Заглавие с титульного листа

[Библиогр.: с. 45-46 (29 назв.)]

Актуальность работы. В настоящее время одним из эффективных методов интенсификации добычи нефти на территории Пермского края и во всем мире является гидравлический разрыв пласта. Проведенные мероприятия гидравлического разрыва пласта часто сопровождаются увеличением обводненности добываемой продукции в виду того, что в процессе проведения мероприятия трещина гидравлического разрыва пласта распространилась в вертикальном направлении и тем самым увеличила каналы, соединяющие водонасыщенную и нефтяную зоны. Данного негативного последствия вполне можно было избежать, если бы перед проведением работ на скважине данное мероприятие было смоделировано на геологогидродинамической модели, которая учитывает особенности геологического строения данной залежи. Знание особенностей строения карбонатных залежей позволяет значительно уточнить и улучшить действующие геолого-гидродинамические модели. Соответственно использование геолого-гидродинамической модели, которые учитывают особенности строения карбонатных объектов, позволит подобрать рациональную систему разработки и обеспечить оптимальные геологотехнологические мероприятия и как следствие приведет к снижению экономических рисков.

Цель: оценка технологической и экономической эффективности гидравлического разрыва пласта с использованием гидродинамической модели, которая учитывает геологические особенности строения карбонатной залежи. Объект: фаменская карбонатная залежь Гагаринского месторождения. Методы: использование гидродинамического симулятора Tempest версии 8.3.1 компании Roxar. Результаты. Полученные в ходе моделирования технологии гидравлического разрыва пласта на шести скважинах-кандидатах результаты показали, что использование стандартной модели (применяется на сегодняшний момент) по сравнению с модифицированной геолого-гидродинамической моделью (учитывает анизотропию проницаемости и трещиноватость) приводит к завышению одних технологических показателей (прирост дебита нефти и накопленная добыча нефти) и к занижению других (обводненность добываемой продукции), что соответственно в последующем может привести к искажению картины экономической составляющей мероприятий. Проведенный экономический анализ позволил установить, что чистый дисконтированный доход, рассчитанный на модифицированной геолого-гидродинамической модели, оказались в 3,7 раз меньше по сравнению со стандартной, что является несомненно важными показателями при подборе скважин-кандидатов для планирования геолого-технологических мероприятий.

The relevance of the discussed issue. Currently, one of the most effective methods to intensify oil production in the Perm Territory and throughout the world is hydraulic fracturing. The conducted hydraulic fracturing measures are often accompanied by an increase in water cut of the produced products due to the fact that during the event the hydraulic fracturing spread in vertical direction and thereby increased the channels connecting the water-saturated and oil zones. This negative effect could be avoided if before the work on the well the event was modeled on a geological and hydrodynamic model that takes into account the specific geological structure of this deposit. Knowledge of the structural features of carbonate deposits allows us to significantly clarify and improve the existing geological and hydrodynamic models. Accordingly, the use of geological and hydrodynamic models that take into account the structural features of carbonate objects will allow choosing a rational system of development and ensuring optimal geological and technological measures and, as a result, will lead to a decrease in economic risks. The main aim of the study is to evaluate the technological and economic efficiency of hydraulic fracturing using a hydrodynamic model that takes into account the geological features of the carbonate reservoir structure. Object: Famennian carbonate reservoir of the Gagarinsky field.

Methods: processing of geological research data; use of the Tempest hydrodynamic simulator version 8.3.1 from Roxar. The results obtained during the simulation of hydraulic fracturing at six candidate wells showed that the use of the standard model (currently used) compared to the modified geological and hydrodynamic model (takes into account the permeability anisotropy and fracturing) leads to overestimation of some technological indicators (increase in oil production and cumulative oil production) and to underestimation of others (the water content of the extracted products), which subsequently can lead to a distortion in economic component of events. The economic analysis made it possible to establish that the net discounted income calculated on the modified geological and hydrodynamic model turned out to be 3,7 times less than the standard one, which is undoubtedly the important indicators in selecting candidates for planning geological and technological measures.