Гидроразрыв пласта без установки фильтров как метод контроля выноса песка. Применение цилиндрического проппанта на примере неконсолидированных пластов Паннонского бассейна (Европа)

Настоящая статья основана на результатах полевых испытаний, проведенных на одном из зрелых нефтяных месторождений Паннонского бассейна на территории Сербии, разработка, которого началась в 1952 г. Изучаемый объект представляет собой слабо-консолидированный песчаный пласт, высокой проницаемости, эксплуатация которого была осложнена выносом песка и высокой вязкостью добываемой продукции. Пласт сильно истощен, что увеличивает тенденцию к выносу песка. В прошлом традиционные методы борьбы с пескопроявлениями показали себя не эффективными и ухудшали показатели добычи. Ключевой задачей этого испытания было достижение значительного отрицательного скин-фактора в сильно истощенном неконсолидированном пласте, насыщенном высоковязкой нефтью. Стандартные операции с установкой гравийных систем частично ограничивали вынос песка, а также увеличивали скин-фактор, что негативно влияло на добычу. В пилотных испытаниях применялось ГРП другой модификации - по сравнению с обычными операциями по гидроразрыву с установкой гравийного фильтра. Для обеспечения максимальной проводимости трещин была применена технология ГРП с концевым экранированием трещины (TSО). При эксплуатации после проведения ГРП определялся дебит скважины с оценкой выноса твердой фазы. Если наблюдался вынос песка, тогда устанавливались песчаные фильтры с помощью бригады КРС. После спуска фильтров скважины запускались в добычу. Позже были выполнены успешные испытания с использованием цилиндрического проппанта, что полностью обеспечило контроль выноса песка без установки фильтров и позволило оптимизировать добычу. Ввиду отсутствия стандартных данных для успешного моделирования ГРП на выбранном месторождении, прогнозирование результатов было затруднено. Ключевую роль играл термокаротаж, который можно провести только при свободном доступе к забою. Анализ результатов пилотных испытаний на приемистость и термокаротажа помогли восполнить недостающие данные. Эти результаты помогли выполнить калибровку геомеханических моделей, что позволило спроектировать схему ГРП. На текущий момент выполнено 10 скважино-операций. Несмотря на высокую концентрацию проппанта (более 1800 кг/м³), случаев screenout, зарегистрировано не было. Прирост добычи нефти по скважинам от 2 до 5 раз без выноса песка. Скважины обеспечивают стабильный рост добычи в течение первого полугода эксплуатации. В настоящей статье описаны упрощенные методы и технологии, применяемые для обеспечения устойчивого повышения добычи на этом зрелом месторождении.