Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. Территория "Нефтегаз"
  4. Территория "Нефтегаз" 1-2.2023
Территория Нефтегаз 1-2.2023

Научная статья

УДК 550.8.05/.82
(UDK 550.8.05/.82)

Для получения доступа к статьям

Авторизуйтесь

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (DEVELOPMENT AND EXPLOITATION)

КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ, ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ И ГЕОМЕХАНИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ПРИМЕРЕ ТУРОНСКИХ И ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

(INTEGRATION OF GEOPHYSICAL, PETROPHYSICAL AND GEOMECHANICAL METHODS FOR A DESIGN OF HYDRAULIC FRACTURING IN LOW-PERMEABLE RESERVOIRS ON THE EXAMPLE OF THE TURONIAN AND JURASSIC DEPOSITS OF WESTERN SIBERIA)

Одной из основных тенденций развития нефтегазовой отрасли является вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов. Особенностью разработки низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири является применение гидроразрыва пласта как метода максимизации добычи и достижения рентабельности скважин. Однако простое копирование технологий интенсификации с одного объекта на другой не является эффективным и требует доработки в соответствии с геологическими условиями каждой залежи. Это обусловлено тем, что низкопроницаемые пласты требуют создания эффективного механизма дренирования, при этом взаимодействие с жидкостью гидроразрыва пласта может значительно ухудшать фильтрационно-емкостные свойства пород из‑за изменения смачиваемости, разбухания глин и образования водных экранов. Кроме того, освобождение связанной пластовой воды в процессе гидроразрыва пласта изменяет обводненность продукции, что также негативно влияет на эффективность отбора углеводородов.
В статье представлена методология построения модели гидроразрыва пласта для низкотемпературных газовых и высокотемпературных нефтяных залежей, основанная на комплексировании различных методов исследований, источников данных и подходов к проектированию процессов гидроразрыва пласта. Моделирование гидроразрыва пласта базируется на использовании петрофизической и геологической моделей и добавлении геомеханической модели, построенной по результатам анализа исследований керна и геофизических исследований скважин. Возможны импорт моделей гидроразрыва пласта в секторную или полномасштабную гидродинамическую модель пласта, а также синхронная калибровка указанных моделей, что позволяет оптимизировать выбор параметров трещин и повысить достоверность оценки продуктивности скважины после проведения гидроразрыва.
Также в работе показаны процесс корректировки дизайна гидроразрыва пласта на каждой стадии, от проектирования до выполнения обработки на скважине, и перенос модели в дизайн многозонного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине. На стадии реализации многозонного гидроразрыва пласта показано применение методов наблюдения и фиксации развития трещины при помощи микросейсмических и трассерных исследований, калибровки модели по данным наблюдения, адаптации дизайна и программы работ при проведении последующих обработок. Приведенные результаты исследований подтверждают достоверность адаптации моделей гидроразрыва пласта по фактическим данным выполнения работ на скважинах. Показан общий подход к исследованию и моделированию гидроразрыва для залежей с совершенно различными геолого-геофизическими характеристиками.

One of the main trends in the development of the oil and gas industry is the involvement in the development of tight reserves. A special feature of development of low-permeability reservoirs in Western Siberia is the use of hydraulic fracturing as a method of maximizing production and achieving profitability of wells. However, simple copying of intensification technologies from one object to another is not effective and requires fine-tuning in accordance with the geological conditions of each reservoir. This is due to the fact that low-permeability formations require the creation of an effective drainage zone, while interaction with the fracturing fluid may significantly impair the filtration-volume properties of rocks due to changes in wettability, clay swelling and formation of water screens. In addition, the release of bound formation water during the hydraulic fracturing changes the water cut, which also negatively affects the well efficiency.
This article presents a methodology for a hydraulic fracturing design for low-temperature gas and high-temperature oil deposits, based on the integration of various research methods, data sources and approaches to designing hydraulic fracturing processes. The hydraulic fracturing model is based on the petrophysical and geological models and added with the geomechanical model based on core tests and well logging. A complex fracturing model can be imported into a hydrodynamic simulator to estimate well production at different parameters and to compare model and real well performance after stimulation.
The paper also shows the process of adjusting the hydraulic fracturing design at each stage from design to a pilot treatment and transferring model parameters to the design of a multi-zone hydraulic fracturing in a horizontal well. At the stage of implementation of multistage hydraulic fracturing, the application of treatment control methods using microseismic and tracer studies and model correction based on observation data, design adaptation and work program of subsequent treatments are shown. The results of research confirming the convergence of modeling data and hydraulic fracturing treatments are presented. The article shows a general approach to the study and modeling of hydraulic fracturing for formations with completely different geological and geophysical characteristics.

МОДЕЛИРОВАНИЕ, ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА, ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ, ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ, ГЕОМЕХАНИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ, МНОГОЗОННЫЙ ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА, НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЙ ПЛАСТ

MODELING, HYDRAULIC FRACTURING, PETROPHYSICAL MODEL, GEOLOGICAL MODEL, GEOMECHANICAL MODEL, MULTI-STAGE HYDRAULIC FRACTURING, LOW-PERMEABLE FORMATION

В.Н. Астафьев1, e-mail: Vladimir.astafyev@burservis.ru;

В.В. Воробьев2, e-mail: VorobevVV@sngp.com;

М.И. Самойлов3, e-mail: MISamoilov@ceptr.rosneft.ru

1 ООО «БурCервис» (Москва, Россия).
2 ОАО «Севернефтегазпром» (Новый Уренгой, Россия).
3 ООО «РН-ЦЭПИТР» (Тюмень, Россия).

V.N. Astafyev1, e-mail: Vladimir.astafyev@burservis.ru;

V.V. Vorobyev2, e-mail: VorobevVV@sngp.com;

M.I. Samoilov3, e-mail: MISamoilov@ceptr.rosneft.ru

1 BurServis LLC (Moscow, Russia).
2 Severneftegazprom OJSC (Novy Urengoy, Russia).
3 RN – PR&TDC LLC (Tyumen, Russia).

Астафьев В.Н., Воробьев В.В., Самойлов М.И. Комплексирование геофизических, петрофизических и геомеханических методов для построения модели гидравлического разрыва низкопроницаемых коллекторов на примере туронских и юрских отложений Западной Сибири // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2023. № 1–2. С. 40–48.

Astafyev V.N., Vorobyev V.V., Samoilov M.I. Integration of Geophysical, Petrophysical and Geomechanical Methods for a Design of Hydraulic Fracturing in Low-Permeable Reservoirs on the Example of the Turonian and Jurassic Deposits of Western Siberia. Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2023;(1–2):40–48. (In Russ.)

Чусовитин А.А., Гнилицкий Р.А., Смирнов Д.С. и др. Эволюция проектных решений по разработке отложений тюменской свиты на примере месторождений Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. 2016. № 5. С. 54–58.

Дмитрук В.В., Воробьев В.В., Миронов Е.П. и др. Обзор технологических решений по разработке низкопроницаемых газовых залежей туронского яруса // Газовая промышленность. 2017. № 2 (748). С. 56–64.

Astafyev V., Samoilov M., Fayzullin I., et al. A Decade of Multi-Zone Fracturing Treatments in Russia // SPE Symposium: Hydraulic Fracturing in Russia. Experience and Prospects. Virtual. September, 2020. URL: https://onepetro.org/speshf/proceedings-abstract/20SHF/2-20SHF/D021S004R001/453249 (дата обращения: 25.02.2023).

Economides M., Oligney R., Valkó P. Unified Fracture Design. Bridging the Gap Between Theory and Practice. Alvin: Orsa Press, 2002. 262 p.

Andreev A., Astafyev V., Samoilov M. Integrated Approach to Multistage Fracturing Design // SPE Symposium: Hydraulic Fracturing in Russia. Experience and Prospects. Virtual. 22–24 September, 2020. URL: https://onepetro.org/speshf/proceedings-abstract/20SHF/1-20SHF/D012S001R001/452889 (дата обращения: 25.02.2023).

Astafyev V., Lushev M., Mitin A., et al. Multistage Hydrocarbon-Based Fracturing in Tight Gas Formation // SPE Russian Petroleum Technology Conference. Virtual. October, 2020. URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/20RPTC/1-20RPTC/D013S004R003/450189 (дата обращения: 25.02.2023).

Samoilov M.I., Astafyev V.N., Musin E.F. Multistage Hydraulic Fracturing of the Tyumen Suite Reservoirs of Em-Yogovskoye Field: Frac-Design, Practice, Results // SPE Russian Petroleum Technology Conference. Virtual. 12–15 October, 2021. URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/21RPTC/3-21RPTC/D032S011R002/470491 (дата обращения: 25.02.2023).

Lushev M., Markin M., Dubnitskiy I., Vorobyev V. Determining Methods of Static Mechanical Properties of Poorly Consolidated Sand-Rocks (by the Example of the Yuzhno-Russkoye Field) // SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, Russia. 26–28 October, 2015. URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/15RPTC/All-15RPTC/SPE-176592-MS/183778 (дата обращения: 25.02.2023).

Астафьев В., Чернышев А., Подбережный М. 3D-моделирование трещины ГРП: сравнительный анализ результатов картирования высоты трещины различными геофизическими методами // Oil & Gas Journal Russia. 2017. № 12 (122). С. 58–63.

Kaluder Z., Nikolaev M., Davidenko I., et al. First High-Rate Hybrid Fracture in Em-Yoga Field, West Siberia, Russia // Offshore Technology Conference-Asia. Kuala Lumpur, Malaysia. 25–28 March, 2014. URL: https://onepetro.org/OTCASIA/proceedings-abstract/14OTCA/All-14OTCA/OTC-24712-MS/172947 (дата обращения: 25.02.2023).

Астафьев В., Самойлов М. Разработка трудноизвлекаемых запасов углеводородов: высокоскоростной МГРП тюменской свиты Ем-Еговского месторождения // Инженерная практика. 2015. № 5. С. 46–54.

Vorobyev V.V., Dmitruk V.V., Zavyalov S.A., et al. Innovative Completion and Stimulation Approach to Increase Gas Production from Water-Sensitive, Low-Temperature Turonian Formation // SPE Russian Petroleum Technology Conference. Virtual. 26–29 October, 2020. URL: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/20RPTC/1-20RPTC/D013S004R006/450191 (дата обращения: 25.02.2023).

Chusovitin A.A., Gnilitskiy R.A., Smirnov D.S., et al. Evolution of Engineering Solutions on the Development of Tyumen Suite Oil Reserves on an Example of Krasnoleninskoye Oilfield. Neftyanoe khozyaistvo [Oil Industry]. 2016;(5):54–58. (In Russ.)

Dmitruk V.V., Vorobjev V.V., Mironov E.P., et al. Review of Process Solutions on the Development of Turonian Low-Permeability Gas Deposits. Gazovaya promyshlennost' [Gas Industry]. 2017;2(748):56–64. (In Russ.)

Astafyev V., Samoilov M., Fayzullin I., et al. A Decade of Multi-Zone Fracturing Treatments in Russia. In: SPE Symposium: Hydraulic Fracturing in Russia. Experience and Prospects. Virtual. September 2020. Weblog. Available from: https://onepetro.org/speshf/proceedings-abstract/20SHF/2-20SHF/D021S004R001/453249 [Accessed 25.02.2023].

Economides M., Oligney R., Valkó P. Unified Fracture Design. Bridging the Gap Between Theory and Practice. Alvin: Orsa Press; 2002.

Andreev A., Astafyev V., Samoilov M. Integrated Approach to Multistage Fracturing Design. In: SPE Symposium: Hydraulic Fracturing in Russia. Experience and Prospects. Virtual. 22–24 September, 2020. Weblog. Available from: https://onepetro.org/speshf/proceedings-abstract/20SHF/1-20SHF/D012S001R001/452889 [Accessed 25.02.2023].

Astafyev V., Lushev M., Mitin A., et al. Multistage Hydrocarbon-Based Fracturing in Tight Gas Formation. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Virtual. October, 2020. Weblog. Available from: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/20RPTC/1-20RPTC/D013S004R003/450189 [Accessed 25.02.2023].

Samoilov M.I., Astafyev V.N., Musin E.F. Multistage Hydraulic Fracturing of the Tyumen Suite Reservoirs of Em-Yogovskoye Field: Frac-Design, Practice, Results. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Virtual. 12–15 October, 2021. Weblog. Available from: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/21RPTC/3-21RPTC/D032S011R002/470491 [Accessed 25.02.2023].

Lushev M., Markin M., Dubnitskiy I., Vorobyev V. Determining Methods of Static Mechanical Properties of Poorly Consolidated Sand-Rocks (by the Example of the Yuzhno-Russkoye Field). In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, Russia. 26–28 October, 2015. Weblog. Available from: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/15RPTC/All-15RPTC/SPE-176592-MS/183778 [Accessed 25.02.2023].

Astafyev V., Chernyshev A., Podberezhnyi M. 3D Hydraulic Fracture Modeling: Comparative Analysis of the Results of Fracture Height Mapping by Various Geophysical Methods. Oil & Gas Journal Russia. 2017;12(122):58–63. (In Russ.)

Kaluder Z., Nikolaev M., Davidenko I., et al. First High-Rate Hybrid Fracture in Em-Yoga Field, West Siberia, Russia. In: Offshore Technology Conference-Asia. Kuala Lumpur, Malaysia. 25–28 March, 2014. Weblog. Available from: https://onepetro.org/OTCASIA/proceedings-abstract/14OTCA/All-14OTCA/OTC-24712-MS/172947 [Accessed 25.02.2023].

Astafiev V., Samoilov M. Development of Hard-to-Recover Hydrocarbon Reserves: High-Rate MGRP of the Tyumen Formation of the Em-Yogovskoye field. Inzhenernaya praktika [Engineering Practice]. 2015;(5):46–54. (In Russ.)

Vorobyev V.V., Dmitruk V.V., Zavyalov S.A., et al. Innovative Completion and Stimulation Approach to Increase Gas Production from Water-Sensitive, Low-Temperature Turonian Formation // SPE Russian Petroleum Technology Conference. Virtual. 26–29 October, 2020. Weblog. Available from: https://onepetro.org/SPERPTC/proceedings-abstract/20RPTC/1-20RPTC/D013S004R006/450191 [Accessed 25.02.2023].

Назад к журналу
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

О нас

 

 

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57