Исламов Азамат Ильдарович — начальник отдела — руководитель проекта по поддержке и управлению изменениями бизнес-кейсов опции развития; доцент
16, ул. Чехова, г. Ханты-Мансийск 628011;
56, ул. Ленина, г. Ханты-Мансийск 628011
тел.: +7 (982) 871-03-33
Azamat I. Islamov — Head of the Department — Project Manager for Support and Change Management of Business Cases of Development Options; Associate Professor
16, Chekhov str., Khanty-Mansiysk 628011;
56, Lenin str., Khanty-Mansiysk 628011
tel.: +7 (982) 871-03-33
Есаулков Сергей Дмитриевич — студент
16, ул. Чехова, г. Ханты-Мансийск 628011
тел.: +7 (982) 206-03-18
Sergey D. Esaulkov — Student
16, Chekhov str., Khanty-Mansiysk 628011
tel.: +7 (982) 206-03-18
Введение. В работе будет рассмотрен механизм формирования трещин автоГРП на неразрабатываемых пластах техногенного генезиса. Определена оценка влияния непроизводительной целевой закачки в пласты для поддержания пластового давления в связи с формированием трещин автоГРП.
Цель. Обосновать связь в развитии трещин автоГРП техногенного генезиса с технологическими параметрами эксплуатации нагнетательных скважин, геологическими свойствами пластов, тектоно-генетическими особенностями распределения напряжений в нижней части чехла участка исследований (Приобское месторождение).
Материалы и методы. Программы расчета дизайна трещин ГРП: Planar 3D, FracCADE. Аналитические инструменты: график Холла.
Результаты. При анализе осложнений при бурении скважин, связанных с получением аномально высоких пластовых давлений на транзитных и неразрабатываемых пластах, определена связь аномально высоких пластовых давлений с явлением техногенного автоГРП. Раскрыт механизм формирования трещин автоГРП. Рассмотрена целесообразность оптимизации действующей системы разработки для достижения проектного коэффициента нефтеотдачи пласта.
Заключение. Предлагается оптимизация действующий системы разработки на опытном участке Приобского месторождения с низкопроницаемыми коллекторами. При успешном подходе система может быть использована для всего месторождения, а также для других месторождений, схожих по геологическому строению.
Background. Reservoir flooding is one of the main methods of oil production in low-permeability fields. At the same time, the natural decrease in the effectiveness of the flooding method leads to an increase in the water injection pressure. One of the side effects is the so-called self-induced crack growth in injection wells, which can be accompanied by a crack breakthrough in the production well operation area. A crack breakthrough, in turn, leads to problems associated with unproductive injection.
Aim. To establish the relationship between the development of self-induced hydraulic cracks of technogenic origin with the technological operation parameters of injection wells, the geological properties of formations, the tectonogenetic features of stress distribution across the lower part of the sedimentary cover of the research site (the Priobskoye field).
Materials and methods. Hydraulic fracturing design calculation programs: Planar 3D, FracCADE. Analytical tools: Hall plot.
Results. The relationship between abnormally high reservoir pressures with the phenomenon of technogenic self-induced hydraulic fracturing is determined based on the obtained complications in drilling boreholes, associated with the production of abnormally high reservoir pressures in transit and undeveloped formations. The formation mechanism of self-induced hydraulic fracturing is established. The feasibility of optimizing the current development system in terms of achieving the design oil recovery coefficient of the reservoir is considered.
Conclusion. Optimization of the existing development system at the pilot site of the Priobskoye field using low-permeable reservoirs is proposed. In the case of its successful application, the approach can be used for the entire field, as well as other fields similar in geological structure.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.