6.4.4. Проведение гидроразрыва пласта

Перед проведением КГРП необходимо провести ряд подготовительных мероприятий:

• промывка забоя; при наличие аварийного инструмента в скважине выполняются ловильные работы;

• проведение комплекса геофизических исследований по уточнению интервалов обработки, «работающих» интервалов, наличию обводнившихся интервалов;

• при наличие обводнённого интервала необходимы изоляционные работы.

В подготовленную скважину на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм спускается гидравлический пакер, устанавливаемый в 20-30 метрах выше интервала перфорации. Устье скважины оборудуется арматурой высокого давления АУ-70.

В настоящее время основному КГРП пласта предшествует так называемый мини-ГРП (микроразрыв), являющийся самым важным тестом перед основной обработкой скважины. Информация, получаемая при микроразрыве, включает в себя давление смыкания трещин, pc, чистое давление, начальные условия (перфорация и трение в области ствола), и возможные показатели степени загрязнения области разрыва. Область резкого снижения на кривой давления используется для получения коэффициента утечки для данной геометрии скважины. На рис. 6.24 показаны оперативное положение на типичной кривой давления, зарегистрированного во время снятия характеристик.

1. Разрыв пласта;

2. Распространение трещины;

3. Мгновенное давление при закрытом устье;

4. Давление смыкания из спада давления;

5. Повторное открытие трещины;

6. Давление смыкания по оттоку;

7. Асимптотическое пластовое давление;

8. Давление смыкания (обр. ход)

Рис. 6.24. Динамика давления при проведении мини-ГРП

Некоторые наиболее важные графики, используемые для нахождения давления смыкания трещины разрыва:

• pshut-in от t;

• pshut-in от ;

• pshut-in от числа Грасгофа (и разновидности);

Дополнительная сложность заключается в том, что температура и эффекты сжимаемости могут вызвать отклонения давления. В этом случае, кривые падения, скорректированные с учетом температуры, можно составить для получения нормальной интерпретации различных типов графиков.

После проведения мини-ГРП проводится основной ГРП. Возможный порядок закачки:

1. закачивается жидкость разрыва Химеко-В для создания геометрии трещины;

2. несколькими циклами закачивается кислота: раствор HCl + Нефтенол-К;

3. буферная стадия: закачивается небольшой объем геля Химеко-В, чтобы изолировать кислоту от проппантных стадий;

4. проппантные стадии: закачивается несущая жидкость Химеко-В + проппант;

5. продавка.

Для определения высоты трещины часто обращаются к термокаротажу. Результат термокаротажа скважины в интервале ГРП изображен на рис. 6.25.

Рис. 6.25. Термокаротаж для подтверждения высоты трещины

Для определения геометрии трещины используется систематическое излучение и прием акустических сигналов вкрест поверхности трещины. Пример активного сейсмического прослушивания или межскважинной томографии изображен на рис. 6.26.

Рис. 6.26. Сейсмическое прослушивание трещины

6.6. Прогнозирование дебита после кгрп

Для расчета прогнозируемого дебита нефти после ГТМ, построим график зависимости дебита скважины до и после КГРП (рис. 6.27) для скв. №№ 224, 400, 406, 412, 414, 420, 423, 424, 425, 9070. При построении были учтены также скв. №№ 441 и 465, где был проведен КГРП с проппантом. Как видно из рисунка, между дебитом скважин до и после КГРП наблюдается достаточно тесная корреляционная связь, которая описывается линейным уравнением вида:

y= 0,947x + 13,682, R=0,782 доли ед.. (6.11)

При этом среднеквадратичное отклонение точек на рис. 6.27 составляет 0,61, что объясняется сильным влиянием двух «аномальных» точек по скв. №№ 9070 и 406. Следует заметить, что использование проппанта не влияет на начальный дебит после КГРП, что подтверждается нахождением этих точек на линии тренда, построенной по данным традиционной технологии кислотного гидроразрыва.

Рис. 6.27. Зависимость дебита скважин до и после КГРП по промысловым данным. Точками ( ) обозначены данные по КГРП с проппантом

Основываясь на результатах анализа ранее проведенных КГРП на фаменской залежи Гагаринского месторождения по уравнению (6.11) можно рассчитать ожидаемый после ГТМ дебит скважины №407:

Q_н= 0,947*2 + 13,682= 15,6 т/сут.

Данный прогноз дебита после ГТМ подразумевает, что скважина будет работать с той же депрессией на пласт. Учитывая, что средний темп падения дебита известен по ранее проведенным КГРП, рассчитаем поквартальный дебит нефти скв. № 407:

Таблица 6.17.

Ожидаемый дебит нефти после ГТМ

Квартал	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ожидаемый дебит, т/сут	15,2	13,8	12,5	11,1	9,8	8,3	7,1	5,8	4,5	3,1
дополнительная добыча, т	1184	1064	943	823	703	582	462	342	222	101

Положительный эффект от применения КГРП с закрепляющим материалом (проппантом) наблюдается 30 месяцев. Накопленная добыча за это время составит 6426 тонны нефти.