Бурение горизонтальных скважин (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) является одним из наиболее частых решений при разработке низкопроницаемых нефтяных и газовых коллекторов. При этом осложнена оценка параметров системы пласт – скважина по данным гидродинамических исследований (ГДИ) ввиду нереалистичных времен получения отклика на радиальный режим течения. Устранить эту неопределенность возможно, используя данные раннерадиального режима, возникающего на начальном этапе записи кривой восстановления давления (КВД). Однако для его проявления необходимо, чтобы расстояние между трещинами вдоль горизонтального ствола было достаточно большим по сравнению с полудлинами трещин. На практике это условие обычно не выполняется, что делает невозможным такой способ оценки гидропроводности пласта. В то же время ГС с МГРП характеризуются сложным характером КВД, что связано с особенностью взаимодействия трещин. Поведение КВД на раннем периоде замера зависит от длительности отработки скважины перед остановкой, подобно КВД в скважине вблизи непроницаемой границы пласта. Впервые выявлено, что для достаточно коротких времен отработки на раннем этапе КВД может проявляться радиально подобный режим, вызванный формированием эллиптического течения вокруг трещин. Доказана устойчивость данного режима и взаимосвязь положения графика производной давления с параметрами формируемого эллиптического течения. Получена эмпирическая формула, обеспечивающая оценку коэффициента гидропроводности пласта по данному режиму с достаточной точностью для часто встречающегося на практике диапазона параметров геометрии ГС с МГРП. Результаты работы расширяют возможности достоверной оценки параметров системы пласт – скважина для ГС с МГРП в низкопроницаемых коллекторах по данным ГДИ, включая исследования новых скважин в процессе освоения или при запуске после длительного простоя.
В нефтегазовых пластах со значительным этажом продуктивности зависимость начального состава углеводородов от глубины – композиционный градиент – является важным фактором при оценке запасов компонентов, положения газонефтяного контакта, изменения свойств флюида по объему залежи. Известные модели композиционного градиента основываются на термодинамических соотношениях, предполагающих квазиравновесное состояние многокомпонентной гидродинамически связанной углеводородной системы в гравитационном поле с учетом влияния естественного геотермического градиента. Соответствующие алгоритмы позволяют рассчитывать изменение давления и состава углеводородного флюида с глубиной, включая определение положения газонефтяного контакта (ГНК). Выше и ниже ГНК состояние флюида считается однофазным. Для многих нефтегазоконденсатных залежей характерно присутствие в пределах газонасыщенной части пласта небольшой исходной доли жидкой углеводородной фазы (ЖУВ) – рассеянной нефти. Для учета данного явления предложена специальная модификация термодинамической модели и реализован алгоритм расчета композиционного градиента в газоконденсатной залежи с наличием ЖУВ. Рассмотрены примеры, моделирующие характерные составы и условия трех реальных нефтегазоконденсатных залежей. По результатам расчетов с использованием предложенного алгоритма показаны особенности изменения содержания ЖУВ и его влияния на распределение состава газоконденсатной смеси по глубине. Присутствие ЖУВ приводит к повышению уровня и возможному изменению типа флюидального контакта. Характер зависимости доли ЖУВ от глубины может быть различным и обусловлен растворением легких компонентов в насыщенной жидкой фазе. Состав ЖУВ в газоконденсатной части залежи изменяется с глубиной иначе, чем в нефтяной зоне, где жидкая фаза недонасыщена легкими углеводородами. Результаты работы имеют значение для оценки начальных запасов и потенциальной эффективности извлечения углеводородных компонентов в газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежах с большим этажом продуктивности.
Рассматриваются результаты работ по оценке эффективности применения метода циклического геомеханического воздействия на карбонатный коллектор турнейского яруса. Представлен анализ выполненных лабораторных экспериментов по оценке изменения проницаемости образцов турнейского яруса при циклическом изменении порового давления. Основной вывод состоит в положительной избирательности циклического геомеханического воздействия: прирост проницаемости наблюдается для образцов, насыщенных углеводородами (керосином) с остаточной водой, при этом максимальный прирост характерен для наиболее плотных образцов. В водонасыщенных образцах проницаемость после воздействия снижается. Таким образом, циклическое геомеханическое воздействие улучшает условия дренирования уплотненных нефтенасыщенных интервалов. Также подтвержден вывод о том, что циклическое геомеханическое воздействие снижает давление разрыва в карбонатных коллекторах. Путем расчетов на детализированных секторных моделях с учетом результатов лабораторных экспериментов оценен возможный прирост коэффициента продуктивности при циклическом геомеханическом воздействии при различной амплитуде воздействия. Представлена интерпретация результатов опытно-промышленных работ по апробации циклического геомеханического воздействия на скважине, эксплуатирующей карбонатный коллектор турнейского яруса, включая контрольные гидродинамические и промыслово-геофизические исследования. Прирост коэффициента продуктивности по жидкости оценивается в 44-49 %, по нефти – в 21-26 % при более равномерном профиле притока после воздействия. Итоги опытно-промышленных работ подтверждают выводы о механизмах и особенностях циклического геомеханического воздействия, полученные по результатам лабораторных исследований и секторного моделирования.
