Агентство нефтегазовой информации
про вас, про нас,
про нефть и газ
18+

Размышления над тонущим Баккеном

Александр Хуршудов, эксперт АНГИ
12 февраля/ 18:02

Месяц назад я опубликовал статью о дальнейших перспективах сланцевой нефти и не нашел их особо блестящими. В рамках объемного материала нельзя было углубляться в детали, и пришлось отложить это занятие на потом. Время пришло, и сегодня я намерен  сосредоточиться на самом крупном сланцевом месторождении Баккен. Сразу оговорюсь: я пишу для широкой российской аудитории; знающих специалистов прошу не пенять на то, что в статье будут встречаться давно им известные истины.

1. ЗАПАСЫ И ДОБЫЧА

По площади (520 тыс. кв. км) Баккен - второе крупнейшее нефтяное месторождение мира, оно лишь немного уступает территориям материковой Франции или Ханты-Мансийского округа. Нефтеносные пласты прослеживаются на территории американских штатов Северная Дакота и Монтана, канадских Саскачеван и Манитоба. Однако канадская добыча в лучшие времена составляла не более 9% от общей, а в штате Монтана залежи давно выработаны и сейчас подают нефти менее 300 т/сут. Более 90% текущей добычи приносит штат Северная Дакота; на его территории нефтеносная площадь составляет 68 тыс. км2, это 13 % от всей площади месторождения.

В разрезе формации Баккен имеется три продуктивных пласта (рис.1). Основной пласт «средний баккен» толщиной до 40 м представлен очень плотными песчаниками с примесями сланцев и доломитов. Сверху и снизу он ограничен сланцами толщиной от 5 до 15 м.


Рис.1. Схематичный разрез формации Баккен

В результате такого строения, похожего на пирожок с начинкой, на Баккене образовались ПРЕКРАСНЫЕ УСЛОВИЯ для многоступенчатого гидроразрыва. Толстый пласт между двумя пластичными прокладками – идеальное место для горизонтальной скважины. Там, где толщина его уменьшается до 10-15 м, притоки малы, и никакой гидроразрыв уже не поможет. Из рис.2 видно, что пласты с толщиной более 18 м занимают менее половины площади, восточная и южная части тоньше. Забегая вперед, отметим, что они практически не разбурены.

Рис.2. Карта изопахит, линий равных толщин пласта

Ниже основного горизонта найдены частично нефтеносные пласты Sanish и Three Forks, но они содержат на порядок меньше запасов.

Геологические (начальные) запасы нефти Баккена огромны. Хотя нефть здесь занимает всего лишь 5% объема породы, только в Северной Дакоте ее содержится 22 млрд тонн. За прошедшие годы добыто 240 млн т, следовательно, текущий коэффициент нефтеотдачи (внимание!) составляет 1,1%.

С другой стороны, проницаемость породы изменяется в пределах 0,02-0,6 мД, это в сотни и тысячи раз меньше, чем у богатых месторождений. Ранее я уже писал, что большая часть скважин пробурена в зонах естественной трещиноватости, примерно в центре Баккена. Сейчас мы добавим к этому тезису кое-какие цифры.

Власти Северной Дакоты публикуют подробную статистику по всем скважинам, отдельно по муниципальным округам (графствам). Для начала вычислим, сколько нефти ежедневно добывается с 1 км2  в разных округах. Результаты в виде карты изображены на рис.3, а прочие детали – в табл.1. 

Рис.3. Карта удельных отборов нефти с единицы площади

Таблица 1.

Показатели добычи нефти и газа

Оказывается, 91% всей нефти добывается в четырех графствах: McKenzie, Mountrail, Dann и Williams. Здесь пробурено 11271  добывающих скважин (73% фонда), сейчас они работают с неплохим средним дебитом 8-13 т/сут. Отметим, что общая площадь этих округов составляет 23,4 тыс кв. км. Это тоже много, но все же в 22 раза меньше всего Баккена. Франция тут уже не поместится, только Израиль. Еще 5 округов приносят 8,2% добычи, а на территориях остальных семи графств она вообще незначительна. Почти 32 % скважин там простаивают.

2. ГАЗ ВМЕСТО НЕФТИ

В пластовых условиях, при аномально высоких давлениях 430-460 ат каждая тонна нефти Баккена содержит 70-150 м3 попутного газа. После запуска скважины давление вокруг нее резко снижается и при 180 ат газ начинает выделяться из нефти. А поскольку вязкость газа намного ниже, чем жидкости, его доля в продукции растет, а нефти – падает.

Динамика добычи нефти, газа и изменения газо-нефтяного фактора приведена на рис.4. Видно, что еще 10 лет назад газа добывалось втрое больше положенного. Не удивительно, что средний дебит нефти тогда составлял скромные 4 т/сут.

    Рис.4. Изменение добычи нефти и газа

Интенсивное бурение в 2009-2014 г.г. добавило в эксплуатацию 8 тыс. новых скважин,  газонефтяной фактор от этого снизился, но в последние 3 года снова вырос на 60 %. Самые высокие значения его (450 м3/т) достигнуты в округах  McKenzie и Williams. Дальнейший рост добычи газа сдерживается тем, что при газовом факторе 700-1000 м3/т дебит нефти уже очень мал, и скважины, как правило, останавливают.

Рост газо-нефтяного фактора сопровождается уменьшением плотности нефти. Более тяжелые фракции задерживаются в порах породы, а легкие лучше выносятся газом. Именно поэтому американская WTI на 5-7% легче других марок. Нефть Баккена весьма летуча и взрывоопасна, ее нужно тщательнее сепарировать и отстаивать перед транспортировкой. Вероятно, нарушение этих требований стало одной из причин взрывов при железнодорожной аварии в канадском городе Лак-Мегантик. В силу этих факторов нефть Баккена существенно дешевле; в декабре ее баррель стоил $40,5, что на 20% меньше барреля WTI.

Но все это, так сказать, мелкие, преодолимые неприятности, а главная беда поджидает нас впереди. По росту добычи газа можно приближенно судить о давлениях вблизи ствола скважин; я его оцениваю в 40-60 ат. При таких давлениях на глубинах 2500-3000 м достигается предел прочности пород на сжатие, это влечет за собой деформацию цементного кольца и прилегающей породы. Вблизи ствола появляются трещины, которые часто приводят к перетокам пластовых вод из других горизонтов.

3. ВОДА ИЗ ВСЕХ ЩЕЛЕЙ

Баккен заливает вода. Более 98% скважин добывают ее вместе с нефтью. Средняя массовая доля воды в продукции месторождения составляет 61%.

Поначалу я не поверил своим глазам. Ведь в основном пласте, среднем баккене  подстилающей воды нет. Конечно, четверть скважин работают из других пластов, в них вода присутствует, но они не делают погоды. Разумеется, я много раз сталкивался с аварийными скважинами, в которых отмечались заколонные перетоки пластовых вод. Но трудно было представить, что все 10 тыс скважин имеют такие дефекты. Перепроверил таблицы – все верно. В прошлом году на 50 млн т добытой нефти Баккена пришлось 66 млн т воды. И есть три серьезных аргумента в пользу ее постороннего происхождения.

Во-первых, даже при обычных операциях гидроразрыва примерно в половине скважин через месяц-другой появляются притоки воды из ближайших пластов. А тут в скважинах рвут пласты десятки раз перед вводом в эксплуатацию.

Во-вторых, перетокам посторонней воды очень способствуют низкие давления в скважинах. В нашем пласте – 50 ат, а в том, что над ним – 300 ат. Вдоль обсадной колонны возникают огромные перепады, и порода часто их не выдерживает.

В третьих, именно на Баккене притоки воды в течение многих месяцев сохраняют свою величину, будто черт открыл на полпальца подземный кран. Это не черт, это другой пласт сообщается со скважиной через небольшое повреждение цемента за колонной. Со временем оно может и увеличиться.

 Проиллюстрирую обводнение скважин на конкретном примере (рис.5).

Рис.5. Динамика добычи нефти и воды в скважинах округа McKenzie

Первую скважину (верхний график) ввели в эксплуатацию  в августе 2012 года с прекрасным дебитом нефти 95 т/сут. Через три месяца в ней установился стабильный приток воды в объеме 15-30 т/сут. Дебит нефти за последующие 1,5 года упал до 6-7 т/сут.

В апреле 2014 года владелец провел операцию по стимулированию скважины. В результате добыча нефти выросла вдвое, а воды – в 8 раз, до 116 т/сут. Все последующие 2,5 года скважина работала с обводненностью 60-90 %. Сейчас приток нефти почти иссяк и составляет около 4 т/сут.

Примечательно, что пробуренная позже в том же блоке вторая скважина (нижний график) сразу обводнилась на 95%. Добыча воды в ней достигала 150-175 т/сут, тогда как нефти было не более 5 т/сут. Всего на этом небольшом блоке Statoil пробурила 4 скважины, все они сразу подавали более 60 % воды, две уже полностью обводнились и в настоящее время простаивают.

Если вдуматься, то эти явления выглядят закономерно. Округ McKenzie разбурен вдоль и поперек, здесь 4157 скважин, по одной на каждые 1,78 км2 площади. Это горизонтальные стволы длиной до 3 км. К каждому из них примыкает по 20-30 искусственных трещин гидроразрыва длиной до 100 м. В залежи создана огромная сеть высокой проницаемости, а давления в разных точках изменяются от 20 до 460 ат. При таких градиентах вода будет гулять там легко и свободно.

Не удивлюсь, если окажется, что на одном берегу Миссури добытую с нефтью пластовую воду качают в водоносный пласт Sanish или Longepole, а на другом берегу ту же самую воду добывают с нефтью из среднего баккена. Мне случалось видеть зигзаги воды и похлеще. На крупном Ватинском месторождении, близ Самотлора, геологи как-то решили проследить путь закачиваемой в пласт воды с помощью цветного индикатора. И были весьма удивлены, обнаружив его через два дня (!) в шести других пластах (!!!). А в том, куда качали, его так и не нашли...

Из-за быстрого обводнения нефтяники Баккена уже сокращают отборы. За последний год добыча нефти снизилась на 15 %, воды на 7 %, средняя обводненность выросла с 59,3 до 61,3%. И для того, чтобы закончить этот краткий анализ, нам осталось ответить на последний вопрос:

4. ГДЕ БУДЕМ БУРИТЬ ДАЛЬШЕ?

Взгляните на рис.6. Он очень нагляден, я привожу его не в первый раз. Это карта забоев скважин небольшого участка графства Mountrail. Где же тут бурить?

Рис.6. Расположение забоев скважин на участке близ г. Parshall

В правой части, похоже, непродуктивная зона. Неразбуренной осталась только площадь большого проточного озера, но получить здесь разрешение на бурение невероятно трудно. К тому же это территория проживания индейцев.

Если вернуться к таблице 1, то заманчиво выглядит бурение в округе Divide. Здесь уже имеется 824 скважины, 90% из них работают с приемлемым дебитом 5,4 т/сут. Но когда я подсчитал, что средняя обводненность скважин уже достигла 70%, желание бурить сразу исчезло. Похоже, не горят им и американские нефтяники: количество активных буровых станков Баккена за последние месяцы выросло всего лишь на 7 единиц до 37 шт. Это в 6 раз меньше, чем 5 лет назад в период сланцевого бума.

Нет никаких оснований полагать, что разбуривание периферии Баккена принесет больше нефти, чем в центре. Наоборот, все имеющиеся данные (см. табл.1) указывают на то, что нефтеносность там в 3-5, а кое-где и в десятки раз хуже. О добыче этой нефти можно будет говорить только через многие годы, с новым, пока еще неведомым арсеналом техники.

5. РЕЗЮМЕ

Месторождение Баккен при огромных геологических запасах, тем не менее, вступило в завершающую стадию эксплуатации. Налицо ВСЕ признаки этого процесса: снижение добычи нефти и отборов жидкости, рост обводненности и числа бездействующих скважин.

Главной причиной упадка является прогрессирующее обводнение. Из-за  снижения забойных давлений в скважинах повсеместно произошли прорывы посторонних пластовых вод. Прекратить этот процесс при современном уровне техники не представляется возможным.

Произошедший рост нефтяных цен мало повлиял на объемы бурения. Самые продуктивные зоны Баккена в четырех округах практически полностью разбурены, а выход за их пределы несет риски получения низких дебитов и ускоренного обводнения скважин.

6. В ЗАКЛЮЧЕНИЕ – НЕМНОГО О ГРУСТНОМ

Приведенная мной информация содержится в абсолютно доступных источниках. Истощение скважин Баккена из-за перехода на газ было известно еще 10 лет назад. Прогрессирующее обводнение массово выявилось в 2012 году. Почему никто не говорит об этом? Три года назад на форуме Р.Паттерсона прошло небольшое обсуждение, и только. С тех пор проблема из юного поросенка выросла в громадную свинью.

Ведь пора уже действовать. Надо проверять нагнетательные скважины на предмет утечек, прослеживать пути пластовой воды. Надо все же выявить связь между гидроразрывом и повреждениями цемента. Разумеется, сервисные компании поднимут жуткий крик и будут доказывать, что они не виноваты. Это их основной заработок и они будут драться за него когтями и зубами. Но можно собрать объективную статистику.  

Почему эти вопросы не обсуждаются федеральными геологами, Американским Нефтяным Институтом, Обществом инженеров-нефтяников? Почему только Арт Берман громко говорит о явных провалах «сланцевых» технологий?

Может быть потому, что бежать, зажмурив глаза, за Красной Королевой или хвалить наряд Голого Короля проще (и доходнее!), чем возражать и доказывать? Если так, я готов предложить выход из этой грустной ситуации. Нужно во всем обвинить русских.

Русские это сделали!

Это русские хакеры пролезли в компьютеры управления скважинами и мешают им работать на благо Америки!

Это русские подливают воду в скважины!

И все эти гадости про Баккен тоже написал русский, причем не ради нефтяной науки, не ради истины, а ради пропаганды и по специальному заказу!

Не подходит такой вариант? Тогда шутки в сторону, много работы впереди.

Просмотров 7029
Комментарии
Александр Хуршудов
16.02.2017

Владислав Владимирович, Все Вы верно пишете.... Добавлю. что на западе сейчас встречаются сервисники покрупнее самих нефтяников, у них есть возможность для инвестирования... Но другого пути нет. Разве что примазаться ко всяким технопаркам или в Сколково. Но я не видел у них пока ничего путного, одни разговоры....

Рим Арсланов
16.02.2017

Владислав Владимирович. Напишите нам в письме свои данные. Попробуем очно пообщаться. Может чего придумаем.

Синица Владислав Владимирович, ведущий специалист ИЦТТ СамГТУ
16.02.2017

Не хотел бы ввязываться в полемику не по теме статьи, но уж выскажусь: сервисным компаниям не интересны технологии, которые ОТСУТСТВУЮТ в тендерах на бурение. Поэтому пока добывающие компании не включат проведение микроимиджевого каротажа в процессе бурения в Перечень своих требований - никто и не "почешется" вкладываться в эту разработку. Причем, разница между стоимостью нынешнего бурения и с дополнительными опциями (LWD/каротажами) должна быть явно прописана ЗАРАНЕЕ, чтобы не получилось как всегда: все "излишества" за счет сервисной компании. Или например, разработали мы способ изменения траектории скважины в процессе роторного бурения (новый РУС), который можно использовать и для отбора керна с одновременным следованием траектории скважины по программе бурения - опять никому не нужно (давай, мол, сам патентуй, проектируй, изготавливай, испытывай, сертифицируй - а мы все равно Шлюмберже контракт отдадим - догадываетесь "почему?"). За рубежом у сервисных компаний и добывающих налажен контакт, где они ЗАРАНЕЕ договариваются, что какая-то Технология будет востребована в случае ее внедрения - и тогда Добывающая компания закажет (например) 1000 скважин с этой Технологией по "такой-то" стоимости, либо даже частичное финансирование с получением в последующем лицензии на использование. Вот у "их сервисников" и есть СТИМУЛ вкладывать средства в поиск и разработку новых способов бурения. Наши же (как бы это помягче сказать печатными словами) поставлены в такие условия - по горло в "счастье", что периодически создаваемые Правительством законодательные волны в этой субстанции приводят только к захлебыванию и потоплению даже ранее стабильных и зажиточных компаний-производителей отечественного оборудования. И просвета - не видно...

Хуршудов Александр Григорьевич
14.02.2017

Рим Раисович, это все так, и, безусловно, на пользу делу.... Но речь идет не об испытаниях, а о разработке новаций.
Это - дело сервисных компаний. Это они должны рискнуть своими деньгами. Это они должны оценить перспективы новинки, и в случае удачи они обеспечат себе рынок на многие годы.
А на стадии испытаний, разумеется, потребуются партнеры, будущие покупатели, и у каждого крупного сервисного предприятия они, разумеется, есть....

Рим Арсланов
14.02.2017

Коллеги, я бы тут немного поправил. Сейчас в добывающих компаниях появились отделы инноваций и отделы новых технологий. Они сами отчасти отслеживают новинки. И если эти новинки им очень нужны, то берут на ОПИ. Причем, по очень важным направлениям могут и проплатить проведение испытаний, если пройти Техсовет. Мы в Нижневартовске проводили круглый стол в ноябре 2016 года по инновациям для зрелых месторождений. И там участвовали соответствующие службы. Подробности можно почитать в разделе "Конференции" на этом сайте.

Хуршудов Александр Григорьевич
14.02.2017

Владислав Владимирович, Вы заходили не с той стороны. Нефтяники этим заниматься не будут, разве что РИТЭК, но и то вряд ли. Им нужен даже не опытный образец, а сразу серия. Потому что испытания одного образца - это недостаточно для организации производства.
Это инвестиции сервисной компании. Увы, не моя тема, но все же я сразу подумал о Тверской "Нефтегазгеофизике". Они производят оборудование, которое монтируется на буровом инструменте: http://www.karotazh.ru/ru/memorytool

Синица Владислав Владимирович, ведущий специалист ИЦТТ СамГТУ
14.02.2017

Александр Григорьевич, к сожалению 6 лет мытарств в поисках партнера - а им может быть только нефтяная компания или.. Шлюмберже - вынудило меня сменить направление деятельности: в мире еще множество нерешенных технических проблем, которые мне удается щелкать как семечки. :-)
С этой идеей (да и другими тоже) обращался и в Лукойл, и в Роснефть и прочие компании - везде нужен готовый рабочий (даже не опытный!) образец, желательно с сертификатами и откликами практического применения. Тратить свое время и 3..5 млрд. рублей для удовлетворения чужого любопытства не вижу смысла, теперь даже не патентую свои идеи. Вот в этом мы и отличаемся: Вы хорошо интерпретируете существующее положение дел, я же смотрю на все - как это МОГЛО бы быть (а хотелось бы: как это будет) с моими разработками.
Постоянно слежу за Вашими публикациями, нравится откровенный незаискивающий стиль, в большинстве своем наши точки зрения совпадают (снова напомню: я исхожу из "сослагательного" наклонения глаголов при анализе). Здесь больше отвлекать Вас не стану. Желаю творческих успехов!

Хуршудов Александр Григорьевич
14.02.2017

Владислав Владимирович, оценка трещиноватости в ходе бурения - это здорово! Это половина решения очень важной задачи (вторая половина - понять степень неоднородности этой трещиноватости). Надо Вам поискать толкового инвестора, только не хотелось бы, чтобы им опять стала Шлюмберже....:))))

Синица Владислав Владимирович, ведущий специалист ИЦТТ СамГТУ
13.02.2017

Александр Григорьевич, меня трудности только раззадоривают - наверное потому и привык с ними справляться.
По поводу трещиноватости породы: у меня в КНБК предусмотрен датчик микроимиджевого каротажа (таких ни у кого еще нет, разрешение 5...7мм) и в дополнение новый акустический метод (но там много условностей - пока больших гарантий дать не могу, в отличие от микроимиджера), которые и позволят получать достаточно подробную карту трещин В ПРОЦЕССЕ бурения. Это не говоря уже о таких "мелочах", как геонавигация по ВНК (разнице сопротивлений) и прочих "стандартных" методах. Сейчас очень много информации ТЕРЯЕТСЯ в процессе бурения, которую последующими каротажами уже не восстановить (только ПРЕДПОЛАГАТЬ) - пещерный уровень, как и имитация импортозамещения: еще год такой вакханалии - и деньги закончатся, и старое оборудование полностью придет в негодность. Начнется новая эпопея с наказанием невиновных и награждением непричастных... :-)

Хуршудов Александр Григорьевич
13.02.2017

Александр Владимирович, добрый вечер! Рад вас видеть на своей странице!
Эк Вы здорово уловили это самое "дежавю"....:)))) Сразу чувствуется практический опыт недюжинного размера.
Все именно так. И не в русской мечте о халяве дело, нынче до халявы охотников море по всему миру. Дело в том, что нефтяная отрасль (да и другие тоже) завершает переход от специалистов к бюрократам. А бюрократ - он не разбирается, что там в бажене или в баккене, ему это не надо. Ему надо громкую фразу и вовремя к ней примазаться. Фраза была ошибкой? Не имеет значения, не он же расплачивается. Он уже на повышение ушел....:))))

Хуршудов Александр Григорьевич
13.02.2017

Владислав Владимирович, тут дело в том, что мой изрядный опыт имеет не только плюсы, но и минусы....:)))) Минусы в том, что образовалась привычка видеть в первую очередь, препятствия.... чтобы их либо преодолеть, либо своевременно объехать.
А вообще - конечно, кто не рискует, тот не пьет шампанское....:)))) Могу пожелать Вам только успеха, ибо реализация таких задумок - вещь очень непростая.
Но это ВЫ - изобретатель, а я - аналитик. Каждому - свое, как было написано в одном нехорошем месте. Меня вот сильно интересует, как можно определить параметры естественной трещиноватости в продуктивном пласте. Массу пользы принесло бы, и при гидродинамическом моделировании, и для ваших изобретательских задач....

Соколов Александр Владимирович, Директор по геологоразведке ООО "ПЕТРОГЕКО"
13.02.2017

В процессе чтения этой статьи, меня настойчиво не покидал эффект «дежавю». Узнавалось что-то хорошо знакомое и многократно повторяемое, но только не про них, а про нас! Прозрение наступило тогда, когда дочитал последнюю фразу «…бежать, зажмурив глаза…или хвалить наряд Голого Короля проще (и доходней), чем возражать и доказывать?». В этот момент, отчетливо проявились из тумана контуры нашей русской мечты о «вечной халяве», о многомиллиардных запасах, под названием Бажен. Многие технологические явления и негативные тенденции, описанные в настоящей статье, с высокой степенью вероятности можно ожидать и на баженовских толщах.
Умные учатся на чужих ошибках, глупые на своих.

Синица Владислав Владимирович, ведущий специалист ИЦТТ СамГТУ
13.02.2017

Александр Григорьевич, давайте не будем уподобляться гоголевским персонажам: "доедет ли то колесо до Казани али не доедет?". Любая технология имеет свои этапы развития и внедрения - до натурных испытаний все заявления голословны. Однако в случае удачи преимущества будут колоссальны, в отличие от скомпрометировавшего себя Вертикального ГРП. По крайней мере, в выводах у Вас предложений (технологических приемов) о снижении обводненности я не нашел, а все существующие РИР оказались малопригодны, что в США, что на нашем Самотлоре. Кстати, у меня есть и изобретения по креплению скважин новыми уникальными пакерами на основе набухающих эластомеров (изюминка - абсолютно инновационная конструкция), четыре года поисков партнеров по их производству прошли впустую. Сейчас якобы в РНГУ Губкина заинтересовались - посмотрим, что из этого выйдет. И скважинные фильтры у меня свои, и КНБК с LWD, и многое другое - нынешнее состояние отрасли можно охарактеризовать как "пещерный уровень" по сравнению в нереализованными пока возможностями. :-)

Хуршудов Александр Григорьевич
13.02.2017

Валерий Александрович, вот что могу добавить.
Я много занимался низкопроницаемыми объектами в последние годы, проницаемость скважин была в пределах от 1 до 20 мД, вводились через ГРП. И могу сказать, что при снижении забойных давлений до 40-60 ат (а бывало и 20 ат!!!) вода появлялась практически всегда. При этом ВНК был далеко, почти все скважины в чисто нефтяной зоне. Дебиты воды были небольшими, 10-20 т/сут, потому что в сибирской юре или в печорском девоне-силуре водоносные пласты не обильные.
На Баккене проблема в том, что воду там качают обратно в поглощающий пласт. Даже если он находится на 200-300 м глубже продуктивного, закачка (я уверен) идет при давлениях, превышающих ГРП, а дальше вода следует в пласт с низким давлением...

Хуршудов Александр Григорьевич
13.02.2017

Владислав Владимирович, идея у Вас интересная, но до реализации еще ОЧЕНЬ далеко.... Навскидку, без внимательного обдумывания вижу такие препятствия:
1)Горизонтальная трещина должна быть длинной, по меньшей мере, метров 300, а как обеспечить ее заполнение в процессе закачки жидкости разрыва? Спускать НКТ во весь интервал перфорации рискованно, можно их потом не вытащить.
2) Одна горизонтальная трещина не обеспечивает такого же роста продуктивности, как 20 вертикальных, узкое место остается вблизи ствола скважины.
3) Вообще горизонтальное развитие трещины вовсе не гарантируется. При наличии естественной трещиноватости (преимущественно вертикальной) ваша трещина преспокойно уйдет в них, а Вы и знать об этом не будете....
И вообще: в сланцевых технологиях мне не нравится злоупотребление МОЩНОЙ техникой. Было у меня такое сравнение: великан решил набить себе на обед лягушек....:)))

Синица Владислав Владимирович, ведущий специалист ИЦТТ СамГТУ
13.02.2017

Александр Григорьевич! В том-то и дело, что сейчас ВСЕ месторождения ГУБЯТСЯ вертикальным ГРП - и их уже не спасти! Поэтому ПОКА НЕ ПОЗДНО надо немедленно внедрять Горизонтальный ГРП - там нет больших технических трудностей, не зря привел пример с движением корабля против ветра - тоже для некоторых "нарушение" законов физики. Наоборот, хорошее знание этих законов и позволяет УПРАВЛЯТЬ ими, что я и пытаюсь делать. Но спасти загубленное месторождение вертикальным ГРП - уже невозможно никакими способами - об этом должны помнить "сливкосниматели", однако им проще выпросить налоговые льготы, к сожалению...

Хуршудов Александр Григорьевич
13.02.2017

Валерий Александрович,мне приходилось встречать и те, и другие. Технические проявляются сразу, после применения высоких давлений в ходе освоения скважины или интенсификации притока. В моей статье примером служит скважина BILL 14-23 5 TFH. Наверняка геофизика в ней показала нефть, а после ГРП скважина обводнилась.
Геологические причины выявляются позже, когда падает до очень малых величин давление в призабойной зоне. Перепад в 250-300 ат - невозможная вещь для не слишком толстых глинистых перемычек.

Хуршудов Александр Григорьевич
13.02.2017

Извините, Владислав Владимирович. Я вдогонку подумал о том, что горизонтальный ГРП возможен только в горизонтальном стволе, но исправлять уже не стал, а зря....
Тем не менее, техническая возможность проведения такого ГРП пока не доказана. И дело тут не в специальных отклонителях...
Распространение трещины ГРП идет по пути естественных трещин, а они почти всегда формируются ПОПЕРЕК напластованию. Это результат предыдущих тектонических деформаций. Конечно, есть пласты типа сланцев, слоистые, но при отсутствии естественной трещиноватости из них ничего добыть вообще нельзя.
Не скажу, что Ваша идея гиблая, но возможно, она родилась раньше своего времени....

Карпов Валерий Александрович
13.02.2017

Интересные размышления, но вызывают некоторые вопросы. Первый: причины такого скорого обводнения все-таки геологические или технические?

Синица Владислав Владимирович, ведущий специалист ИЦТТ СамГТУ
13.02.2017

Если Администрация сайта любезно позволит разместить здесь ссылку на статью про Горизонтальный ГРП: http://teknoblog.ru/2013/03/28/591
раз некоторым лень искать... :-)

Хуршудов Александр Григорьевич
12.02.2017

Благодарю за отзыв. Что касается горизонтального ГРП, то мне пока трудно представить, как будет выглядеть начало трещины, там, где она идет от перфорационного отверстия.... Прокачать жидкость гидроразрыва через 2-3 перфорационных отверстия с расходом 30-40 л/с - непростая задача и потери напора будут колоссальные. Может быть, он будет не совсем горизонтальный, этот ГРП....

Синица Владислав Владимирович, ведущий специалист ИЦТТ СамГТУ
12.02.2017

Отличная аналитика! В дополнение я могу только сказать, что еще шесть лет назад разработал технологию "Горизонтального гидроразрыва пласта" - в пику осуществляемого нынче всеми Вертикальному ГРП - т.е. трещина располагается ПАРАЛЛЕЛЬНО пласту (утрировано - поверхности Земли). В статьях (ищите поисковиками) я как раз и указывал на все те недостатки, подробно рассмотренные Автором, а также преимущества, которые несет Горизонтальный ГРП. Технология требует разработки и изготовления специального оборудования, но на общей стоимости ГРП оно скажется незначительно. Да и само бурение (особенно на шельфе) можно значительно модернизировать: предлагается для совместного патентования и внедрения более 200 изобретений мирового уровня.

Вы можете оставить свой комментарий:
Индекс цитирования