Применение коэффициента вдавливания проппанта в дизайне гидравлического разрыва пласта для нефтематеринских пород

Цель представленного исследования заключалась в лабораторном определении коэффициентов вдавливания расклинивающего материала в зависимости от геологического состава нефтематеринских пород и их применения при составлении дизайна гидравлического разрыва пласта. Для лабораторных исследований использовался керновый материал нефтематеринских отложений доманиковой свиты. Вдавливание проппанта осуществлялось на испытательном прессе ИП-100, для исключения погрешности измерений производилось дополнительное уточнение размерности ячеек под микроскопом ADF U300P с возможностью работы только в отраженном или отраженном и проходящем свете. В результате работы были подтверждены геологические особенности доманикового комплекса: на керновом материале прослеживалось большое содержание органического вещества, основная масса породы была сложена карбонатами с частым литологическим переслаиванием. Вдавливание для проппанта размерности 20/40 составило: в известняках – 0,2–0,4 мм, в глинизированных известняках – 0,23–0,45 мм, для органического вещества – 0,47 мм. Для проппанта размерности 30/50 были получены следующие показатели вдавливания: в известняках – 0,1–0,5 мм, в глинизированных известняках – 0,13–0,55 мм, для органического вещества – 0,47 мм. Применение полученных коэффициентов в дизайне гидравлического разрыва пласта позволило уточнить закрепленную ширину раскрытия трещины, что при последующем моделировании должно положительно отразиться на прогнозируемом запускном дебите скважины. Вдавливание проппанта имеет прямую зависимость от состава нефтематеринских пород. При использовании коэффициентов расклинивающего материала стоит обращать дополнительное внимание на карту трекинга проппанта. Использование лабораторных исследований с последующим моделированием в симуляторе гидравлического разрыва пласта позволяет более точно понимать закрепленную геометрию трещины гидравлического разрыва пласта. Оценка ширины раскрытия трещины позволяет на этапе дизайна гидравлического разрыва пласта адаптировать параметры мероприятия, что положительно сказывается на продолжительности жизни ширины трещины и, соответственно, на дебите скважины.

1. Нуриев А. А., Кашапов Д. В., Султанов Ш. Х. Результаты применения полученных коэффициентов вдавливания расклинивающего материала при составлении дизайна гидравлического разрыва пласта для нефтематеринских пород // Вестник евразийской науки. 2022. Т. 14. № 1. URL: https://esj.today/PDF/23NZVN122.pdf (03.06.2022).

2. Нуриев А. А. Некоторые аспекты проведения гидравлического разрыва пласта в нефтематеринских породах // Нефтегазовое дело. 2022. Т. 20. № 1. С. 39– 44. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-1-39-44.

3. Султанов Ш. Х., Андреев В. Е. Комплексный подход к разработке крупных нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами // Нефтепромысловое дело. 2009. № 3. С. 13–16.

4. Кашапов Д. В., Федоров А. Э., Сергейчев А. В., Зейгман Ю. В. Эволюция развития технологий многостадийного гидроразрыва пласта на сланцевых объектах США // Нефтегазовое дело. 2021. Т. 19. № 5. С. 53– 66. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-5-53-66.

5. Валеев А. С., Котенёв Ю. А., Котенёв А. Ю., Мухаметшин В. Ш., Султанов Ш. Х. Повышение эффективности выработки остаточных запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов с использованием газового и водогазового воздействия // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2019. № 7. С. 59–64. https://doi.org/10.30713/2413-50112019-7(331)-59-64.

6. Тахауов А. А., Титов А. А. Изучение литологических особенностей доманиковых отложений Первомайского месторождения // Георесурсы. 2018. Т. 20. № 4. С. 324–330. https://doi.org/10.18599/grs.2018.4.324-330.

7. Нестерова Г. В., Ященко И. Г., Назаров Л. А. Моделирование влияния вязкости пластовой нефти на распределение УЭС в окрестности скважины и скважинные измерения // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2013: материалы IX Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология» (г. Новосибирск, 15–26 апреля 2013 г.). Новосибирск, 2013. Т. 2. С. 137–140.

8. Салимов О. В., Гирфанов И. И., Зиятдинов Р. З., Махмутов И. Х., Салимов В. Г. Анализ опытно-промысловых работ по гидроразрыву пласта, кислотному гидроразрыву пласта и большеобъемной обработке призабойной зоны на мендымские, доманиковые и саргаевские отложения // Территория «Нефтегаз». 2017. № 9. С. 86–92.

9. Зубков М.Ю. Типы коллекторов в бажено-абалакском комплексе Западной Сибири и их генезис // Геология нефти и газа. 2019. № 4. С. 59–78. https://doi.org/10.31087/0016-7894-2019-4-59-78.

10. Жданов С. А. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в России // Нефтяное хозяйство. 2008. № 1. C. 58–61.

11. Кудряшов С. И., Бачин С. И., Афанасьев И. С., Латынов А. Р., Свешников А. В., Усманов Т. С. [и др.]. Гидроразрыв пласта как способ разработки низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2006. № 7. С. 80–83.

12. Меликбеков А. С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 1967. 140 с.

13. Фёдорова Д. В., Астафьев А. А., Надеждин О. В., Латыпов И. Д. Петрофизическая модель баженовской свиты Приобского месторождения «Роснефти» // Деловой журнал Neftegaz. RU. 2020. № 6. С. 76–84.

14. Кравченко М. Н., Мурадов А. В., Диева Д. Н., Перехожев Ф. А. ВПГ и ТГХВ на пластах баженовской свиты. Сравнительный анализ применения методов на базе математического моделирования // Деловой журнал Neftegaz. RU. 2018. № 3. С. 62–69.

15. Карев В. И., Коваленко Ю. Ф., Негомедзянов В. Р. Исследование и прогнозирование устойчивости стволов горизонтальных скважин баженовских отложений, бурящихся на депрессии // Технологии топливноэнергетического комплекса. 2004. № 5. С. 18–23.

16. Глухманчук Е. Д., Крупицкий В. В., Леонтьевский А. В. Баженовская нефть – «сланцевый технологии» и отечественный опыт добычи // Недропользование XXI век. 2015. № 7. С. 32–37.

17. Гладков Е. А. Предварительные результаты испытания новых технологий добычи нефти из отложений баженовской свиты // Территория «Нефтегаз». 2017. № 7-8. С. 50–57.