1-й опыт. На восточном участке Оренбургского месторождения Газпром нефть провела кислотно-проппантный гидроразыв пласта
Газпром нефть провела многостадийный кислотно-проппантный гидроразрыв пласта ( МГРП ) на скважине №1522 Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Об этом Газпром нефть сообщила 31 января 2018 г. Восточный участок Оренбургского НГКМ разрабатывает Газпромнефть-Оренбург, дочка Газпром нефти. Месторождение является сложным. Нефть Оренбургского НГКМ обладает повышенной вязкостью и залегает в карбонатных коллекторах с низкой проницаемостью и низкой температурой пласта. Для интенсификации добычи на месторождении с 2013 г применяется кислотный гидроразрыв пласта ( ГРП ).
Однако, традиционный кислотный МГРП не всегда оказывается достаточно эффективным. Скважина № 1522 находится в западной части Оренбургского НГКМ, запасы здесь относятся к категории трудноизвлекаемых ( ТРИЗ ). Анализ схожих скважин, запущенных после кислотных ГРП в данном районе, показал высокие темпы падения добычи в 1 й год работы. Для решения этой проблемы Газпромнефть-Оренбург применила новую технологию стимуляции пласта методом ГРП с использованием кислоты и проппанта. Тестирование и применение технологии было реализовано при поддержке Научно-технического центра Газпром нефти ( НТЦ ).
При классическом кислотном ГРП в качестве жидкости разрыва используется только кислота, которая растворяет карбонатный коллектор. После окончания операции кислотного ГРП трещины получают проводимость, а после начала добычи продукты кислотной реакции с породой полностью вымываются из скважины пластовой нефтью. Кислотно-проппантный ГРП направлен на поддержание трещин в открытом состоянии после окончания операции ГРП. Для этого вместе с жидкостью в пласт закачивается закрепляющий агент — проппант.
Операция кислотно-проппантного ГРП показала свою эффективность. Продуктивность скважины с 7 стадиями ГРП на 57% превысила показатели аналогичных скважин, где применялась стандартная процедура кислотного МГРП. Газпром нефть включила работу с карбонатными коллекторами в Технологическую стратегии компании. Тема очень важная, поскольку к карбонатным и трещиноватым коллекторам относится более 40% извлекаемых запасов Газпром нефти, или почти 600 млн т углеводородов. Наиболее крупными активами с такими залежами, помимо Восточного участка Оренбургского НГКМ, являются Куюмбинское и Чонское месторождения в Восточной Сибири, проект Бадра в Ираке, Приразломное месторождение на шельфе Печорского моря. Особенности карбонатных коллекторов — неравномерные свойства коллектора и большое количество трещин — требуют высоких компетенций и аккуратного подбора технологий.
