CC BY
14УДК 622.276.8
Султонов Н.Н.
ОЦЕНКА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА ОБЪЕКТАХ КУЛТАК-КАМАШИНСКОГО ИНВЕСТИЦИОННОГО
БЛОКА
Султонов Н.Н. - (Каршинский инженерно-экономический институт)
Мацолада нефть, газ ва газконденсати цазиб олиш жараёнларидаги объектив ва субектив сабаб, камчилик ва ютуцлар билан бирга, цазиб олиш жараёнларини жадалаштириш мацсадида амалга ошириб келинаётган технологиялар таулили, жумладан цатламни гидравлик ёриш технологиясини конлардаги амалий ва жорий цулланилиш уолати таулил цилинган. Кулланилган технологиянинг самарали натижалари ва келажакда цатламдан маусулот цазиб олишда тавсия этилган технология буйича таклифлар келтирилган.
Калит сузлар: дарз кетган t^f жинслари, кайта тикланиши кийин захира, утказувчанлиги паст, окувчанлиги паст, махсулдор катлам, казиб олишни камайиши, ™f жинси, босим, суюклик хайдаш, флюид, конлар, хар хил тоF жинслари, ажратилган сув катламлари, кайта ишлаш.
The article briefly examines the results of the oil and gas industry in recent years and some emerging problems, negative trends associated with objective and subjective reasons, and their consequences, such as a decrease in the production of oil and gas condensate, as well as natural gas. In addition, a technology to increase production efficiency through the use of rational field development systems, the widespread introduction of modern methods, such as hydraulic fracturing.
Key words: fractured rock, hard-to-recover reserve, low-permeability, weakly drained, productive formation, stimulation, production, depletion, low-rate, conserved, rock, pressure, injection, fluid.
Введение. Основными поставщиками природного газа потребителям Республики Узбекистан являются крупные длительно разрабатываемые месторождения с высокой выработанностью запасов. Намеченные объёмы добычи газа в республике, наряду с требованиями поддержания темпов добычи за счёт крупных месторождений, обуславливают необходимость ввода в разработку разведываемых и многочисленных подготовленных к освоению, в основном небольших по запасам, залежей природного газа.
Кроме того, в настоящее время ведутся доразведочные работы на открытие геологических запасов терригенно-юрской формации Бухара-Хивинского региона, в комплексе с освоением и глубоким исследованием скважин, по которым имеются положительные результаты. Однако по выявленным структурам определены предельно низкие потенциалы геологических запасов. Несмотря на это, работы по меловым отложениям не только проводятся, но и разрабатываются различные новые, современные методы и технологии извлечения углеводородов.
В ходе развития и применения новых технологий в нефтегазовой отрасли за последние 5 лет достигнуты эффективные результаты, это результат того что, после обретения независимости особое внимание было уделено расширению и развитию топливно-энергетической отрасли. В частности, можно выделить некоторые технологии: заводнение, радиальное вскрытие пласта, гидроразрыв пласта (ГРП) др. Благодаря использованию этих технологий, темпы добычи нефти и газа и производительность углеводородных месторождений увеличиваются, и внедряемые технологии в определенной степени служат выполнению задач, предусмотренных Указами Президента Республики Узбекистан [1].
В 2019 году была разработана программа, направленная на поддержание максимально-возможных уровней добычи природного газа и газового конденсата по
крупным месторождениям Бухара-Хивинского региона (этап II, 2020-2021 годы), эксплуатирующихся с выработанностью запасов более 70%, а также по месторождениям с средними запасами (Газли, Устюрт) с выработанностью до 60% для поддержания и наращивания добычи. В результате реализации программы II этапа удалось удержать темпы добычи газа в целом по АО «Узбекнефтегаз» на уровне 33,6 (2020 год) и 33,9 (2021 год). Стратегия этой программы была направлена на разворот геолого-разведочных работ с 2020 года, для ввода в эксплуатацию новых месторождений с 2022 года по результатам ГРП, с началом увеличения добычи из мелких месторождений.
Для решения поставленных задач, необходимо внедрение и применение современных технологий для эффективной разработки месторождения, чтобы не только оценить добывные возможности месторождений, но и прогнозировать его дальнейшую эксплуатацию.
Однако, с каждом годом растёт спрос на энергоносители, в том числе нефть и газ, разработка технико-экономически обоснованных методов увеличения добычи в отрасли, инновационных подходов и повышения эффективности становится необходимой задачей.
Важно внедрить именно такую технологию, которая действительно необходима, и эта технология своим внедрением должна не только увеличить производительность труда, а также поднять нефтегазовую отрасль на новый уровень и повысить эффективность разработки месторождений углеводородов.
Поскольку геологические и физические условия добычи нефти и газа становятся всё более сложными, необходимо и важно совершенствовать системы эксплуатации, разрабатывать методы увеличения добычи запасов и повышения их эффективности.
Узбекистан располагает значительным углеводородным потенциалом, позволяющим реализовывать долгосрочные проекты. Согласно экспертным оценкам, страна обладает примерно третью всех минерально-сырьевых запасов Центральной Азии, а по добыче газа входит в двадцатку мировых лидеров.
Наряду с позитивными результатами деятельности нефтегазовой отрасли в последние годы возникли проблемы и негативные тенденции, связанные с объективными и субъективными причинами, а их следствием стало снижение объёмов добычи нефти и газового конденсата, а также природного газа.
Известно, объёмы добычи нефти в республике стали снижаться начиная с 2002 года, в то время как потребление только росло. В течение 90-х годов 20-го века производство нефти было резко увеличено.
Как считают эксперты, к объективным причинам устойчивого падения добычи нефти и газового конденсата можно отнести истощение запасов действующих месторождений (причём текущий объем извлекаемых резервов жидких углеводородов не превышает 0,1 млрд. тонн, коэффициент резервов к текущей добыче - 18,9) [7].
Кроме этого, причиной также считается ограниченность сырьевой базы и неудачная эксплуатация имеющихся запасов в первые годы независимости.
Также существуют проблемы, связанные с различными технологиями добычи, например, извлечения остаточных запасов углеводородов из месторождений со сложными геологическими условиями.
Известно, в настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти и газа приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам.
Увеличить эффективность добычи можно за счет применения рациональных систем разработки месторождений, широкого внедрения современных методов увеличения нефтегазоотдачи пластов, также контроля и регулирования процесса разработки, умения эффективного использования той технологии, которая действительно необходима для эффективной разработки месторождения.
Технология. Исходя из мирового опыта требуется разработка и совершенствование методов ГРП на продуктивные пласты со сложными процессами добычи, при этом,
определено, что для некоторых месторождений [2] самым массовым и эффективным методом, применяемым по плану разработки является гидроразрыв пласта. Но в связи с высокозатратностью гидроразрыва пласта (ГРП) в последнее годы во многих месторождениях зарубежных государств, в странах СНГ, в том числе в Узбекистане, технологию ГРП внедряют в среднем около от 2 до 9 % от плана разработки, так как эта технология требует не только больших денежных средств, но и соответствующего оборудования [3].
Анализы результатов, проведённых ГРП на месторождениях, показали большую эффективность операций. Например, для проведения работ по ГРП использовался фонд скважин, пробуренных в пласт Ю1, характеризуемый как малодебитный, месторождения Снежное (Россия). Средний коэффициент продуктивности скважин для пласта Ю1 составил около 3,75 м3/сут/МПа при нулевом скин-факторе, средней проницаемости 2,7 мД и средней мощности 19,7 м. [2-3].
В результате проведения гидроразрыва пласта произошло существенное улучшение технологических показателей. Исследования показали, что до проведения ГРП приток составлял Q=1,1 м3/сут при пластовом давлении 28,4 МПа. После проведения ГРП приток составил 31,8 м3/сут по жидкости, по нефти составило 23,3 м3/сут. Согласно данным, степень реализации потенциала, созданного после проведения ГРП, достаточно высока.
Таким образом, проведенный анализ показал, что эффект от ГРП, в условиях объекта Ю1 Снежного месторождения, достаточно стабилен, прирост дебита жидкости составляет в среднем 35 м3/сут., и продолжительность его не ограничивается анализируемым периодом.
Если анализировать эффективность технологии, ГРП является технологией, позволяющей увеличить область дренирования пласта, без ГРП осуществляется радиальный приток жидкости, направленный к одной точке элемента - забою скважины. После ГРП создающаяся зона трещиноватости является активной дренажной системой, позволяющей увеличить удельную поверхность породы, участвующей в фильтрации.
После разрыва пласта и закрепления трещины пропантом образуется двойная среда трещины и поровые блоки. Фильтрация флюидов происходит аналогично и в микрообъеме пласта (в керне) [2-3].
В первую очередь вытеснение углеводорода происходит из наиболее крупных пор, характеризующихся лучшими коллекторскими свойствами и одновременно с этим начинается фильтрация из более мелких пор в более крупные.
Основной целью ГРП является интенсификация выработки запасов углеводородов, сосредоточенных в прерывистых коллекторах, в зонах трудно извлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов .
Эффект от проведения ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва, но и влияние взаимного расположения скважин, распределения неоднородности пласта и др [4].
Исходя из этого, для дальнейшей эффективной разработки месторождений углеводородов, рассмотрим технологию, которая считается не только современной, но и необходимой.
Технология гидравлического разрыва пласта была внедрена на газоконденсатных месторождениях Чигил, Эрназар, Назаркудук и др., и были получены следующие результаты [5].
Месторождение Чигил, в которой получен промышленный приток из скважин №1 газа 125,36 тыс. м3/сут, открыто в 2009 году. Всего на площади месторождения пробурены 4 скважины, в результате чего выявлена залежь с промышленными запасами газа.
Промышленная газоносность месторождения связана с верхне- среднеюрскими карбонатными отложениями. Гидродинамическая связь в объеме карбонатной толщи
обеспечивается трещиноватостью пород, широко развитой в отложениях верхне-среднеюрской карбонатной формации.
С целью изучения продуктивных характеристик коллекторов в скважинах №№ 1, 2, 3 и 4 выполнено поинтервальное испытание вскрытых горизонтов в обсаженном стволе. Всего на оцениваемой площади испытано 20 интервалов в отложениях продуктивной толщи. Промышленные притоки газа были получены из 9 объектов опробования дебитами от 15,75 тыс. м3/сутки, из семи объектов были получены слабые притоки газа, максимальным дебитом до 6,0 тыс.м3/сутки [5].
Таблица 1
Динамика проведения гидроразрыва пласта на месторождении Чигил
Наименование месторождения № скв. Закачена кислота (м3) Давление, атм. Результаты ГРП
газ, тыс.м3/сут
До после откл.
Р а мах Р А кон
1 Чигил 2 121 700 350 22 80 58
2 Чигил 4 148 600 387 21 140 119
3 Чигил 1 222 680 480 0 60 60
4 Чигил 5 150 579 248 0 65 65
1 - Результаты до проведения ГРП. 2- После проведения ГРП
В скважину №2, в 2019 году закачано 121 м кислоты и проведено ГРП, с Рмах = 700 атм, Рпос =350 атм, до проведения ГРП дебит скважины составлял до 22 тыс.м3/сутки газа, после дебит скважины повысилось на 80 тыс.м3/сутки газа, прирост составляет 58 тыс.м3/сутки, в скважине №4 в 2020 году закачено 25% кислоты в объеме 148м3, и проведено ГРП, с Рмах = 600 атм, Рпос. =387 атм, до проведения ГРП дебит скважины составляло до 21 тыс.м3/сутки газа, после 140 тыс.м3/сутки газа, прирост после проведения ГРП составлял 119 тыс.м3/сутки, в скважине №1 в 2019 году закачано 222 м3 кислоты и проведено ГРП, с Рмах = 680 атм, Рпос=480 атм, до проведения ГРП дебит
скважины составляло до 0 тыс.м3/сутки газа, после проведения ГРП дебит 60 тыс.м3/сутки газа, в скважине №5 в 2019 году закачано 150 м кислоты и проведено ГРП, с Рмах = 579 атм, Рпос. =248 атм, до проведения ГРП дебит скважины составляло до 0 тыс.м3/сутки газа, после ГРП дебит 65 тыс.м3/сутки газа, который приведен в таблице №1 и на рис.1).
В месторождении Назаркудук, которое открыто в 2009 году, промышленная газоносность месторождения связана с верхне- среднеюрскими карбонатными
отложениями. Гидродинамическая связь в объеме карбонатной толщи обеспечивается трещиноватостью пород, широко развитой в отложениях верхне- среднеюрской карбонатной формации.
В скважину №1 в 2019 году закачано 240 м кислоты и проведено ГРП, с Рмах =667атм, Рпос=336 атм, до проведения ГРП дебит скважины составляло до 0 тыс.м3/сутки газа, после -дебит скважины повысился на 90 тыс.м3/сутки газа, прирост составляет 90 тыс.м3/сутки газа (таблица 2).
Таблица 2
Динамика проведения гидроразрыва пласта на месторождении Назаркудук
№ Наименование месторождения № скв. Закачена кислота (м3) Давление, атм. Результаты ГРП
газ, тыс.м3/сут
до после откл.
Р а мах Р А кон
1 Назаркудук 11 240 667 336 0 90 90
2 Назаркудук 4 220 597 198 30 947 917
Месторождение Назаркудук расположено в пределах Култак-Камашинского инвестиционного блока. В административном отношении месторождение Назаркудук расположено на территории Нишанского района Кашкадарьинской области Республики Узбекистан, в тектоническом - восточнее Гирсанского вала, в пределах центральной части Бешкентского прогиба Чарджоуской ступени. Месторождение Назаркудук открыто в 2009 г. при испытании поисковой скважины №1 Назаркудук, в которой получен промышленный приток газа с конденсатом. Всего на площади месторождения было пробурено 2 поисково-разведочных скважин, в результате чего выявлена залежь с промышленными запасами газа в карбонатных отложениях верхней юры. Породы коллекторы встречаются в виде единичных пластов и прослоев, представленных трещиноватыми известняками с пониженным содержанием глинистого материала.
После исследований в скважине № 4, месторождения Назаркудук был проведён ГРП, 22 сентября 2019 года закачано 220 м3 кислоты и проведено ГРП, с Рмах = 597 атм, Рпос=198атм, до проведения ГРП дебит скважины составлял до 30 тыс.м3/сутки газа, после дебит скважины повысился на 947 тыс.м3/сутки газа, прирост составляет 917 тыс.м3/сутки.
Месторождение Эрназар расположено в пределах Култак-Камашинского инвестиционного блока. В административном отношении месторождение Эрназар расположено на территории Нишанского района Кашкадарьинской области Республики Узбекистан. Первооткрывательницей ГКМ Эрназар является поисковая скважина №2. Промышленная газоносность месторождения Эрназар связана с верхнеюрскими карбонатными отложениями (XV, XVа горизонты). Геологическое строение разрезов Бухара-Хивинской нефтегазоносной области в целом и месторождения Эрназар в частности характеризуется четким выраженным расчленением на складчатое основание, представленное интенсивно дислоцированными породами дотриасового возраста и осадочный чехол, сложенный осадками юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой систем, которые с резким угловым и стратиграфическим несогласием залегают на породах фундамента.
В скважине №5 в 2019 году закачено 25% кислоты в объеме 92м3, и проведено ГРП, с Рмах=269 атм, Рпос=43 атм, до проведения ГРП дебит скважины составлял до 141 тыс.м3/сутки газа, после 220 тыс.м3/сутки газа, прирост после проведения ГРП 79 тыс.м3/сутки, в скважине №7 в 2019 году закачано 92 м3 кислоты и проведен ГРП, с Рмах = 269 атм, Рпос. =43 атм, до проведения ГРП дебит скважины составлял до 70 тыс.м3/сутки газа, после проведения ГРП дебит 140 тыс.м3/сутки газа, прирост после проведения ГРП 70 тыс.м3/сутки.
В скважину №16 (месторождения Эрназар) в 2019 году закачено 25% кислоты в объеме 71м3, и проведен ГРП, с Рмах = 266 атм, Рпос. =1 атм, до проведения ГРП дебит скважины составлял до 85 тыс.м3/сутки газа, после 150 тыс.м3/сутки газа, прирост после проведения ГРП 65 тыс.м3/сутки (таблица 3, рис. 2).
Таблица 3
Динамика проведения гидроразрыва пласта на месторождении Эрназар
Наименование месторождения № скв. Закачена кислота (м3) Давление, атм. Результаты ГРП
газ, тыс.мЗ/сут
до После откл.
Р а мах Р А кон
13 Эрназар 5 92 269 43 141 220 79
14 Эрназар 7 92 269 43 70 140 70
18 Эрназар 16 71 266 1 85 150 65
Рис.2. Зависимость добычи от депрессии на пласт 1 -до проведения ГРП. 2- после проведения ГРП
Непродолжительный период эксплуатации после ГРП пока не позволяет сделать однозначных выводов. Однако, эксплуатация скважин со значительно высоким притоком газа, чем до интенсификации, позволяет извлечь больший объем углеводородов за срок жизни скважин, тем самым способствуя увеличению конечного коэффициента углеводородоизвлечения [6].
Положительное влияние от проведения ГРП на дальнейшую эксплуатацию скважин в значительной мере зависит от степени сформированности системы воздействия на объект. В свою очередь, темпы и динамика обводнения зависят от направления геологического строения и структуре запасов и геометрии распространения трещин.
В связи с этим дальнейшее решение проблемы эффективной эксплуатации добывающих скважин и участков проведения работ по ГРП связано с исследовательскими работами по определению направления трещин.
Вывод. По полученным результатам и анализам можно привести следующее: - эффект от ГРП в условиях месторождений Назаркудук и Эрназар достаточно стабилен, прирост дебита составляет в среднем от 65,0 тыс м3/сут., до 917 тыс м3/сут.,
- в условиях месторождения Чигил и др. достаточно стабилен, прирост дебита составляет в среднем от 58,0 тыс м3/сут. до 119 тыс м3/сут.
- после проведения технологии ГРП на месторождения Чигил прирост дебита природного газа составляет 65 тыс.м3/сут.
Но, как показывают статистические данные и результаты научных исследований, после проведения ГРП характерна высокая обводнённость продукции скважин,в том числе и на скважинах вышеуказанных месторождений.
В целях увеличения добычи и стабилизации рекомендуем использовать предлагаемую технологию в желательно в малодебетных и малообводненных месторождения, но сначала необходимо провести комплексные исследования в скважинах, дополнительные обработки результатов гидродинамических исследований.
ЛИТЕРАТУРА
1. https:/neftegaz.ru/articles/
2. Султонов Н. Н., Асадова Х. Б. "Увеличить интенсивность нефтеотдачи за счет большого охвата продуктивной зоны с помощью гидроразрыва пластов(ГРП)" Oriental Renaissance: Innovative, educational, natural and social sciences Volume 1 / Issue 5, 2021. Узбекистан.
3. Sultonov N. N., Asadova H. B. "Application of modern methods to intensify hydrocarbon production" International Engineering Journal For Research & Development . Vol.6/Issue 6 2021 India
4.Усачев П.М. Константинов С.В. и др. «Инструкция по технологии глубоко проникающего гидравлического разрыва пласта» - Москва, 2003 год.
5. Показатели состояния разработки месторождений Назаркудук, Эрназар, Чигил и др.
6 . Кучумов А.И., Зенкиев М.Я. Диагностирование эффективности ГРП в условиях
Западной Сибири. - Мегион: Изд-во Мегион_Экспресс 2002 г 7. https:// science-economy.ru/article
