Оптимизация данных мини-ГРП для улучшения проектирования и производства

Одним из эффективных методов, способствующих увеличению нефтеотдачи пласта (МУН), на сегодняшний день является гидравлический разрыв (ГРП). Но перед проведением основного ГРП необходимо запустить калибровочный тест, для получения данных о геомеханике породы – мини-гидроразрыв пласта (мини-ГРП). Необходимость данного теста подтверждается быстрым определением времени закачки, скорости рабочего процесса с применением значительных объемов жидкости и небольшого числа проппанта.

Информация, которую можно получить с помощью мини-ГРП, содержит следующие параметры: давление смыкания пласта (P_cп), горизонтальный стресс смыкания (P_сг), эффективность жидкости гидроразрыва (V_пог/V_трещ), эффективное давление (P_эфф); фильтрационные параметры жидкости в пласте. Все эти показатели определяются путем анализа кривых падения давления (КПД) после завершения процесса закачки мини-ГРП. Метод КПД (метод G-функции) был предложен в 1980 году Кеном Нолти, но впоследствии был доработан другими специалистами.

Технологии геофизиков позволяют определить в нетронутом массиве главные напряжения залегания. Данные технологии базируются на геофизических измерениях. Внедрение технологии мини-ГРП помогает уточнить данные и откалибровать модели на основе полученной малой трещины для прогноза поведения трещины большого размера. Разумеется, полную картину не может дать ни один из подходов, поэтому методы получения информации о пласте постоянно совершенствуются.

Увеличение добычи и экономические выгоды от гидроразрыва пласта были четко продемонстрированы в течение многих лет, однако, чтобы максимизировать экономические выгоды, обработка трещины должна быть оптимизирована для пласта. Слишком часто критические параметры в конструкции трещины не доступны до начала операции мини-ГРП. Временные ограничения и экономика являются современными движущими силами, которые ускоряют процесс первоначального завершения.

На сегодняшний день большинство месторождений находятся на завершающей стадии разработки и требуют внедрения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов. Микробиологические методы интенсификации извлечения нефти (ММУН) – это альтернативный подход к добыче нефти. Производство in situ биологических поверхностно-активных соединений в процессе ММУН не требует больших энергетических затрат. По сравнению с другими методами ММУН является экономически выгодным и более экологически чистым.

В 1926 году впервые было предложено использовать микроорганизмы для интенсификации нефтедобычи из пористых сред. Большинство полевых испытаний были связаны с непосредственным введением предварительно созданного консорциума факультативных анаэробных микроорганизмов.

Сведения о микрофлоре до сих пор остаются недостаточными. Известно, что нефтяные месторождения населяют многообразные бактерии (серо-, сульфат- и железо восстанавливающие бактерии), а также ацетат и метан продуцирующие микроорганизмы. ММУН характеризуются высокими результатами в таких компаниях, как Chevron, Glori Energy и Titan Oil Recovery Inc. В России микробиологические методы активно применяет ОАО «Татнефть».

В ходе анализа применения ММУН выяснилось, что для увеличения нефтеотдачи пласта необходимо комбинировать данный метод с циклическим гидродинамическим воздействием на пласт. В отобранных пробах определяются сапротрофы и метаногены, что свидетельствует об эффективности интенсификации увеличения биомассы микроорганизмов. Были рассмотрены критерии применения ММУН и предложены оптимальные значения для активации пластовой микрофлоры: тип коллектора – поровый; толщина продуктивного пласта – 7 м, пористость – 19%, проницаемость > 0,2 мкм2, температура пласта 40°C, минерализация пластовых вод до 90 г/л, обводненность – 70%, вязкость нефти – 12 мПа*с.

Существенные преимущества данной технологии в сравнении с другими МУН заключаются в дешевизне проведения данной обработки, в экологической безопасности и в высокой технологической эффективности. Продукты биосинтеза значительно снижают вязкость нефти, улучшают фильтрационно-ёмкостные свойства нефтеносного коллектора  и снижают межфазное натяжение на границе раздела сред. Опробование технологии на месторождениях нефти в Башкортостане и Западной Сибири характеризуется результатами с высокой эффективностью ММУН.