Низкопроницаемые коллектора Западной Сибири с малым этажом нефтеносности

Последнее сообщение
Офисный Планктон 66 7
Авг 16

Коллеги, доброго времени суток

Разыскиваю месторождения-аналоги по следующим геолого-физическим свойствам:

Терригенный сильноглинизированный коллектор Западной Сибири (объект АС, но не принципиально)

Средняя проницаемость менее 2 мД

Нефтенасыщенная толща менее 10 м

Средняя нефтенасыщенность 0,4

Подскажите, есть ли у вас такие месторождения? Как разрабатываете? Поделитесь пожалуйста ссылками на публикации.

Спасибо

 

Krichevsky 672 11
Сен 16 #1

С нефтенасыщенностью нет ошибки? Если бы не она, некоторые части ЮЛТ Приобки подошли бы под описание.

Пока разрабатывают рядной системой, в добыче - ГС с мультифраком, трещины вдоль ствола, в ППД - наклонки или тоже ГС с мультифраком. Но от ППД на таких проницаемостях толку немного. Сейчас будет опытный проект по развороту ГС поперек трещин и разработке на истощение. Публикаций не помню, посмотрите декабрьские номера НХ - может что-то найдете.

Офисный Планктон 66 7
Сен 16 #2

К сожалению ошибки нет(

Я думал, что на приобке мощности посолиднее. Даже в "дистальных" зонах.

Мы бурим ГС по  800м-1600м  с поперечными и с продольными трещинами. Если честно разницы в работе скважин не видим. Качаем по 60 т на порт

Как только из купольной части уходим в зоны с низкой абсолютной отметкой (зоны повышенной глинизации) с горизонталки получаем 15-20 т/сут, что ниже порога рентабельности.

Есть какие-то идеи для дизайнов ГРП??? для следующих условий:

Хвостовик не цементируется. Используем как компоновки с шарами, так и сдвижные муфты Re-closeable

Нефтенасыщенная мощность 6 метров

В дистальных зонах проницаемость 0,1 мД

Покрышка и подошва по геомеханике схожа с пластом, трещина улетает по высоте

Любая жидкость разрыва практически не фильтруется в пласт (эффективность 80% мнимум)

 

Что уже делали:

Качали фрак полностью на линейном геле (25Мпа*с) с концентрациями проппанта до 300 кг/м3

Качали на расходах насосов от 0,9 до 4 кубов/мин

Качали подушки разных объемов (от 0 до 200 кубов), причем как подушки из подтоварки так и сшитый пробовали

Тоннаж меняли от 30 до 60 тон на порт

Применяли технологии TTS, Zipper, четочную закачку

Провобали в конце ГРП качать пачку кислоты (связано стем, что в центре объекта есть карбонатный уплотненный пропласток)

Между портами меняли расстояние до 50 до 150 метров

 

PetroleumEng 297 5
Сен 16 #3

Не пробовали бурить горизонтальные скважины с длинной 2-3 км с диаметором выше 9 дюймов?

Zorg 595 13
Сен 16 #4

По поводу дизайнов грп можно посмотреть следующее:
1. Фактический объем недопродавки. Я встречался с правилом, что нежелательно, чтобы он был меньше 4 баррелей.
2. Прирост чистого давления (net pressure) после грп. Если значение меньше 200 psi , возможно, вы качаете большую подушку или с высоким расходом. Мы старались достичь поироста чистого давления выше 500 psi
3. Принудительное закрытие трещины путем немедленной отработки скважины после закачки работы. Расход при отработке желательно поддерживать менее 1 барреля в мин. Эффект достигается за счет быстрого закрытия трещины и предотвращения оседания проппанта

gro 25 15
Сен 16 #5

Zorg пишет:
По поводу дизайнов грп можно посмотреть следующее: 1. Фактический объем недопродавки. Я встречался с правилом, что нежелательно, чтобы он был меньше 4 баррелей. 2. Прирост чистого давления (net pressure) после грп. Если значение меньше 200 psi , возможно, вы качаете большую подушку или с высоким расходом. Мы старались достичь поироста чистого давления выше 500 psi 3. Принудительное закрытие трещины путем немедленной отработки скважины после закачки работы. Расход при отработке желательно поддерживать менее 1 барреля в мин. Эффект достигается за счет быстрого закрытия трещины и предотвращения оседания проппанта

Т.к. пласт низкопроницаемый, то:

1. Объем недопродавки не столь критичен, как в высокопроницаемом пласте. В случае перепродавки может образоваться "bottle neck" в призабойной части трещины. В высокопроницаемых пластах, где проводимость трещины сравнима с проводимостью пласта это критично. В низкопроницаемых пластах, где проводимость трещины >> проводимости пласта, это некритично.

2. Прирост чистого давления, опять же, критичен в высокопроницаемых пластах. Прирост чистого давления в теории означает ограничение роста в длину и высоту и упаковку трещины. Трещина растет в ширину, что увеличивает ее проводимость. В низкопроницаемых пластах стремятся добиться максимальной длины, поэтому существенный прирост чистого давления нежелателен, т.к. ограничивает рост трещины в длину.

3. Форсированное закрытие применяют для предотвращения осаждения проппанта в трещине пока трещина закрывается после прекращения закачки. Если чистое давление приросло, то значит трещина запакована и осаждаться проппанту особо и некуда. При форсированном закрытии может происходить вынос проппанта из призабойной части трещины в ствол скважины со всеми вытекающими.

В общем, универсального рецепта нет и дизайн трещины надо оптимизировать в симуляторе под свойства пласта.

Zorg 595 13
Сен 16 #6

Мы всегда применяли недопродавку независимо от проницаемости пласта. Нашей целью было добиться максимальной проводимости трещины в месте ее соединения со скважиной для обеспечения эффективной отработки жидкости разрыва и снижения потерь на трение при движении жидкости и газа в трещине.

Кроме этого, прискважинная часть трещины подвергается наиболее высокому стрессу при снижении забойного давления. В результате ее проводимость снижается за счет разрушения и вдавливания проппанта. Сюда же можно добавить снижение проводимости трещины в процессе ТКРС при фильтрации жидкости глушения. Если трещина изначально обладала высокой проводимостью в прискважинной зоне, то снижение проводимости в результате описанных явлений окажет меньшее влияние на добычу.

На тех скважинах, где по каким-либо причинам допускали перепродавку, дебиты нефти были меньше.

Go to top