Томск, 25 июн - ИА Neftegaz.RU. На Арчинском месторождении Газпромнефть-Восток, дочки Газпром нефти, проведен 1й повторный гидроразрыв пласта (ре-фрак) с использованием специальных химических веществ и полимеров нового поколения.
Об этом Газпром нефть сообщила 25 июня 2018 г.
Ре-фрак проведен специалистами Газпромнефть-Восток и Научно-технического центра (НТЦ) Газпром нефти.
Технология очень перспективная на месторождениях с карбонатными породами.
Карбонатные породы представляют собой пласты, сложенные преимущественно известняками и доломитами.
Отличительной особенностью карбонатных коллекторов является сложная структура пустотного пространства, в котором заключены углеводороды.
Т.е значительная часть нефти находится в несвязанных между собой микротрещинах, тогда как в традиционных (терригенных) коллекторах нефть находится в порах породы.
Во время проведения гидроразрыва пласта (ГРП) на месторождениях с карбонатными породами используются химические вещества, которые создают в пласте трещины.
По этим трещинам нефть поступает в скважину.
Соответственно, чем больше протяженность трещин, тем больший объем залежи она может охватить.
НТЦ и Газпромнефть-Восток провели ре-фрак с использованием загущенной кислоты и передовых полимеров.
С помощью специальных рецептур замедляется скорость реакции состава с породой, что позволяет реагенту охватывать дополнительные зоны нефтеносного пласта, создавая более протяженные трещины.
Специалисты Газпром нефти проработали варианты технологических решений, подходящих для условий Арчинского месторождения.
После проведения экспериментальной обработки скважины, 1й месяц эксплуатации показал увеличение объема добычи нефти в 2 раза.
Это только кажется , что ГРП - отработанная технология.
Здесь тоже есть подводные камни:
- неправильный выбор жидкости ведет блокированию притока нефти в скважину в результате нарушения фильтрации в околоскважинном пространстве. Для решения этой проблемы повторное ГРП - это отличное решение (правда нужно изменить параметры) с другими параметрами). Вот если ухудшаются фильтрационные свойства самого пласта в радиусе действия ГРП( 1е сотни м), то повторный ГРП не поможет.
- слишком мелкий или загрязненный глинистыми частицами проппант тоже делает неэффективным повторный ГРП;
- недостаточная прочность проппанта в пластах с высокими температура и давлением настолько ухудшает фильтрационые свойства, что повторный ГРП тоже не поможет.
Напомним, что Арчинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) находится в Парабельском районе Томской области.
В геологическом плане Арчинское НГКМ расположено на юго-востоке Нюрольской впадины, в зоне сочленения с Лавровским наклонным валом Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) в Нижне-среднеюрском НГК.
Промышленная нефтегазоносность Арчинского НГКМ стратиграфически связана отложениями 3 комплексов - верхнего юрского периода, нижней средней юры и среднего девонского периода.
1м промышленным нефтегазоносным пластом был признан пласт М1, 2ми - Ю14, Ю15, 3м - Ю11.
В пласте М1 сосредоточен 81% основных запасов.
Всего на НГКМ разведано 9 залежей, в тч, 2 - нефтегазоконденсатные залежи, 1 - газовая залежь.
Другие пласты имеют по 2 нефтяных залежи в каждом.
Залежи пласта М1 - тектонически экранированные, массивные, Ю15 - литолигически и тектонически экранированные, Ю14 - тектонически экранированные, Ю11 - пластовая сводовая, тектонически экранированная и водоплавающая.
Газпром нефть рассматривает Арчинское месторождение как площадку для отработки новых технологий работы с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ).
В мае 2015 г на Арчинском НГКМ была пробурена 1я разведочная скважина в рамках федерального проекта по созданию в регионе опытной площадки для подбора эффективных технологий разработки баженовской свиты.
В октябре 2017 г на Арчинском НГКМ была успешно применена технология бурения на депрессии.
Испытание технологии высоковязкого синтетического полимера-загустителя будет продолжено на других карбонатных залежах месторождений Газпром нефти.
А для Газпром нефти это очень важно, поскольку на карбонатные коллекторы приходится более 40% извлекаемых запасов компании (почти 600 млн т углеводородов).
В связи с этим, работа с карбонатными коллекторами является 1 из 9 направлений Технологической стратегии Газпром нефти.
Особенности карбонатных коллекторов требуют высоких компетенций и аккуратного подбора технологий, чтобы освоение таких запасов происходило эффективно.
Дальнейшее тиражирование технологии может увеличить до 50% объем добычи нефти на таких месторождениях.
Для любознательных напомним, что 1 год назад, в июне 2017 г Газпром нефть и Туринский политехнический университет заключили 5-летнее соглашение о сотрудничестве в сфере образования и научных исследований, где среди прочего речь шла о об исследованиях в области повторного ГРП.
В 2016 г Газпромнефть-Хантос ввел в эксплуатацию 85 скважин с повторным большеобъемным ГРП, что на 73% больше, чем в 2015 г.
В 2016 г Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз впервые провел повторный многостадийный ГРП на Вынгапуровском месторождении в ЯНАО, правда там была скважина с неуправляемой компоновкой, где перекрытие старых трещин ГРП конструктивно не предусмотрено, да и коллекторы были терриогенные.
