ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Х ЗА СЧЁТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ FIBERFRAC

IMPROVING HYDRAULIC FRACTURING EFFICIENCY AT OIL AND GAS CONDENSATE FIELD X USING FIBERFRAC TECHNOLOGY

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, низкопроницаемый коллектор, проппант, волоконная сеть, многостадийный ГРП, экономическая эффективность, трудноизвлекаемые запасы.

Keywords: hydraulic fracturing, low-permeability reservoir, proppant, fiber network, multistage fracturing, economic efficiency, hard-to-recover reserves.

Введение

Месторождение Х приурочено к северной части Западной Сибири и характеризуется сложными горно-геологическими условиями. Основным объектом разработки является пласт ЮН₂-₄, представленный переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Коллекторы относятся к низкопроницаемым: средняя пористость по керну составляет 0,19 д.ед., проницаемость — 14,7·10^-³ мкм². По состоянию на 01.01.2018 г. текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) равен 0,064 при утверждённом проектном значении 0,420, что обусловливает необходимость интенсификации притока.

Традиционным методом повышения продуктивности скважин на месторождении является гидравлический разрыв пласта (ГРП), в том числе многостадийный ГРП (МГРП) в горизонтальных скважинах. Однако стандартные жидкости разрыва имеют ограничения: транспорт проппанта зависит от вязкости, что требует высокой полимерной нагрузки и приводит к кольматации трещины и преждевременному осаждению расклинивающего агента.

Перспективным направлением повышения эффективности ГРП является технология FiberFRAC, основанная на армировании жидкости разрыва деградируемыми волокнами. Целью работы является обоснование применения FiberFRAC для условий месторождения Х и объяснение механизма достижения расчётных технологических и экономических показателей.

Литературный обзор

Технология FiberFRAC разработана компанией Schlumberger и с 2008 г. применяется на месторождениях Западной Сибири. В работе [1] отмечено, что на наиболее перспективных объектах ачимовской толщи рекомендуется проведение ГРП по технологии FiberFrac для снижения загрузки полимера и улучшения транспортных свойств жидкости.

Согласно официальным материалам Schlumberger, FiberFRAC использует деградируемую волоконную сеть для механического удержания и транспорта проппанта, что «развязывает» размещение проппанта и вязкость жидкости. Лабораторные испытания демонстрируют снижение статического осаждения в низковязких системах (4 сП) при концентрации волокон 5–20 ppt, а также стабильный транспорт в щелевых условиях. Полевые испытания в Восточном Техасе показали более высокие начальные дебиты по сравнению со скользящей водой (slickwater).

В работе [2] предложено использование FiberFrac для устранения неопределённостей при обеспечении рентабельности ГРП; суть технологии заключается в добавлении химического реагента в процессную жидкость с образованием армирующей сетки. Отмечено, что успешность применения технологии составила 83 %, а уровень рентабельной добычи — 305,58 т. В исследовании [3] подтверждена эффективность волокон для контроля геометрии трещины и повышения проводимости в условиях Западной Сибири.

Материалы и методы

Для оценки эффективности FiberFRAC выполнен технологический расчёт базового варианта ГРП для типовой вертикальной скважины (аналог скв. № 34). Исходные данные: интервал перфорации 1769–1780 м, пластовое давление 13,27 МПа, пластовая температура 71,9 °С, коэффициент Пуассона 0,3, модуль упругости пород E = 4,5·10⁴ МПа. В качестве жидкости разрыва принят нефтяной раствор (керосин) плотностью 950 кг/м³, в качестве проппанта — кварцевый песок плотностью 2600 кг/м³, масса проппанта 10 т, концентрация 250 кг/м³.

Расчёт вёлся по методике, изложенной в работе [4]. Вертикальная составляющая горного давления:

P_гв = ρ_п · g · L_с · 10^-6 = 2600 · 9,8 · 1786 · 10^-6 = 45,51 МПа.

Горизонтальная составляющая:

P_гг = P_гв · ν / (1 – ν) = 45,51 · 0,3 / 0,7 = 19,5 МПа.

Давление разрыва на забое определено итерационным методом с учётом расхода закачки Q = 0,012 м³/с и вязкости жидкости μ = 0,1 Па·с: P_заб.р ≈ 35 МПа. Длина вертикальной трещины при эффективном забойном давлении 32,15 МПа и высоте трещины 11,5 м:

l = √ (V_жп · E / (5,6 · (1–ν) ² · h · (P_заб – P_гд))) ≈ 30,33 м.

Раскрытость трещины:

w₀ = 4 · (1–ν²) · l · (P_заб – P_гд) / E ≈ 0,031 м.

Результаты и обсуждение

Технологический расчет и механизм достижения показателей при применении FiberFRAC. Для обоснования эффективности предлагаемого мероприятия был выполнен расчет параметров трещины для типовой скважины (аналог скв. № 34). Исходные данные: интервал перфорации 1769–1780 м, пластовое давление 13,27 МПа, коэффициент Пуассона 0,3, модуль упругости пород E = 4,5·10⁴ МПа. Вертикальная и горизонтальная составляющие горного давления составили 45,51 МПа и 19,5 МПа соответственно. Давление разрыва на забое с учетом расхода закачки (Q = 0,012 м³/с) составило P_заб.р ≈ 35 МПа. При эффективном забойном давлении 32,15 МПа длина вертикальной трещины составляет l ≈ 30,33 м.

Оценка ожидаемого технологического эффекта проводилась по формуле Г.К. Максимовича. При радиусе контура питания R_к = 360 м и радиусе трещины R_тр = 30,33 м коэффициент успешности составил n = 2,9. При базовом дебите нефти 7,2 т/сут ожидаемый дебит после операции составляет 20,88 т/сут. Таким образом, целевой прирост дебита нефти составляет 13,68 т/сут, прирост дебита жидкости — 35,15 м³/сут. С учётом коэффициента эксплуатации 0,93 дополнительная добыча нефти за год составляет 4643,8 т, жидкости — 11931,7 м³.

Данные показатели достигаются за счет физических преимуществ FiberFRAC. Волоконная сетка механически удерживает проппант во взвешенном состоянии в низковязких жидкостях, доставляя его по всей длине трещины и увеличивая радиус дренирования. Снижение полимерной нагрузки минимизирует кольматацию трещины, что снижает скин-фактор и обеспечивает стабильный приток. Кроме того, волокна контролируют рост трещины в высоту, предотвращая прорыв газа из газовой шапки и гарантируя получение именно нефтяного дебита.

Экономическая оценка эффективности внедрения FiberFRAC

Расчет показателей выполнен для целевого сценария. Суммарные эксплуатационные затраты (включая извлечение, подготовку жидкости и стоимость операции) составили 12,6 млн руб. Выручка от дополнительной нефти (при цене 39 225 руб./т без НДС) достигает 182,1 млн руб. После вычета НДПИ (78,3 млн руб.) и налога на прибыль (18,2 млн руб.) чистая прибыль составляет около 73 млн руб. на скважино-операцию. Затраты на волокна перекрываются за счет высокого начального дебита и отсутствия повторных обработок из-за выноса проппанта.

Заключение

В работе предложено применение технологии гидравлического разрыва пласта с использованием волокон FiberFRAC для условий низкопроницаемого пласта ЮН₂-₄ месторождения Х. Технологический расчет подтвердил, что за счет увеличения эффективной длины трещины, снижения скин-фактора и контроля высоты трещины обеспечивается прирост дебита нефти 13,68 т/сут и дополнительная добыча 4643,8 т/год. Экономическая оценка показала высокую целесообразность внедрения: чистая прибыль предприятия составляет около 73 млн руб. на операцию. Для условий месторождения Х (температура 71,9 °С) рекомендуется использование низкотемпературной модификации волокон FiberFRAC в сочетании с низковязкой жидкостью разрыва, что позволит достичь проектных показателей КИН.

Список литературы

1. Зандер А.А., Торяник В.Ю., Шевхужев А.Р. Технологические особенности интенсификации нефтедобычи из низкопроницаемых коллекторов // Молодой ученый. – 2017. – № 16 (150). – С. 176⁠–⁠178.
2. Yarkeeva N., Imangulov D., Samigullin L. Elimination of uncertainties in solving the problems of ensuring the profitability of hydraulic fracturing using FiberFrac technology // E3S Web of Conferences. – 2023. – Т. 390.
3. Oussoltsev D., Butula K.K., Klyubin A. et al. Fiber-Based Fracture Fluid Technology a First for Oil Reservoirs in Western Siberia // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. – 2008.
4. FiberFRAC Fiber-Based Fracturing Fluid Technology [Электронный ресурс]. // Schlumberger. – URL: https://www.slb.com/products-and-services/innovating-in-oil-and-gas/completions/stimulation/fracturing-services/fiberfrac.
5. FiberFRAC: Fiber-based fracturing fluid technology [Электронный ресурс]. // Schlumberger. – URL: https://www.slb.com/-/media/feature/products/data-sheets/fiberfrac_data_sheet.pdf.
6. Астафьев В.Н., Митрофанов Г.М. Гидроразрыв низкопроницаемых коллекторов // Георесурсы. – 2024. – № 26 (3).