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

Введение

Газ является важным источником энергии и играет ключевую роль в экономике Казахстана. В последние годы в стране наблюдается значительный рост внутреннего потребления газа, что приводит к нехватке этого ресурса и актуализирует 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 [1].

Одной из таких технологий является 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 [2].

Месторождение Х представляет собой многопластовую структуру с двумя основными горизонтами. Серпуховский горизонт является газоконденсатным и состоит из мелко-детритовых известняков. Толщина пластов в этом горизонте варьируется от 1,2 до 12,6 м 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 м, а средняя пористость составляет 13,6%. Этот горизонт также относится к пластово-сводовому типу залежи.

Разработка месторождения Х началась в 2003 г., 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, 26% – ликвидированные, завершившие своё 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.

Рисунок 1. Динамика основных показателей разработки

Figure 1. Dynamics of the primary development indicators

Материалы и методы

Технология ГРП играет ключевую роль в улучшении добычи УВ 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 (далее – УВ) [3]. 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 объём 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 [4].

В процессе ГРП на месторождении в двух скважинах первые использовались растворимые волокна, которые выполняют функцию временного каркаса, предотвращая сплошное уплотнение проппанта и обеспечивая его более равномерное распределение в трещине. После завершения операции и при достижении определённой температуры волокна растворяются, оставляя зазоры для прохождения газа, что способствует увеличению проводимости трещины.

Основная часть

Результаты гиродинамических исследований (далее – ГДИС) указывают на ухудшение фильтрационно-ёмкостных свойств (далее – ФЕС) продуктивных пластов, что связано с низкой проницаемостью пластов месторождения. Это требует применения специализированных технологий для эффективного извлечения УВ. Одной из таких технологий является ГРП [5].

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 12,2 м³ сшитой жидкости с добавлением 0,591 т керамического проппанта фракции 20/40; на следующем этапе было закачано 7,08 м³ линейного геля при скорости 3,11 м³/мин. По завершении работы проведён 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 проведён 14.05.2021 г. В процессе работы закачали сшитую подушку объемом 90 м³ с концентрацией реагентов HGA-48 и HGA-37 8 л/м³ при средней скорости подачи 4,2 м³/мин. В пласты было закачано 110 т проппанта фракции 20/40 производства Well Prop, из этого объема 109,8 т было закачано в пласт C₁v₁. Конечная концентрация проппанта в блендере составила 971 кг/м³, а в интервале перфорации – 1005 кг/м³. Все запланированные объёмы проппанта и жидкости были успешно закачаны.

Результаты

По результатам проведённого ГРП выполнен анализ состояния призабойной зоны до и после операции ГРП с использованием данных ГДИС, включая интерпретацию кривых восстановления давления (далее – КВД). Полученные результаты свидетельствуют о значительном улучшении ФЕС призабойной зоны, что подтверждается снижением скин-фактора, который до и после операции имеет отрицательные значения (табл. 1), указывая на положительные изменения в состоянии призабойной зоны. Метод КВД играет ключевую роль в оценке эффективности ГРП, поскольку позволяет определить степень изменения проницаемости, выявить возможные повреждения или улучшения проводимости пласта, а также оценить радиус дренирования после гидроразрыва. Анализ кривых восстановления давления показал, что после проведения ГРП произошло увеличение коэффициента продуктивности, что свидетельствует о снижении гидродинамического сопротивления в призабойной зоне и расширении области эффективного фильтрационного потока. Полученные результаты демонстрируют, что после ГРП проницаемость призабойной зоны увеличилась, что подтверждается изменением характеристик пластового давления и стабильностью показателей дебита скважины. Дальнейшее совершенствование методологии КВД, включая интеграцию с геомеханическим моделированием, позволит более точно прогнозировать поведение призабойной зоны и оптимизировать параметры проведения ГРП для максимального увеличения продуктивности скважины [6].

Таблица 1. Результаты исследований призабойной зоны скважины Х-1

Table 1. Research results of the Bottomhole Zone of Well X-1

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 на 25 тыс. м³/сут. После проведения ГРП дебит газа скважины Х-1 приблизился к проектным значениям. Эти данные подтверждают эффективность проведённого ГРП и его положительное влияние на производительность скважины.

В 2021–2022 гг. на шести новых добывающих скважинах месторождения Х был осуществлен ГРП с целью повышения продуктивности (табл. 2). Результаты показывают, что в пяти из них удалось добиться положительного эффекта, который выражается в значительном приросте дебита газа – от 6,9 до 59,9 тыс. м³/сут. Однако в одной из скважин ожидаемого результата не было достигнуто. Как видно на рис. 2, скважина находилась в зоне с пониженным пластовым давлением, что отрицательно повлияло на эффективность проведенной операции ГРП. Учитывая слабые ФЕС коллекторов и, вследствие этого, интерференцию давления, важность учёта энергетического состояния залежи при выборе скважин для проведения ГРП остается актуальной. 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

Table 2. HF results in new production wells

Рисунок 2. Карта изобар

Figure 2. Isobar map

На скважинах Х-15 и Х-16 ГРП впервые был выполнен с использованием растворимых волокон. Данная технология направлена на улучшение проводимости трещин за счёт предотвращения преждевременного оседания проппанта и образования зон с низкой фильтрационной способностью.

Дополнительно проведён анализ восстановления температуры после ГРП, т.к. растворимые волокна теряют свою структуру под воздействием термохимических процессов. Время полного растворения волокон рассчитано с учётом пластовых условий, и результаты показали, что их разложение происходило в течение 2–3 мес. после закачки. Это позволило минимизировать закупорку трещин и поддерживать их проводимость в течение более длительного времени.

Сравнительный анализ скважин Х-15, Х-16, где использовались растворимые волокна, и скважин, где применялся традиционный метод ГРП, показал, что средний прирост дебита газа после традиционного ГРП составил 25,04 тыс. м³/сут, в то время как при использовании растворимых волокон прирост составил 30,85 тыс. м³/сут, что на 23% выше. Средняя длительность эффекта после традиционного ГРП составила 4,2 мес., тогда как в скважинах с волокнами этот показатель увеличился до 6 мес. Восстановление температуры после ГРП в скважинах с растворимыми волокнами происходило в среднем на 15% быстрее, что указывает на более стабильное термодинамическое поведение системы. Главное отличие традиционного ГРП от технологии с растворимыми волокнами заключается в механизме удержания проппанта и поддержании проводимости трещины. В традиционной методике основным фактором сохранения проводимости является механическая устойчивость проппанта к закрытию трещины, однако даже при применении высокопрочных керамических проппантов наблюдается постепенное ухудшение их распределения и снижение фильтрационной способности трещины [7]. Использование растворимых волокон позволяет избежать эффекта избыточной концентрации проппанта на определённых участках трещины, что снижает вероятность закупорки каналов. Кроме того, растворимые волокна создают дополнительные пути фильтрации, что позволяет дольше сохранять высокий дебит скважины.

Результаты исследования показывают, что технология растворимых волокон является перспективной для дальнейшего внедрения в низкопроницаемых газоконденсатных месторождениях. Основными преимуществами данной методики являются: увеличение продолжительности эффекта от ГРП, замедление закрытия трещины, снижение риска закупорки фильтрационных каналов, повышение стабильности добычи. В дальнейшем рекомендуется проведение дополнительных исследований для оптимизации состава растворимых волокон, определения оптимального времени их разложения и интеграции технологии с другими методами увеличения газоотдачи.

Исследования [8] показали, что в глубоких и ультраглубоких резервуарах основными проблемами при традиционном ГРП являются: быстрое закрытие трещин, снижение проводимости проппанта из-за его уплотнения, а также образование осадков от жидкости разрыва. В данном экспериментальном исследовании, включающем моделирование процесса закачки в лабораторных условиях, было установлено, что при использовании растворимых волокон средняя проводимость трещины увеличивается на 15–20% по сравнению с традиционными методами ГРП. Это объясняется тем, что волокна временно удерживают каналы открытыми, предотвращая преждевременное оседание проппанта и его избыточную концентрацию в определённых зонах. В процессе растворения волокна высвобождают дополнительные пути фильтрации, что особенно эффективно при разработке газоконденсатных месторождений, где интерференция давления и фазовые переходы могут значительно снижать продуктивность. Кроме того, авторы отмечают, что срок службы трещины после ГРП с использованием растворимых волокон увеличивается в среднем на 25–30%, что приводит к более стабильной добыче УВ в течение продолжительного времени [8].

В исследовании [9] различных систем флюидов, применяемых для ГРП, также обращают внимание на проблему остаточных повреждений пласта, связанных с использованием традиционных гелеобразующих жидкостей. Они отмечают, что полисахаридные гели, такие как гуар, широко применяемые в гидроразрыве, оставляют на стенках трещин остаточные осадки, которые могут снижать их проводимость на 10–40% в зависимости от температуры и проницаемости пласта. В качестве альтернативы рассматривается применение растворимых волокон, которые могут временно обеспечивать необходимую вязкость жидкости, а затем растворяться без образования остаточных продуктов. В ходе лабораторных тестов авторы продемонстрировали, что добавление растворимых волокон в жидкость ГРП повышает коэффициент восстановления проводимости трещины после разрыва с 60% до 85%, что снижает потери дебита на 20–25% по сравнению с традиционными методами. Это особенно важно для низкопроницаемых газоконденсатных коллекторов, где даже небольшие изменения в проводимости трещины могут существенно повлиять на суммарную добычу.

Таким образом, оба исследования подтверждают, что интеграция растворимых волокон в процесс ГРП является эффективной стратегией для повышения продуктивности скважин, улучшения проводимости трещин и продления периода высокой добычи. Результаты показывают, что использование данной технологии может стать важным элементом оптимизации ГРП, особенно в сложных низкопроницаемых газоконденсатных пластах.

Современные подходы к адаптации ГРП

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 [10].

Дополнительно разработан новый подход к адаптации методики ГРП для условий, характеризующихся высоким риском накопления жидкости в стволе скважины. В отличие от традиционных решений, предложена комплексная стратегия стабилизации добычи, включающая интеграцию механизированных методов удаления жидкости с учетом гидродинамических характеристик пласта. В частности, предложена адаптация параметров ГРП с учётом последующей необходимости удаления жидкости. Для этой цели рассматриваются такие технологии, как колтюбинг, пенно-ингибирующая шашка (далее – ПИШ) и плунжерный лифт. Как видно на представленных диаграммах (рис. 3), после проведения этих мероприятий наблюдается положительный эффект, который отражается в изменении газоконденсатного фактора, что подтверждает успешный вынос жидкости из призабойной зоны. Сравнительный анализ скважин с традиционной и комплексной стратегией показал, что во втором случае средняя стабильность добычи увеличивается на 18–25%, а снижение дебита замедляется. 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 поспособствует стабилизации и увеличению добычи [11].

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

Figure 3. Dynamics of well production before and after bottom-hole zone treatment

а) Х-4; б) Х-6; в) Х-7; г) Х-9

ГТМ – геолого-технические мероприятия / wellbore intervention; ПИШ / FICV – пенно-ингибирующая шашка / foam-inhibiting check valves; КВД / PBU – кривая восстановления давления / pressure build up; Рпл – пластовое давление, МПа / reservoir pressure, MPa; Рзаб – забойное давление, МПа / bottom hole pressure, MPa; Руст – устьевое давление, МПа / well-head pressure, MPa

На месторождении Х в 2014–2021 гг. было проведено 14 повторных ГРП на десяти 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.

Рисунок 4. Динамика выполнения операций ГРП по годам

Figure 4. Dynamics of HF operations by years

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 [12]. Также проанализирована разница в тоннажности проппанта при повторных ГРП, где выявлено, что при проведении повторных ГРП часто сохраняется тот же объём закачиваемого проппанта, что использовался в первичной операции (рис. 5). Сохранение первоначального объема проппанта не приводит к значительному увеличению дебита газа. Для повышения эффективности повторных ГРП рекомендуется пересмотреть дизайн операции и рассмотреть возможность увеличения объёма закачиваемого проппанта. Увеличение объёма может повлиять на геометрию трещин, что, в свою очередь, может способствовать увеличению дебита газа при повторных ГРП.

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

Figure 5. Change in flow rates after refracturing depending on the tonnage of injected proppant

а) Х-5; б) Х-7; в) Х-8; г) Х-9

На месторождении Х рассчитаны два варианта разработки с технико-экономическими показателями для оценки их эффективности. Первый вариант разработки предусматривает: (1) ввод в эксплуатацию одной бездействующей скважины; (2) бурение одной новой добывающей скважины с проведением ГРП; (3) перевод пяти скважин на возвратный объект. Этот вариант позволяет поддерживать проектный уровень добычи газа на уровне 249,2 млн м³/г. и конденсата 10,69 тыс. т/г.

Второй вариант разработки основан на проектных решениях первого варианта, но дополнительно включает: (1) бурение восьми новых добывающих скважин с проведением ГРП; (2) повторный ГРП в восьми скважинах из переходящего фонда; (3) зарезку бокового ствола; (4) очистку стволов скважин и вынос жидкости с забоев для обеспечения стабильной добычи. В результате проектный уровень добычи газа возрастает до 259,9 млн м³/г., а конденсата – до 10,7 тыс. т/г.

Технико-экономическое сравнение вариантов

Второй вариант разработки, несмотря на более высокие капитальные затраты (13557,3 млн тг. против 684,5 млн тг.), обеспечивает значительный рост извлекаемых запасов:

‒ коэффициент извлечения газа увеличивается с 39,8% до 66,39%, а конденсата – с 25,4% до 35,71%;

‒ совокупная добыча газа возрастает с 9 612,8 до 16 021,0 млн м³ (+66,6%);

‒ совокупная добыча конденсата увеличивается с 534,8 до 754,3 тыс. т (+41%);

‒ чистые дисконтированные поступления при 10% ставке выше на 53,3% (24697,5 млн тг. против 16119,4 млн тг.).

Кроме того, государственные поступления также возрастают:

‒ суммарные налоговые платежи – с 13779,3 до 82 731,4 млн тг.;

‒ чистые дисконтированные поступления государству с 6 961,4 до 13 889,2 млн тг. (+99,6%).

Обсуждение

Применение ГРП на газоконденсатном месторождении Х продолжает оставаться актуальным и востребованным методом повышения эффективности добычи УВ. 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 их эффект часто уступает первичным операциям, что связано с изменением свойств пласта после первого воздействия, и сохранение первоначального объёма закачки проппанта не всегда обеспечивает значительный прирост дебита. В связи с этим предложена методика оптимизации параметров повторного ГРП, включающая корректировку объёма проппанта и его концентрации, а также регулирование вязкости жидкости разрыва для улучшения геометрии трещин. Такой подход позволяет повысить эффективность повторных операций и продлить срок высокой продуктивности скважин.

На основе опыта применения ГРП на месторождении Х можно предложить рекомендации для его эффективного использования на других месторождениях с аналогичными геолого-физическими условиями. В частности, использование растворимых волокон в процессе ГРП продемонстрировало свою эффективность, обеспечивая более равномерное распределение проппанта, предотвращение преждевременного закрытия трещин и увеличение срока их проводимости. Полевые данные месторождения Х показали, что скважины, обработанные с применением растворимых волокон, демонстрировали более высокую стабильность дебита по сравнению с традиционными методами ГРП.

Заключение

Анализ данных по повторным ГРП на месторождении Х показывает, что для успешного повторного ГРП необходимо учитывать геомеханические параметры пласта, изменение свойств пород после первичного разрыва, а также взаимодействие между уже существующими и вновь создаваемыми трещинами. Оптимизация параметров ГРП, включая корректировку тоннажности проппанта и концентрации жидкости разрыва, позволит добиться увеличения продуктивности скважин и продления срока их рентабельной эксплуатации.

Полученные результаты и предложенные методики могут быть применены на других газоконденсатных месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами, что позволит увеличить эффективность ГРП, минимизировать техникоэкономические риски и повысить рентабельность добычи УВ. Дальнейшие исследования будут направлены на совершенствование методологии прогнозирования эффекта от ГРП, интеграцию гидродинамического моделирования с геомеханическим анализом и разработку новых подходов к поддержанию высокой продуктивности скважин в условиях сложных коллекторов.

Несмотря на более высокие капитальные и эксплуатационные затраты, второй вариант разработки показывает значительно лучшие показатели как по добыче, так и по экономической эффективности. Продление рентабельного периода месторождения с 2047 г. до 2073 г., увеличение коэффициента извлечения газа и рост чистых дисконтированных доходов делают этот вариант предпочтительным.

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: Юсубалиев Р.А. – редактирование рукописи, предоставление консультаций; Туленбаева Б.Р. – предоставление консультаций, проверка результатов, редактирование рукописи; Коныс А.Б. – анализ и проверка результатов, написание рукописи.

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: Renat A. Yussubaliyev – editing the manuscript, providing consultations; Bayan R. Tulenbayeva – providing consultations, checking the results, editing the manuscript; Akbayan B. Konys – analysis and verification of results, writing a manuscript.

About the authors

Renat A. Yussubaliyev

Email: yussubaliyev.r@kaznigri.kz
ORCID iD: 0009-0007-3525-1984
Kazakhstan, Atyrau

Bayan R. Tulenbayeva

Email: b.tulenbayeva@kaznigri.kz
ORCID iD: 0009-0007-9454-2490
Kazakhstan, Atyrau

Akbayan B. Konys

Author for correspondence.
Email: konysakbayan@gmail.com
ORCID iD: 0000-0001-7240-3595
Kazakhstan, Atyrau

References

Supplementary files

Supplementary Files

Action

1. JATS XML

Download

2. Table 1. Research results of the Bottomhole Zone of Well X-1

Download (81KB)

Indexing metadata

3. Figure 1. Dynamics of the primary development indicators

Download (269KB)

Indexing metadata

4. Table 2. HF results in new production wells

Download (178KB)

Indexing metadata

5. Figure 2. Isobar map

Download (829KB)

Indexing metadata

6. Figure 3. Dynamics of well production before and after bottom-hole zone treatment

Download (1MB)

Indexing metadata

7. Figure 4. Dynamics of HF operations by years

Download (228KB)

Indexing metadata

8. Figure 5. Change in flow rates after refracturing depending on the tonnage of injected proppant

Download (434KB)

Indexing metadata