Эффективность применения многозонного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах

Abstract

Актуальность работы. Трудноизвлекаемые запасы уже сейчас являются одним из основных источников углеводородов для нефтедобывающей промышленности. Для разработки месторождений с низкопроницаемыми, неоднородными коллекторами отлично зарекомендовал себя метод гидроразрыва пласта, однако он не всегда способен обеспечить удовлетворительные уровни рентабельности и добычи ценных углеводородов. Применение горизонтальных скважин совместно с многозонным ГРП позволяет значительно увеличить площадь контакта с нефтенасыщенным пластом, обеспечить максимальный охват выработкой и тем самым сократить время разработки и снизить затраты на добычу нефти. При этом стоимость строительства подобных скважин выше стоимости наклонно-направленных скважин, в связи с чем необходим тщательный подход к вопросу выбора оптимальных параметров для данной технологии. Цель исследования: проведение анализов работы уже пробуренных горизонтальных скважин с многозонным гидроразрывом пласта и эффективности его применения на Приобском месторождении, а также сопоставление показателей работы этих скважин с наклонно-направленными скважинами. Методы исследования: анализ работы опытного участка Приобского месторождения, математическое моделирование притока флюида к трещинам гидроразрыва пласта. Результаты. На основе аналитических зависимостей произведен расчет дебита жидкости для скважины с заданными параметрами закрепленной полудлины трещины и протяженности горизонтального ствола от числа трещин. При числе трещин больше 8 значительного прироста дебита не наблюдается, и при дальнейшем росте числа гидроразрывов пласта происходит выполаживание графика. При значительном количестве гидроразрывов пласта влияние размеров трещин существенно снижается. В большей степени влияние оказывает протяженность горизонтального ствола скважины. А оптимальное количество стадий гидроразрывов пласта лежит в пределах от 8 до 10 в зависимости от длины горизонтального участка.

Relevance of the research. Nowadays the reservoirs that are hard to approach are the main sources of hydrocarbon in oil industry. The method of hydraulic fracturing was proved to be excellent for development of fields with low-permeability heterogeneities, but it is not always able to provide the satisfactory level of profitability and valued hydrocarbons extractions. The usage of horizontal wells together with multizone hydraulic fracturing allows enlarging much the area of contact with oil-containing reservoir, providing maximum output coverage and thereby reducing the development time and extraction spending. Wherein the building cost of similar wells is higher than that of directional wells. In this relation the optimal settings for this technology should be carefully selected The aim of the work is to analyze the operation of drilled horizontal wells with a multizone hydraulic fracturing and the effectiveness of its applying on Priobskoye field as well as to compare operation parameters of these wells and directional wells. The methods used in the study: analysis of the pilot area of Priobskoye field, mathematical modeling of fluid flow to the hydraulic fracturing cracks. The results. Using the analytical dependences the authors have calculated liquid flow rate for a well with specified options with fixed fracture length and length of horizontal wellbore from the cracks numbers. When the number of cracks is more than 8 there is no significant increase in production rate, and with the further hydraulic fracturing the schedule flattening occurs. When the number of cracks is significant the effect of crack size significantly reduces and the length of horizontal wellbore affects more. Optimum quantities of hydraulic fracturing stages phases are in the range from 8 to 10 depending on the length of horizontal area.