Оценка параметров многостадийного гидравлического разрыва пласта с помощью 4D моделировани

На современном этапе большинство нефтегазоконденсатных месторождений южной части Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции характеризуется ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти в плотных коллекторах. В акватории моря на месторождении Челенджер-море (Юго-Восточный купол) предлагается применить многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП). Внедрение этой технологии на шельфе станет источником дополнительных рисков. Например, однозначно не оценены свойства покрышки RR-2, есть ряд геологических неопределенностей, например, тектонический режим. Однако есть ряд аргументов в пользу МГРП - неоднородность коллектора, небольшая проницаемость, низкая обводненность месторождения, достаточная мощность продуктивного пласта и покрышки. Также хорошим фактором является то, что в процессе добычи не наблюдается пескопроявлений. Выбор принципиальной схемы заканчивания скважин на восточном борту пласта RR-7 производится с целью эффективного извлечения остаточных запасов. Задачи проведенной работы заключаются в создании геолого-гидродинамической модели Челенджер-море (Юго-Восточный купол); разработке 1D и 3D геомеханических моделей; оценке прогнозов по добыче с использованием принципиально разных схем заканчивания скважин; определении оптимальных параметров многостадийного гидравлического разрыва пласта. Методы исследований включают в себя петрофизические методы; методы ГИС; керновые исследования; буровые сводки и данные об испытаниях пластов; 3, 4D геомеханическое моделирование; геофизические методы: акустический каротаж, плотностной каротаж, гамма-каротаж. После построения геомеханической модели пласта на начало бурения производится гидродинамический расчет, по итогам которого определены кубы пластовых давлений и насыщений на определенные моменты времени. Полученные результаты позволили определить направления главных напряжений, значения эффективных и главных напряжений, а также величины упругих деформаций. Для оценки технологической эффективности МГРП были произведены прогнозы добычи на гидродинамической модели по разведочной скважине с традиционным заканчиванием (перфорированный хвостовик) с пятью стадиями МГРП. В первом случае накопленная добыча составила 144 тыс. т за 15 лет, во втором - 125 тыс. т за 17 лет. Разница в накопленной добыче обусловлена разными стартовыми дебитами скважин, а также темпами отбора в первые несколько лет разработки, а в дальнейшем кривые добычи и суточных дебитов демонстрировали схожее поведение. Для выбора наиболее эффективного варианта выполнен экономический анализ эффективности.