активатора на поверхности проппанта формируется устойчивая адсорбционная плёнка, обладающая высокой когезионной прочностью.
Процесс консолидации протекает в две стадии:
- Формирование адгезионного контакта за счёт сил ван-дер-Ваальса и образования водородных связей между функциональными группами активатора и гидроксильными группами на поверхности зерен песка (Si-OH).
- Структурная консолидация. При смыкании трещины под действием горного давления происходит перераспределение адгезива в точки контакта зёрен, где образуются «полимерные мостики».
Это создаёт эффект эластичного армирования, при котором проппантная пачка превращается в пористый фильтр, способный удерживать мелкодисперсные частицы пласта, не снижая при этом фазовую проницаемость для углеводородов [4]. Использование данной технологии позволяет трансформировать геометрию ГРП в эффективный забойный фильтр, увеличивая МРП работы скважин.
На скважине А ГРП проведён в целевом меловом горизонте, на интервалах перфорации 251–259 м. Рецептура жидкости по трем скважинам приведена в табл. 2, график закачки – в табл. 3 и на рис. 1. Профиль трещины в симуляторе приведён на рис. 2.
Таблица 2. Рецептура жидкости
Table 2. Fluid composition
Компонент жидкости ГРП Fracturing fluid component | Наименование Name | Ед. изм. Units | Концентрация / Concentration | ||
скважина А / Well A | скважина В / Well B | скважина С / Well C | |||
Гелеобразующий агент Gelling agent | UpFWG -7 | кг/м3 kg/m3 | 2,40 | 2,40 | 2,40 |
Сшиватель Crosslinker | UpНТ-7 | л/м3 l/m3 | 2–2 | 2,2–2,2 | 2,2–2,2 |
Стабилизатор глин / Деэмульгатор Clay stabilizer / Demulsifier | UpECS | л/м3 l/m3 | 1,5 | 1,5 | 1,5 |
Биоцид Biocide | UpE-7bio | кг/м3 kg/m3 | 0,06 | 0,06 | 0,06 |
Активатор RCP RCP activator | UpLK-11 | л/м3 l/m3 | 0–30 | 0–30 | 0–30 |
Жидкий брейкер Liquid breaker | UpBLT(Б) | л/м3 l/m3 | 4,5–4,5 | 4,5–4,5 | 4,5–4,5 |
Активатор брейкера Breaker activator | UpBRP-A(0) | л/м3 l/m3 | 4,5–4,5 | 4,5–4,5 | 4,5–4,5 |
Живой брейкер Enzyme breaker | UpAP-1 | кг/м3 kg/m3 | 0,4–0,5 | 0,4–0,5 | 0,4–0,5 |
Таблица 3. График закачки ГРП на скважине А
Table 3. Pump schedule for Well A
Стадия Stage | Тип стадии Stage type | Тип жидкости Fluid type | Объём жидкости, м3 Fluid volume, m3 | Концентрация проппанта 1, кг/м3 Proppant concentration 1, kg/m3 | Концентрация проппанта 2, кг/м3 Proppant concentration 2, kg/m3 | Пропант стадии, кг Stage proppant, kg | Расход смеси 1, м3/мин Slurry rate 1, m3/min | Расход смеси 2, м3/мин Slurry rate 2, m3/min | Тип проппанта Proppant type |
Жидкость в скважине Wellbore fluid | H₂O | 2,008 | |||||||
1 | Закачка воды Water injection | UPFWG LG 2.4 | 1,800 | 2,3 | 2,3 | ||||
2 | Остановка закачки Pumping shut-down | ||||||||
3 | Мини-ГРП Mini hydraulic fracturing | UPFWG XL 2.4 | 4,000 | 2,3 | 2,3 | ||||
4 | Проппантная пачка Proppant pad | UPFWG XL 2.4 | 5,000 | 100 | 300 | 999 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 16/20 |
5 | Мини-ГРП Mini hydraulic fracturing | UPFWG XL 2.4 | 4,000 | 2,3 | 2,3 | ||||
6 | Мини-ГРП Mini hydraulic fracturing | UPFWG LG 2.4 | 2,800 | 2,3 | 2,3 | ||||
7 | Остановка закачки Pumping shut-down | ||||||||
8 | Буфер основного ГРП Main hydraulic fracturing buffer | UPFWG XL 2.4 | 8,000 | 2,3 | 2,3 | ||||
9 | Смесь основного ГРП Main hydraulic fracturing slurry | UPFWG XL 2.4 | 3,800 | 100 | 300 | 759 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 16/20 |
10 | Смесь основного ГРП Main hydraulic fracturing slurry | UPFWG XL 2.4 | 3,600 | 300 | 500 | 1439 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 12/18 |
11 | Смесь основного ГРП Main hydraulic fracturing slurry | UPFWG XL 2.4 | 3,600 | 500 | 700 | 2158 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 12/18 |
12 | Смесь основного ГРП Main hydraulic fracturing slurry | UPFWG XL 2.4 | 3,600 | 700 | 900 | 2877 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 12/18 |
13 | Смесь основного ГРП Main hydraulic fracturing slurry | UPFWG XL 2.4 | 3,600 | 900 | 1100 | 3596 | 2,3 | 2,3 | ForeProp 12/18 |
14 | Смесь основного ГРП Main hydraulic fracturing slurry | UPFWG XL 2.4 | 1,800 | 1100 | 1200 | 2068 | 2,3 | 2,3 | WellProp RCP |
15 | Смесь основного ГРП Main hydraulic fracturing slurry | UPFWG XL 2.4 | 1,000 | 1200 | 1200 | 1199 | 2,3 | 2,3 | WellProp RCP |
16 | Продавка основного ГРП Main hydraulic fracturing displacement | UPFWG LG 2.4 | 1,600 | 2,3 | 2,3 | ||||
17 | Остановка закачки Pumping shut-down | ||||||||
Рисунок 1. Хронограмма технологических параметров процесса ГРП (давление, расход, концентрация проппанта)
Figure 1. Chronogram of hydraulic fracturing treatment parameters (pressure, flow rate, proppant concentration)
Рисунок 2. Результаты численного моделирования геометрии трещины в среде FracPro
Figure 2. Results of numerical simulation of fracture geometry using FracPro
Результаты
Для успешной реализации многоцелевой задачи был осуществлён 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 RCP-проппант (рис. 3). Применение RCP-проппанта было обусловлено необходимостью частичной консолидации пачки после закачки.
Рисунок 3. «Спёкшийся» RCP-проппант
Figure 3. Sintered Resin-Coated Proppant
Это технологическое требование является критическим в условиях низкого горного давления на 250 м, где RCP-проппант гарантирует механическую устойчивость пачки и создаёт прочный фильтрующий каркас, который эффективно предотвращает вынос песка и стабилизирует ствол.
Консолидирующийся RCP-проппант стандартно использует механизм термической активации, при котором смоляной связующий слой «спекается» под воздействием высоких пластовых температур, что обеспечивает механическую стабильность проппантной пачки [5]. Однако на данном месторождении, где продуктивный горизонт залегает на минимальной глубине 250 м, пластовые температуры значительно ниже критического порога, необходимого для инициирования термоактивации. В этих условиях применение RCP-проппанта потребовало модификации технологического процесса. Для обеспечения надёжного спекания резинового смоляного слоя и формирования устойчивого противопесочного барьера в условиях низких температур был применён 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.
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 [3], 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 [6]. 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 [7].
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 расчётное время. Этот этап обеспечил полную полимеризацию покрытия RCP-проппанта, что закрепило пачку и гарантировало её устойчивость в качестве долгосрочного противопесочного барьера.
Эффективность применения технологии ГРП 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 представлены в табл. 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 до 7,6 т/сут.
Таблица 4. Показатели работы скважин А, B и C
Table 4. Operational performance of wells A, B and C
№ | Скважина Well | Дебит до ГТМ Production rate before well intervention | Дебит после ГТМ Production rate after well intervention | ||||
Qж, м3/сут Liquid production rate, m3/day | обв., % Water cut, % | Qн, т/сут Oil production rate, t/day | Qж, м3/сут Liquid production rate, m3/day | обв., % Water cut, % | Qн, т/сут Oil production rate, t/day | ||
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 |
Qж – дебит жидкости, м3/сут; Qн – дебит нефти, т/сут
ГТМ – геолого-технические мероприятия
Для оценки устойчивости достигнутого эффекта был проведён анализ динамики добычи по трём скважинам, прошедшим интенсификацию (рис. 4–6). Данный график иллюстрирует динамику суточной добычи нефти за шестимесячный период после ГРП. На всех трёх скважинах зафиксировано резкое ступенчатое увеличение добычи сразу после ввода в эксплуатацию.
Рисунок 4. График добычи скважины А
Figure 4. Production profile for Well A
Рисунок 5. График добычи скважины B
Figure 5. Production profile for Well B
Рисунок 6. График добычи скважины C
Figure 6. Production profile for Well C
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 ПЗП.
Технологический успех операции был подтверждён полным прекращением 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 м прошла успешно, создав надёжный 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 проведённой операции была подтверждена на основании количественных и качественных критериев после ввода скважины в эксплуатацию. Основным критерием явилось кардинальное увеличение дебита нефти с 0,5 до 8 т/сут, что подтвердило успешность обхода вязкостного и кольматационного сопротивлений. Технологический успех был также подтверждён полным прекращением выноса механических примесей при работе скважины на новом дебите.
Обсуждение
Анализ результатов опытно-промышленного применения ГРП на пилотной скважине демонстрирует, что фактический эффект от операции значительно превзошёл изначальные цели, фокусировавшиеся на стабилизации ПЗП. Основная дискуссия строится вокруг интерпретации значительного увеличения дебита нефти – с 0,5 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. Очень 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 неповреждённой 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 ПЗП. 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 обошёл эту загрязнённую 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 – пескопроявление. Полимерное покрытие позволило создать устойчивый фильтрующий каркас даже при минимальном горном давлении на глубине 250 м, что гарантирует механическую стабильность пачки и предотвращает последующий вынос породы, тем самым обеспечивая долговечность достигнутого эффекта.
С учётом 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.
В табл. 5 указаны данные по ПРС на скважине А. В 2021 г. скважина переведена в консервацию. Исходя из данных по остановкам работы скважины по причине пескопроявлений до перевода в конcервацию, скважина останавливалась на ПРС 7 раз только за 2020 г.
Таблица 5. Данные по ПРС на скважине А
Table 5. Wellbore intervention data for Well A
№ | Дата начала работы Start date | Дата окончания работы End date | Вид ремонтных работ Type of intervention |
1 | 11.07.2025 | 14.07.2025 | Очистка и промывка забоя Wellbore cleaning and washing |
2 | 30.11.2024 | 06.12.2024 | Очистка и промывка забоя Wellbore cleaning and washing |
3 | 09.10.2021 | 12.10.2021 | Промывка песчаной пробки Sand plug washing |
4 | 24.12.2020 | 27.12.2020 | Промывка песчаной пробки Sand plug washing |
5 | 19.11.2020 | 21.11.2020 | Промывка песчаной пробки Sand plug washing |
6 | 13.10.2020 | 16.10.2020 | Промывка песчаной пробки Sand plug washing |
7 | 16.09.2020 | 19.09.2020 | Промывка песчаной пробки Sand plug washing |
8 | 31.08.2020 | 02.09.2020 | Промывка песчаной пробки Sand plug washing |
9 | 13.05.2020 | 16.05.2020 | Промывка песчаной пробки Sand plug washing |
10 | 05.01.2020 | 07.01.2020 | Замена винтовой пары Screw pair replacement |
11 | 17.11.2019 | 21.11.2019 | Промывка скважины Wellbore washing |
12 | 07.11.2019 | 10.11.2019 | Очистка и промывка забоя Wellbore cleaning and washing |
13 | 07.09.2019 | 12.09.2019 | Подготовка скважины к ГИС Well preparation for FMI |
14 | 22.01.2019 | 23.01.2019 | Очистка и промывка забоя Wellbore cleaning and washing |
15 | 21.09.2018 | 24.09.2018 | Ревизия насоса Pump inspection |
16 | 12.09.2018 | 18.09.2018 | Очистка и промывка забоя Wellbore cleaning and washing |
ГИС – геофизические исследования
Заключение
Обоснована концепция применения ГРП как многофункционального метода интенсификации добычи для месторождений со слабосцементированным коллектором. Установлено, что при использовании специализированных адгезионных составов (активаторов проппанта) ГРП выполняет роль глубокого забойного фильтра, предотвращающего миграцию мелкодисперсных фракций пластового песка.
Экспериментально подтверждена гипотеза о формировании консолидированного проппантного пакера, обладающего высокой фазовой проницаемостью. Результаты опытно-промышленных работ на месторождении М показали, что создание искусственной проводимости в ПЗП позволяет снизить депрессию на пласт при сохранении высоких темпов отбора жидкости, что минимизирует риски разрушения скелета породы.
На основе анализа фактических данных закачки и сопоставления с результатами моделирования в программном комплексе FracPro верифицированы основные геометрические параметры трещин. Установлено, что достижение отрицательных значений скин-фактора коррелирует с расчётной полудлиной трещины и эффективной концентрацией проппанта, что подтверждает высокую точность прогнозных моделей.
Количественно оценена эффективность предлагаемого методического подхода: внедрение технологии позволило не только увеличить средний дебит скважин по нефти, но и существенно увеличить МРП работы скважин за счёт ликвидации пескопроявления, что переводит данные скважины из категории часто ремонтируемого фонда в стабильно работающий фонд.
Предложенная методика подбора параметров ГРП (темп закачки, выбор состава-активатора и дизайн проппантной пачки) может быть рекомендована для тиражирования на аналогичных месторождениях Казахстана со сложными геолого-техническими условиями и склонностью к выносу песка.
ДОПОЛНИТЕЛЬНО
Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.
Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.
Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Сагынгали Н.Н. – моделирование ГРП и выгрузка данных в ПО FracPro; Баспаев Е.Т. – проведение аналитических расчётов и интерпретация результатов; Башев А.А. – разработка методологии исследования; Джаксылыков Т.С. – контроль качества данных, корректировка структуры статьи; Марданов А.С. – согласование окончательной версии для публикации; Мукатов Ж.А. – редактирование текста и формулирование основных выводов.
ADDITIONAL INFORMATION
Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.
Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.
Authors' contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Nurtas N. Sagyngali – Hydraulic Fracturing treatment modeling and data processing in FracPro environment; Yerlan T. Baspayev – analytical calculations and interpretation of results; Adilbek A. Bashev – methodology development; Talgat S. Jaxylykov – data quality control, adjustment of article structure; Altynbek S. Mardanov – coordination of the final version for publication; Zhassulan A. Mukatov – text editing and formulation of key conclusions.
1 https://tduralplast.org/produktsiya/aktivator-rcp-proppanta/1-aktivator-rcp-proppanta-uplk-11.
About the authors
Nurtas N. Sagyngali
Atyrau Branch of KMG Engineering
Author for correspondence.
Email: n.sagyngali@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0009-2631-9160
Kazakhstan, Atyrau
Yerlan T. Baspayev
Atyrau Branch of KMG Engineering
Email: y.baspayev@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0009-8912-9938
Kazakhstan, Atyrau
Adilbek A. Bashev
Atyrau Branch of KMG Engineering
Email: a.bashev@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0009-7050-7249
Kazakhstan, Atyrau
Talgat S. Jaksylykov
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 A. Mukatov
Atyrau Branch of KMG Engineering
Email: mukatovzhaslan@gmail.com
ORCID iD: 0009-0008-6323-1742
Kazakhstan, Atyrau
References
- Economides M, Oligney R, Valkó P. Unified Fracture Design. Alvin: Orsa Press; 2004.
- Fan Y, White DE, Aimar A, Satyagraha MT. Fluid Leakoff and Net Pressure Behavior of Frac&Pack in High-Permeability Viscous Oil Reservoirs of the Duri Field, Indonesia. SPE International Symposium on Formation Damage Control; 2000 Feb 23–24; Lafayette, Louisiana, USA. Available from: onepetro.org/SPEFD/proceedings-abstract/00FD/00FD/SPE-58766-MS/131408?redirectedFrom=PDF.
- Papinczak A, Miller W II. Fracture Treatment Design To Overcome Severe Near-Wellbore Damage. SPE Production & Facilities. 1994;9(4):249–256. doi: 10.2118/25379-PA.
- Fan F, Li F-X, Tian S-C, et al. Hydrophobic epoxy resin coated proppants with ultra-high self-suspension ability and enhanced liquid conductivity. Petroleum Science. 2021;18(6):1753–1759. doi: 10.1016/j.petsci.2021.09.004.
- Alagoz E, Yaradilmis Y. Evaluation of Resin Coated Proppants: A New Custom Method. International Journal of Earth Sciences Knowledge and Applications. 2023;5(2):237–243.
- Matanovic D, Cikes M, Moslavac B. Sand Control in Well Construction and Operation. Berlin: Springer; 2012. 204 p.
- Khodaverdian M, McElfresh P. Hydraulic Fracturing Stimulation in Poorly Consolidated Sand: Mechanisms and Consequences. SPE Annual Technical Conference and Exhibition; 2000 Oct 1–4; Dallas, Texas, USA. Available from: onepetro.org/SPEATCE/proceedings-abstract/00ATCE/00ATCE/SPE-63233-MS/132173.
Supplementary files
