Оценка продуктивности скважин с ГРП в условиях ультранизкой проницаемости

Анализ эффективности выполнения гидроразрывов пласта на газоконденсатных залежах ачимовских отложений Уренгойского месторождений (более 100 скважино-операций) показал, что эффективные показатели добычи при достаточном вовлечении запасов в разработку достигаются при закачке в пласт, в среднем, 140 тонн проппанта, при диапазоне от 80 до 250 тонн в зависимости от его фракции. В результате, средние значения полудлины трещины и проводимости, вычисленные при интерпретации ГДИ, составляют 130 м и 0,98 мкм2·м соответственно [iv, v и др.].

Согласно результатам опробования объекта Ач х Ямбургского месторождения в текущем интервале перфорации (3725-3744, 3754-3790) продуктивность скважины 184 составила 0,482 м³/сут/МПа, которая была определена по данным эксплуатации на одном режиме фильтрации с дебитом 20,2 м³/сут при депрессии 41,95 МПа.

Для оценки динамики изменения параметров эксплуатации скважины № NX при выполнении ГРП с принятой характеристикой, проведены расчеты на детальной численной модели с разбиением Вороного, реализованной в Kappa Saphir.

a)                                                                 б)

в)

Рис. 1. Моделирование ГРП в скважине № NX на мозаике Вороного. Пример распределения давления а) вдоль; б) в крест трещины разрыва; в) в плане модели.

Использованная численная модель характеризовалась значениями фактических эффективных нефтенасыщенных толщин и ФЕС, полученными в результате геологического и гидродинамического моделирования. В качестве замыкающих соотношений использованы свойства пластовой нефти (объемный коэффициент, вязкость, газосодержание, плотность) как функции давления, рассчитанные с использованием принятой PVT-модели пластовой нефти. В качестве граничных условий задавались значение принятого пластового давления, действие бесконечного пласта, а так же технологические режимы эксплуатации скважины.

Для оценки изменения параметров эксплуатации моделировался простейший гидродинамический тест, включающий эксплуатацию на режиме фильтрации с дебитом 35 м3/сут в течение 30 сут с последующей остановкой скважины на 8 месяцев для имитации записи КВД.

В результате проведения расчетов получено распределение давления, как в координатах расстояния от скважины (рис. 1), так и изменение давления на забое скважины во времени.

На следующей стадии для корректного задания продуктивности проведена адаптация полномасштабной black oil модели залежи пласта Ач х на результаты моделирования гидродинамического теста скважины № NX с выполненным ГРП заданных параметров.

Для этого результаты расчета теста на сетке Вороного задавались в качестве наблюдаемых параметров, на которые производилась настройка полномасштабной гидродинамической модели.

Наилучшее соответствие наблюдаемых и расчетных параметров в полномасштабной модели получено при умножении коэффициента продуктивности скважины № NX в 5 раз и проводимости граней ячеек, пересекаемых трещиной разрыва в 4 раза.

Таким образом, выполненная адаптация свидетельствует о достаточной корректности моделирования изменения продуктивности скважины в результате интенсификации притока созданием трещины разрыва с полудлиной 130 м. В итоге, полученная гидродинамическая модель может быть использована для расчета объемов добычи и оценки параметров эксплуатации скважины № NX на перспективу.