Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\ Освоение скважин

	ф	ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
	11.1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОЦЕССА Гидравлический разрыв пласта ( ГРП) - это метод образования новых тре­щин или расширение некоторых существующих в пласте вследствие нагне­тания в скважину жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обес­печить высокую проницаемость, трещины наполняют закрепляющим агентом, например кварцевым песком. Под действием горного давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличи­вается фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в рабо­ту и зоны пласта с лучшей проницаемостью. Образование новых трещин или раскрытие существующих возможно, если давление, созданное в пласте при нагнетании жидкости из поверхнос­ти, становится больше местного горного давления. Заметим, что образование новых трещин характеризуется резким снижением давления в устье скважи­ны на 3—7 МПа. Раскрытие существующих трещин происходит при посто­янном давлении или его незначительном увеличении. В обоих случаях воз­растает коэффициент приемистости скважины, который после ГРП должен увеличится как минимум в 3-4 раза, что считают критерием возможности закрепления трещин песком. Трещины ГРП в неглубоких (до 900 м) скважинах имеют горизонталь­ную ориентацию, а в глубоких - вертикальную, наклонную, близкую к вер­тикальной. Трещины развиваются в той плоскости, где отмечаются наи­меньшие силы сопротивления, т. е. наименьшее горное давление. Например, направление развития трещин на деформированных антиклинальных склад­ках Предкарпатья преимущественно совпадает с направлением короткой оси. ГРП применяют в любых породах, кроме пластичных сланцев и глин. Это метод не только восстановления природной продуктивности скважин, но и значительного ее увеличения. Применяемые технологии обычных ГРП ньютоновскими жидкостями предполагают закрепление трещин (около 5-10 т песка при концентрации 50-200 кг/м3) и обеспечивают двух-трехкратное увеличение текущего дебита нефтяных, газовых или приемистости нагнетательных скважин в низкопро­ницаемых пластах с загрязненной призабойной зоной. С увеличением количества песка до 20 т проводят глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта (ГГРП), который содействует значительному увеличению фильтрационной поверхности, изменяет характер притока жид­кости от радиального к линейному с подключением новых зон пласта, изо-
	411

	лированных вследствие макронеоднородности. Трещины такого ГРП дости­гают 100—150 м в длину при ширине 10—20 мм. Технологии мощных ГРП (МГРП) осуществляются неньютоновскими жидкостями - гелями, которые обладают очень большой кажущейся вязкос­тью, меньшими гидравлическими потерями и высокой несущей способностью закрепляющего агента - керамического пропанта (до 1000 кг/м3), обеспечи­вают увеличение проводимости широких закрепленных трещин в несколько раз по сравнению с обычным ГРП. Увеличение проводимости трещин МГРП достигается за счет значительного повышения концентрации закрепляющего агента до 300-800 кг/м3 в гелях, а общее количество закрепляющего агента может оставаться на уровне 6-20 т. Продолжительность эффекта увеличения дебита скважин после МГРП обычно составляет 1,5-3 г. В газоносных пластах проницаемостью до 0,001 мкм2 применяют мас­сивный ГРП высоковязкими гелями, во время которого развиваются трещины длиной до 1000 м, закрепленные пропантом в количестве до 300 т. Массив­ный ГРП — очень дорогостоящий, поэтому он предусмотрен в смете строи­тельства скважины и увеличивает ее стоимость на 50 %. При мощных и массивных ГРП используют дорогостоящую технику, при обычных ГРП могут применяться отечественные техника и материалы (жидкости, закрепляющие агенты, пакеры, оборудование устья). Сравнение показателей эффективности обычных ГРП и МГРП, а также стоимости этих процессов сведетельствует, что, несмотря на значительно меньшую добычу нефти после обычных ГРП, экономически они вполне кон­курентоспособны вследствие в несколько раз меньшей стоимости. При обычных ГРП фильтрующейся жидкостью развиваются глубокие (50—100 м) трещины небольшой ширины (3—5 мм) в глубь продуктивного пласта (а не вверх или вниз, как при МГРП гелями). При этом практически не возникают ситуации выпадания закрепляющего агента ("tip screen out") или упаковки трещины, сопровождающейся ростом давления до допустимого ("frac pack"). После этого в стволе скважины остается большая пробка за­крепителя. Таким образом, обычные ГРП фильтрующими жидкостями имеют хорошие технико-экономические показатели, осуществляются с меньшими осложнениями, и их следует применять в дальнейшем наряду с новыми тех­нологиями. Технология обычных ГРП осуществляется по следующей схеме. Для проведения обычных ГРП в скважину на НКТ опускают пакер, ко­торый делит ее ствол на две части и защищает верхнюю часть эксплуатаци­онной колонны от высокого давления. Устье скважины обустраивают армату­рой, например 2АУ-700, на рабочее давление до 70 МПа. Все насосные агре­гаты (до 10) для нагнетания жидкостей ГРП, например 4АН-700, обвязывают с арматурой устья скважины через блок манифольда (1БМ-700). Жидкости для ГРП транспортируют автоцистернами вместимостью по 20 м3 либо сли­вают в стационарный резервуар (по 50 м3) общей вместимостью 100-300 м3. Вспомогательные насосные агрегаты (ЦА-320М) закачивают жидкость в пес-космеситель (4ПА), из которого центробежным насосом вначале только жид­кость, а затем жидкость с песком направляются на выход насосных агрегатов (4АН-700) для нагнетания в скважину. Чтобы провести ГРП, из скважины поднимают НКТ и другое глубинное оборудование (насосное, газлифтное), шаблонируют эксплуатационную ко­лонну, спускают пакер на НКТ и опрессовывают их. Процесс ГРП начина­ется с проверки приемистости скважины при наименьшем расходе жидкости

	разрыва, которую постепенно увеличивают, например, от 250 до 450, 900, 1500 м3/сут, вплоть до значения, при котором обеспечивается закрепление трещин (2000-3000 м3/сут). Далее нагнетают жидкость-песконоситель, обычно концентрацией Сп песка 50—200 кг/м3. Концентрация зависит от вяз­кости жидкости. В завершение процесса необходимо вытеснить смесь жидко­сти с песком из ствола скважины в пласт продавливающей жидкостью и за­крыть НКТ, пока давление в скважине не снизится до атмосферного. После поднимают НКТ с пакером и спускают глубинное оборудование для эксплуа­тации скважины. Обычные ГРП проводят ньютоновскими жидкостями. Для проведения обычных ГРП требуется закрепляющий агент (кварцевый песок) в количестве Опс = 10^-20 т, фракции 0,6...1 мм, жидкость разрыва пласта (Ур = 10-ьЗО м3), жидкость-песконоситель (Vu = 100-^300 м3), жидкость для продавливания в пласт (Vup) песконосителя в объеме той части полости скважины, по которой поступают жидкости. Небольшую часть жидкости-песконосителя без закрепителя, нагнетаемую после жидкости разрыва для предварительного раскрытия трещин, называют буферной жидкостью. Жид­кость разрыва пласта должна быть совместимой с пластовыми флюидами, хорошо фильтроваться в низкопроницаемую породу, не уменьшать ее прони­цаемости, не греть, быть доступной, недорогостоящей, поэтому часто исполь­зуют водные растворы ПАВ. Жидкость-песконоситель должна быть совмес­тимой с пластовыми флюидами, иметь свойство удерживать песок, плохо фильтроваться сквозь поверхность трещин, не гореть, быть доступной и не­дорогостоящей. Для обычных ГРП применяют водные растворы с добавкой 0,1-0,3 % ПАВ и полимеров (ПАА, КМЦ, ССБ). Например, в Предкарпатье применение 0,4 %-водного раствора ПАА обеспечивает развитие и закрепле­ние трещин песком в количестве до 10 т при концентрации Сп = 100 кг/м3, объеме жидкости 100 м3 и расходе 2000-3000 м3/сут с применением раствора 0,4%-ного ПАА. Возможно также проведение процесса поэтапно в течение двух-трех дней с закреплением трещин 24—72 т песка по технологии, осуще­ствляемой в НГДУ "Долинанефть" (В.Г. Касянчук). Для глубокопроницаемых ГРП по технологии ВНИИнефти (СВ. Кон­стантинов) применяют неньютоновские жидкости с динамической вязкостью 50-200 МПа-с при скорости сдвига 650-1100 с"1 (q = 2100^-3500 м3/сут) и температуре 20° С не менее 8 ч, стабильные (2 ч) при пластовой температу­ре. Также ВНИИКРнефтью предложена рецептура на водной основе, со­держащая 1-2,5 % КМЦ, 1-3 % хроматов, 0,2-0,7 лигносульфата, 0,75-2,1 % соли хлорноватой кислоты, которая применяется для пластовых температур 60-150 °С. Новые типы песконосителей разработаны на Украине. Продавли­вающая жидкость должна быть маловязкой и не гореть. Обычно применяют водные растворы с добавкой 0,1-0,3 % ПАВ. Для закрепления трещин в скважинах глубиной до 3000 м, как установлено практикой, пригоден кварце­вый песок. В скважинах большей глубины, где обычно горное давление пре­вышает 50-70 МПа, следует использовать более крепкие закрепители-пропанты.

	11.2. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ГРП 11.2.1. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОФИЛЕЙ ПОГЛОЩЕНИЯ При проектировании и для интерпретации результатов обработки призабой-ной зоны большой мощности на многопластовых месторождениях необходимо иметь представление о характере проникновения рабочих жидкостей в про­дуктивные пласты. При исследованиях изменения профилей приемистости сводовых сква­жин Долинских месторождений с изменением давления нагнетания установ­лено, что с увеличением давления и расхода нагнетаемой жидкости происхо­дит увеличение охвата разреза заводнением за счет увеличения эффектив­ной мощности (расширения интервалов поглощения) и вследствие включе­ния в работу новых интервалов. Подобное следует, очевидно, ожидать и при закачке кислоты с высокими расходами, поэтому с целью увеличения охвата разреза кислотным воздействием надо стремиться увеличивать расход и дав­ление. Исследование профилей поглощения до и после 8 гидроразрывов и 16 кислотных обработок, проведенных в 24 нагнетательных скважинах Долин-ского и Северо-Долинского месторождений методом термометрии и расходо­мером показало, однако, что после операций, как правило (79 % случаев), профиль приемистости не изменился (охват по мощности до 30 %), хотя приемистость отдельных интервалов значительно увеличивается. При этом успешность операций составила 90 %, а дополнительная закачка на одну об­работку - 45,4 Ú˚Ò. Ï3. На рис. 11.1 приведены профили приемистости скв. 270 Д и 260 Д До-линского месторождения до ГРП и после него. Скв. 270 Д, в интервале 2850-2950 м оборудованная фильтром, вскрыла выгодские отложения. Данные о ГРП приведены в табл. 11. 1. Как видно из рис 11.1, основная трещина образовалась в интервале 2907-2913 м, поглощающем 155 м3/сут (47 % всей закачиваемой воды.) Одно­временно произошло увеличение приемистости остальных поглощающих пластов в 3-4 раза, свидетельствующее об их очистке, а возможно, и об об-
	Таблица 11.1 Параметры ГРП в нагнетательных скважинах
	Градиент Продол- Про- Зака- Зака- Сниже- давления в Расход Приемистость, житель- Номер Глуби- Тол- ницае- чано чано ние начале во м3/сут ность сква- на, м щи- мость, воды, песка, давле- сниже- время эффек- жины на, м 103мкм2 Ï3 т ния, ния, сниже- ДО после та, мес МПа МПа/м ния, м3/сут ГРП ГРП 604 Ñ 1820 78 3,9 349 9,0 - - - 10 44 27 270 Ñ 2900 51 7,5 258 5,0 4,0 0,018 1800 46 85 63 203 Ñ 2950 69 3,5 414 1,7 5,4 0,0215 2100 45 105 26 505 Ñ 2250 50 3,0 92 - 2,0 0,021 1800 80 Не определены 505 Д* 2250 50 3,0 214 - 3,0 0,0197 2800 80 211 37 549 Ñ 2950 16 1,5 457 10,5 6,0 0,0227 1800 50 150 13 282 Ñ 2925 60 0,7 270 1,7 7,0 0,0205 1800 Не принимала - Повторно.

	t 7 20 40 t 7 20 40 % \ — ■ Z7S0 Г1 — / / 2800 < ) 4. j 2820 f: > 2840 1 — -А- ЭР" - 2860 к 2880 р I 1 L ___^" & 1 г Z9O0 i : т 2 гэге ш г*- 1-- - 1 i 2340 I ^—■	0 20 40 0 .27% 2280 _—• > ■ 2300 S. 2320 2340 "^ S L 2 - 2360 А ч 2380 1 ■ч t v 2400 < "^ 2420 1
	Рис. 11.1. Профили поглощения нагнетательных скважин до ГРП и после него: а - скв. 270 Д; б - скв. 260 Д; / - по данным термометрических исследований до ГРП; 2 - ис­следование расходомером после ГРП
	разовании неглубоких трещин. Следует отметить, что пласт в интервале 2905-2913 м состоит из прослоев песчаников и алевролитов, которые по гео­физическим данным не характеризуются максимальной проницаемостью, равной здесь (1,4-^3,4)10"3 мкм2. В то же время в разрезе имеются пласты с большей проницаемостью (5^-7)10"3 мкм2 в интервалах 2892-2895 и 2897-2903 м, приемистость которых значительно меньше. Такое большое увеличе­ние приемистости в интервале 2905-2916 м вызвано, очевидно, образованием высокопроницаемой трещины. В скв. 260 Д, обсаженной фильтром в интервале 2260-2440 м, проведено два ГРП. При первом в пласт закачано 10,2 т песка, при втором - 7,2 т. После ГРП приемистость увеличилась от 150 до 230-280 м3 сут и дополни­тельная закачка составила 75 тыс. и 176 тыс. м3 воды соответственно. Тре­щина образовалась в кровле пласта песчаника в интервале 2350-2353 м,

	поглощающем около 50 % всей закачиваемой воды. Поскольку ниже, до 2376 м, простирается мощный пласт песчаника, то можно полагать, что трещина направлена вниз. Таким образом, даже при столь большой вскры­той мощности и многопластовости трещины образуются обычно в одном пла­сте. Для выявления мест поступления кислоты и оценки эффективности ох­вата по мощности кислотным воздействием при градиентах давления 0, 0144-0,0180 МПа/м в четырех скважинах были сняты термограммы через 2 - 3 ч после окончания закачки ее в пласт. В нефтяной скв. 74 СД термометрия проведена после закачки в пласты 11,4 м3 кислотного раствора при расходе 260 м3/сут и градиенте давления 0,0160 МПа/м. В нефтяных скважинах кислота поглощалась несколькими пластами общей мощностью 5-27 м, а в нагнетательных — после закачки кислоты профиль приемистости не изме­нился. Обобщая результаты исследований, приходим к выводу о необходимости применения в данных условиях поинтервальных обработок.
	11.2.2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАСКРЫТИЯ И РАЗВИТИЯ ТРЕЩИН Раскрытие трещин при нагнетании жидкости в скважину принято изучать по индикаторным кривым. Для нагнетательных скважин индикаторные кри­вые строят по результатам исследования при установившихся режимах. В процессе кислотной обработки и ГРП, когда закачка в скважину происходит всего в течение нескольких (2—4) часов, представляет интерес установление промежутка времени, достаточного для получения в рассматриваемых усло­виях квазиустановившегося режима поглощения. Многочисленные исследо­вания приемистости в Предкарпатье показали, что при расходе 225 м3/сут это время обычно не превышает 8-15 мин, а с увеличением расхода в 2-4 раза может иногда возрастать. О плохой связи скважин с пластом можно судить по наблюдениям темпа снижения давления после прекращения закач­ки жидкости в скважины. Для перераспределения давлений требуется много времени, и поэтому темп снижения его в скважинах невысок. Например, в скв. 603 Д давление снизилось от 19 до 15 МПа за 30 мин, а в скв. 616 Д -от 21 ‰Ó 20 åè‡ Á‡ 40 ÏËÌ. Многократное, в 6—10 раз, увеличение коэффициентов приемистости при давлении на устье 19—21 МПа по сравнению с приемистостью при дав­лениях закачки 15 МПа свидетельствует о раскрытии трещин. О поведении пластов при их эксплуатации можно судить, сопоставляя индикаторные кривые скважин Долинского месторождения, снятые при от­боре и нагнетании, приведенные на рис. 11. 2. Характер кривых, прямолинейных в области отборов (- Ар) и вогнутых к оси расхода при нагнетании (+АР), свидетельствует о том, что пласт по­ристый в пластовых условиях, а имеющиеся в нем трещины сомкнуты и рас­крываются при некотором избыточном давлении. Приведенные примеры подтверждают мнение о низкой проницаемости пород призабойной зоны и незначительной фильтруемости в пласт маловяз­ких жидкостей (воды) через стенки скважины и поверхности раскрывшихся трещин и указывают на возможность раскрытия трещин при кислотных об-

	+др, мпа 20 Г			О            800 1600 2400 J200
	10
	WO
	-10
	270Д	-лр, мпа ■5МД
	40L &р, мпа
	Рис. 11.2. Индикаторные кривые скважин Долинского месторождения, снятые при отбо­ре и нагнетании: О, т/сут - дебит при эксплуатации; Q, м3/сут - приемистость при нагнетании; +Ар - репрессия на пласт; -Ар - депрессия на пласт. Цифры у кривых - номера сква­жин				Рис. 11.3. Индикаторные кривые ГРП: / - ÒÍ‚. 604 Ñ; II - ÒÍ‚. 270 Ñ; III - ÒÍ‚. 203 Д; 1,2,3- режимы, при которых произ­водилась закачка песка в пласт; Ар - репрес­сия на пласт при ГРП; q - расход жидкости
	400 i					1200	2000	2800
	Рис. 11.4. Индикаторные кривые ГРП: I, II - ÒÍ‚. 505 Д; Ш - ÒÍ‚. 549 Ñ; IV - ÒÍ‚. 282 Ñ; 1,2,3,4- режимы, при которых производилась закачка песка в пласт; Ар -репрессия на пласт при ГРП; q - расход жидкости								<j,MJ/cj/m

	обработках и ГРП, проводимых даже при невысоких (200-300 м3/сут) рас­ходах. Изменение приемистости скважин при высоких расходах можно про­следить по индикаторным кривым ГРП, характерным для местных условий, приведенным на рис. 11.3 и 11.4 (см. также табл. 11.1), которые анализиро­вали по данным 15 ГРП. Анализ индикаторных кривых ГРП (кривые давление - расход) пока­зывает, что изменение забойного давления происходит по-разному. В одних случаях на протяжении всего ГРП наблюдается только рост давления (см. рис. 11.3, кривая /), а в других - его снижение. Снижение давления иногда происходит медленно (см. рис. 11.3, кривые 77, /77; рис 11.4, кривая //), а в некоторых случаях очень быстро, скачком (см. рис. 11.4, кривые /, ///, IV). Параметром, с помощью которого управляли процессом ГРП, в рассмот­ренных случаях являлся расход. В связи с этим индикаторные кривые раз­делим на несколько областей, соответствующих определенным диапазонам расхода. При изменении расхода в пределах первого диапазона (интервал О -А) происходит рост забойного давления до значения, достаточного для рас­крытия естественных трещин. На рисунках этот участок кривой по причи­нам, вызванным величиной масштаба, показан условно прямым. Во втором диапазоне расхода (интервал А - Б) дальнейшее его увеличение вызывает пропорциональный рост давления. В этом диапазоне раскрытия новых тре­щин и развития существующих, по-видимому, не происходит. Поэтому дав­ление в точке А близко к давлению, при котором заканчивается процесс от­крытия естественных трещин в пласте. Индикаторные кривые, на которых наблюдается только рост давления на протяжении всего ГРП, получены по большинству процессов, особенно (73 %) в скважинах, эксплуатирующих менилитовые и манявские отложе­ния. В этих процессах среднее количество песка на одну операцию наи­большее, средний расход также высок по сравнению с другими типами про­цессов. Имелись случаи, когда в скважины закачивали 7-17 т песка (см. рис. 11.3, скв. 604 Д) без заметного повышения давления на устье, что возможно только при наличии очень развитой системы естественных трещин большой емкости. В то же время, несмотря на закачку столь больших объемов песка, показатели эффективности этих процессов очень низкие. По-видимому, это вызвано тем, что стенки трещин закупорены битумом и минеральным запол­нителем, или раскрывались в аргиллитах, и поэтому малопроницаемы. Все это очень усложняет выбор эффективных методов интенсификации по на­званным залежам. В ряде случаев на индикаторных кривых за участком кривой А — Б на­блюдается медленное снижение давления. Это отмечается при постоянном расходе без закачки песка (см. рис. 11.3, кривая 77, скв. 270 Д; рис. 11.4, кривая 77, скв. 505 Д), а также при наращивании расхода на скв. 203 Д (см. рис. 11.3, кривая /77). Начало снижения давления наблюдалось, например, по скв. 270 Д на 40-й мин от начала процесса после закачки в пласт 60 м3 воды и 2 т песка при концентрации песка около 30 кг/м3 и расходе воды 1800 м3/сут. Снижение давления происходило в течение 50 мин. По скв. 203 Д снижение давления началось на 30-й мин от начала ГРП после закачки 30 м3 воды без песка. В конце этого процесса в пласт было закачано 1,7 т песка при расходе 2050 м3/сут и значительно меньшем давлении. Медленное

	снижение давления происходило в шести операциях ГРП, из них в четырех после закачки 1,2-2,0 т песка и в двух во время закачки воды. Медленное снижение давления происходило после закачки в пласт больших объемов жидкости, преимущественно с песком, и при значительных расходах. При­чиной этого, по-видимому, являются размыв и унос из уже открытых при данных давлениях трещин загрязняющего материала и их абразивная очист­ка. Одновременно происходит и закрепление трещин, что повышает эффек­тивность процессов. Интересно отметить, что медленное снижение давления в процессе ГРП отмечалось в основном в скважинах, проведенных на выгодские отложения, т. е. там, где коллекторские свойства пласта лучше и пласты более выдер­жаны по мощности. В некоторых случаях в процессе проведения ГРП при достижении оп­ределенной величины расхода и давления наблюдается резкое падение дав­ления при постоянном расходе после закачки в пласт небольшого количества жидкости без песка, т. е. происходит скачок давления. При этом, по-видимому, создаются новые трещины в результате разрыва или расслоения пласта. Скачок давления после закачки незначительных объемов воды возможен только в том случае, если пропускная способность системы открывающихся в интервале расхода О - А трещин очень ограничена. Действительно, в шести скважинах из восьми, по которым замечен скачок давления, до ГРП приеми­стость практически отсутствовала. Почти во всех случаях, где наблюдались скачки давления, пропорцио­нальный рост давления в интервале А - Б в итоге приводил к созданию на забое давления, достаточного для получения скачка (см. рис. 11.4, кривая IV). Но иногда забойное давление увеличивалось постепенно при постоян­ном расходе. Такая картина наблюдалась при закачке в пласт воды в про­цессе ГРП на скв. 505 Д (см. рис. 11.4, /), где давление возросло на 1 МПа при расходе 1800 м3/сут после закачки в пласт 14 м3 воды. Скачок произо­шел при градиенте давления 0,021 МПа/м (градиент давления определялся как частное от величины забойного давления, деленной на среднюю глубину залегания вскрытых продуктивных горизонтов). В дальнейшем производили снижение расхода, при котором было отмечено уменьшение забойного давле­ния, что свидетельствовало об очистке трещин и приобщении новой площади фильтрации. Интересно поведение этой скважины во время проводимого через четы­ре дня повторного ГРП (см. рис. 11.4, кривая 77) при значительно больших расходах, который можно рассматривать как продолжение первого процесса. В этом процессе рост давления с увеличением расхода был меньшим, чем при первом ГРП. Максимально достигнутый градиент давления составил 0,0197 МПа/м. При этом градиенте давления в точке, соответствующей рас­ходу 1800 м3/сут, при котором ранее имел место скачок давления, теперь отмечается резкой изгиб кривой, а в точках, соответствующих расходу 2800 м3/сут, наблюдается медленное снижение давления на 3 МПа. По-видимому, в процессе ГРП в скв. 505 Д наблюдалось создание трещин, а за­тем, при больших расходах, - их развитие и очистка. Рост давления при постоянном расходе отмечался еще в нескольких операциях ГРП. Например, на скв. 269 Д после достижения расхода 1600 м3/сут давление стало повышаться и возросло на 3 МПа после закачки в пласт 22 м3 воды.

	Рост давления при постоянном расходе представляется возможным в том случае, если открытая ранее система трещин не в состоянии пропустить объем жидкости, закачиваемой при ГРП. Сопоставляя данные о прочности на разрыв пород, подвергаемых ГРП, с величинами наблюдаемых скачков дав­ления, можно прийти к выводу, что там, где прочность породы и величина скачка давления одинакового порядка и составляют 6-8 МПа происходит собственно разрыв пласта, а там, где величина скачка давления значительно меньше (2-4 МПа) по сравнению с прочностью пород на разрыв (6-8 МПа), происходит расслоение пород по напластованию. Первое замечено по четырем процессам (например, в скв. 282 Д), второе также наблюдалось в четырех операциях ГРП (например, в скв. 505 Д). Характерно, что среднемесячная дополнительная закачка по процессам, где произошел собственно разрыв пласта, составляет 1,22 тыс. м3 воды, а по процессам, где имело место только расслоение трещин, - 0,85 тыс. м3. Эф­фективность процессов со скачком и снижением давления значительно выше по сравнению с процессами, где отмечен только рост давления. Процессы со снижением давления происходили при наибольших расходах со скачком давления при наивысших давлениях. В табл. 11.2 приведены сведения о давлениях начала раскрытия трещин и максимальных давлениях при закачке жидкостей, полученные на основе обобщения опыта гидравлических разрывов пласта и кислотных обработок, в процессе проведения работ в Долинском нефтепромысловом районе. Эти давления составляют 0,6-0,85 от полного горного давления, как и в Урало-Поволжье. Средние градиенты давления определены по 20-70 операциям каждого типа.
	Таблица 11.2 Градиенты давления при закачке жидкости на месторождениях Предкарпатья
	Условия, при Наименование Число которых Градиент давления нагнетания, Градиент операции обработок зафиксирован 10~2 åè‡/Ï пластового градиент Пределы Среднее давления, давления изменения значение 10~2 åè‡/Ï нагнетания Гидравлический 61 Р = Ро 1,21 -2,19 1,59 0,90 разрыв пласта неф- Р ~ Р\ 1,42 -2,25 1,83 тяных и нагнета- Р = Рг 1,62-2,26 1,91 тельных скважин То же, только по 41 Р = Ро 1,21 -2,02 1,57 0,90 нефтяным скважи- Р = Pi 1,42-2,16 1,82 нам То же, только по 20 Р = Ро 1,25 -2,19 1,62 0,90 нагнетательным Р = Pi 1,52 -2,25 1,85 скважинам Кислотные обработ- 76 P=Pi 1,17 -2,20 1,56 0,91 ки и разрывы плас- та нефтяных сква- жин То же, по нагнета- 70 P = Pi 1,42 -2,00 1,73 0,92 тельным скважинам П римечания. 1. Условные обозначения: р„ - давление, зафиксированное в начале раскрытия тре- тин при коэффициенте приемистости К = К, и расходе около 250 ма/сут; р, - давление при К = 4л„; р. давление при К = 4it0; p2 - наибольшее давление, зафиксированное при проведении операций. 2. Среднеквад- ратическое отклонение от среднего значения градиента давления нагнетания (0,16-И),25)1(Г2 åè‡/Ï. в указанных случаях составляет

	Градиент давления при кислотном воздействии, как видно из приведен­ных данных, изменяется в тех же пределах, что и градиент давления начала раскрытия трещин. Обобщая изложенное, приходим к выводу, что при кислотном воздейст­вии, осуществляемом даже при низких расходах, может происходить рас­крытие трещин, обусловливающее проникновение кислоты в пласт не толь­ко через стенку скважины, но и через стенки трещин. 11.2.3. ОЦЕНКА ОРИЕНТАЦИИ ТРЕЩИН, ОБРАЗУЮЩИХСЯ ПРИ ЗАКАЧКЕ ЖИДКОСТЕЙ В ПЛАСТ Так как достоверность выводов об ориентации трещин на основе геофи­зических измерений недостаточна и проведение непосредственных измере­ний для оценки ориентации трещин в данных условиях невозможно, были применены косвенные мотоды. При этом учитывалось следующее: изменение давления раскрытия трещин с изменением пластового давле­ния или сдвиг индикаторных кривых по методике Ю.П. Желтова; характер изменения давления при развитии трещин с увеличивающим­ся или постоянным расходом; сведения о форме структуры, условиях ее образования, характере на­рушений, трещиноватости пород; исследование давления раскрытия трещин, оценка горного давления. Из приведенных на рис. 11.5 зависимостей видно, что при снижении пластового давления при повторных ГРП в тех же скважинах забойное дав­ление уменьшается ( скв. 31 Стр., 207 Д), а при повышении увеличивается (скв. 260 Д). При постоянном пластовом давлении давление нагнетания ос­тается практически постоянным (скв. 505 Д). Такое изменение давления раскрытия трещин характерно, по Ю.П. Желтову, для образования верти­кальных (наклонных) трещин. Изучение изменения давления при постоянном и возрастающем во вре­мени расходе при проведении ГРП позволило выявить в 19 случаях из 69
	20		О	800	1600	2400
	30		о 207 Д:2Ю 260 Д;215 Z				505 Л
	Рис. 11.5. Индикаторные кривые повторных ГРП при изменении плас­тового давления: рр - давление на забое при ГРП; q -расход жидкости. Первая цифра у кривой указывает номер скважины, вторая - пластовое давление, МПа	50					■505Д;2М х 260:140
							Стр;266
		р. мпа
	11

	обследованных процессов снижение давления, характерное для вертикаль­ной ориентации трещин. После раскрытия трещин скважины поглощают при больших, до 3500 м3/сут, расходах без заметного увеличения давления на забое, что также характерно для случаев вертикальной ориентации рас­крывающихся трещин. По керновому материалу в данных условиях преобла­дает направление естественной трещиноватости песчаников перпендикуляр­но напластованию, т. е. близко к вертикальному. Формирование нефтеносных складок в Долинском нефтепромысловом районе происходило при горизонтальных перемещениях - надвиге их на тортоно-сарматские отложения Внешней зоны Предкарпатского передового прогиба. Складки разбиты многочисленными, в основном поперечными, на­рушениями сбросового типа. В таких условиях, по теории Хабберта и Вил­лиса, наименьшее тектоническое напряжение направлено вдоль длинной оси складки, и тогда вероятная ориентация трещин параллельна направлению естественных сбросов, т. е. вертикальная или близкая к вертикальной. Та­ким образом, плоскость раскрывающихся при ГРП трещин перпендикулярна наименьшему горизонтальному напряжению, направленному здесь вдоль длинной оси складки, и совпадает с основным направлением сбросов. Наконец, привлечем сведения о давлении раскрытия и развития трещин по фактическим данным ( см. табл. 11.2), из которых видно, что давление разрыва всегда меньше горного давления и равно 0,60-0,85 от его расчетной величины, в среднем 0,71, т. е. близко к таковому в скважинах месторожде­ний Татарии и Башкирии. На основании изложенного можно судить о вертикальной или близкой к вертикальной ориентации трещин, раскрывающихся при нагнетании жидко­сти в продуктивные пласты Долинских месторождений. Для накопления данных о влиянии пластового давления на давление раскрытия трещин при ГРП необходимы длительное время и проведение повторных процессов. Ниже приведена оценка взаимосвязи этих величин по данным ГРП в различных скважинах с использованием методов математиче­ской статистики. Для этой цели используем методику Ю.П. Желтова, согласно которой в случае образования вертикальных (наклонных) трещин давление разрыва будет изменяться с изменением пластового давления. grad Арр = (1 - v/(l - v)) grad Дрпл,                                                    (11.1) где grad App - изменение градиента забойного давления при ГРП, МПа/м; grad Арпл - изменение градиента пластового давления в скважине, МПа/м; v - коэффициент Пуассона. При сопоставлении давлений последовательно проведенных ГРП в скв. 207 Долинского месторождения выявлено, что изменение пластового давле­ния на 6,6 МПа вызывало изменение фактического давления раскрытия тре­щин на 2,7 МПа. Снижение давления раскрытия трещин с падением пласто­вого давления зафиксировано также в скв. 31 Стр. (Струтынь), 24 СД и др. (рис. 11.5). На рис. 11.6 показаны зависимости средней величины градиента давле­ния начала раскрытия трещин рои градиента давления pvi при четырехкрат­ном увеличении коэффициента приемистости скважины от величины средне­го пластового давления, по данным 60 ГРП нефтяных и нагнетательных скважин в Долинском нефтепромысловом районе. Следует отметить, что при исследовании тесноты связи между градиентами р0, pvi и р^ установлена ве-

	Рис. 11.6. Зависимость давления нагнетания при ГРП от          jrad p0,,, МПа/м пластового давления:                                                                                  ' /-по фактическим данным ГРП при давлении нача-         0,0190 ла раскрытия трещин; 2 - эмпирическая кривая, р0 =        0,0180 = 0,0107 + 0,53рпл; 3 - по фактическим данным ГРП при         пп,пП К, = 4К0; 4 - эмпирическая кривая, р, = 0,0122 + 0,68рпл;         "•и'711 5 - р, = [1 - v/(l - v)] рпл при v = 0,25                                      0.016В
	0,0150 0,0110 в, оно-
	0,4075 0.0095 рйй личина коэффициента корреляции между указанными величинами, равная 0,34. Поскольку величина давления раскрытия трещин зависит еще от целого ряда факторов (тектонических сил, условий вскрытия и т. д.), здесь и в лю­бых других условиях трудно надеяться на существование более тесных свя­зей. Тем не менее в данном случае и вообще эти зависимости представляют значительный интерес для выявления тенденции изменения давления раз­рыва и, таким образом, подтверждают высказанную гипотезу о вероятном направлении трещин. Из рис. 11.6 видно, что линия 4 зависимости grad Api = 0,0122 + + 0,68 grad Арпл, рассчитанная методом наименьших квадратов по опытным данным тех же 60 ГРП, и линия 5, рассчитанная по зависимости (11.1), практически совпадают, т. е. подтверждается вертикальная ориентация тре­щин, раскрывающихся в данных условиях. Подтверждением высказанного мнения может быть и то, что после раскрытия трещин, создаваемых при ГРП без заметного изменения давления на забое, скважины поглощают при очень высоких расходах (до 3500 м3/сут); такое явление согласно использу­емой теории ГРП должно наблюдаться и при вертикальной ориентации рас­крывающихся трещин. Таким образом, можно использовать зависимость (11.1) для оценки вли­яния пластового давления на давление разрыва. Например, при изменении градиента пластового давления на 0,002 МПа/м (в скважине глубиной 3000 м это соответствует изменению пластового давления 3000 х 0,002 = = 6 МПа) фактически градиент давления разрыва изменится следующим об­разом: grad Арр = {1 - [0,25/(1 - 0,25)]} 0,002 = 0,00134 åè‡/Ï. Следовательно, в скважине глубиной 3000 м при снижении пластового давления на 6 МПа забойное давление разрыва снижается примерно на 4 МПа, и, наоборот, в нагнетательной скважине после соответствующего по­вышения пластового давления забойное давление ГРП увеличивается. Из исследований кернового материала известно, что в данных условиях встречаются зияющие трещины, а преобладающее направление естественной трещиноватости перпендикулярно напластованию, т. е. близко к вертикаль­ному. Наличие зияющих трещин указывает на то, что процесс релаксации напряжений в данных условиях не закончился, и в таком случае боковое горное давление здесь должно быть меньше вертикального. Поскольку направление нарушений сбросового типа, характерных для месторождений Предкарпатья вертикальное, то направление трещин, обра­зующихся при ГРП, очевидно, также вертикально.

	11.2.4. ОЦЕНКА РАЗМЕРОВ ТРЕЩИН Оценка размеров вертикальных трещин, раскрывающихся при ГРП, с ис­пользованием фильтрующихся жидкостей, продавливания и кислотной обра­ботки скважины выполнена по теории А.С. Христиановича и Г.И. Барен-блатта. Проведенные расчеты свидетельствуют о том, что при средних параме­трах ГРП в пластах толщиной 9-18 м возможно образование двухсторонних трещин протяженностью 30-80 м и шириной 3-5 мм. Практикой ГРП в Предкарпатье доказано, что при использовании боль­ших (200— 500 м3) объемов маловязких жидкостей (товарной нефти или во­ды) и высоких расходах (более 2000 м3/сут) в рассматриваемых условиях удается создавать трещины большой протяженности и ширины, достаточной для успешного закрепления 10-20 т песка при концентрации его в жидкости 40-60 Í„/Ï3. Ширина трещин, раскрывающихся при продавливании, т. е. при закач­ке в пласт нефти или воды одним-двумя насосными агрегатами с расходом до 0,5 м3/мин, незначительна - до 0,5-0,1 мм, а протяженность их намного меньше протяженности трещин, возникающих при ГРП. После снижения давления в скважине раскрывшиеся при продавливании трещины смыкают­ся. Приведем оценку размеров трещин, раскрывающихся при нагнетании кислоты на примере скв. 74 СД, где эффективная мощность поглощающих песчаников со средней проницаемостью 2 • 10~3 мкм2 составляет 22,4 м в ин­тервалах 2805 - 2820 Ë 2842 - 2857 Ï. Предположим, что при кислотном воздействии в пласте, залегающем в интервале 2850,4 — 2856,6 м мощностью 6,2 м и проницаемостью 2,7 х х 10~3 мкм2, раскрылась двухсторонняя вертикальная трещина. Расчетная длина трещины 2,7 м, а ширина 320 мк. С учетом растворяющего действия кислоты, по данным наших опытов на пластинках песчаника, после прокачки кислоты в течение 1 ч стенки трещин разложатся примерно на глубину 80 мкм. При совместном проявлении указанных факторов после снижения дав­ления в скважине можно ожидать остаточного раскрытия трещин небольшой длины и ширины, влияние которых на приток (если только не произошло очистки трещины от загрязнения) будет незначительным. Существенного результата следует ожидать от совместного проявления разлагающих свойств кислоты не только на стенки трещины, но и на окру­жающую пористую среду, т. е. благодаря искусственному созданию высоко­проницаемой зоны в области проникновения активной кислоты. В связи с этим наряду с выбором оптимальных параметров процесса при проектировании кислотной обработки необходимое внимание следует уделять, с одной стороны, разработке рецептур растворов, способных хоро­шо разлагать породы пласта, а с другой - удерживать продукты реакции в нейтрализованном растворе. Последнее необходимо для создания в около­трещинном пространстве высокопроницаемых зон, предназначенных для об­легчения движения фильтрационных потоков к скважине в случае полного смыкания стенок трещин после снижения давления на забое. В качестве примера рассмотрим влияние величины пластового давления и параметров на результат обработок при последовательных операциях на примере скв. 57, эксплуатирующей менилитовую залежь Долинского место­рождения, и оценим размеры образующихся трещин.

	Скважиной вскрыто 15 нефтеносных пластов мощностью 1,0—5,8 м в ин­тервале 2414-2905 м, обсаженном фильтром. После вывода из бурения дебит ее составил 31 т/сут при депрессии 18 МПа. Через 2 года дебит снизился до 14 т/сут и проведена закачка нефти (ЗН) в количестве 30 м3 при расхо­де 225 м3/сут и градиенте давления 0,0160 МПа/м (на глубине 2700 м). За­тем проведен ГРП при расходе 2520 м3/сут. В пласт закачано 50 м3 дегази­рованной нефти без песка при градиенте давления 0,017 МПа/м. Дебит скважины увеличился от 12 до 17 т/сут, и за 29 мес после ГРП дополни­тельно добыто более 4000 т нефти. Через 3 года скважина переведена в на­гнетательные с приемистостью 36 м3/сут при давлении на устье 13,5 МПа. В скважине проведен ГРП с закреплением трещин, при котором в пласт за­качано 5 т песка с корундом и 380 м3 воды при расходе 3400 м3/сут и гради­енте давления 0,021 МПа/м. Приемистость скважины увеличилась до 70 м3/сут. Дополнительно закачано 3,7 тыс. м3 воды. На рис. 11.7 показаны индикаторные кривые процессов на скв. 57. По­следовательность изменения режимов закачки видна по порядковому номеру точки, а закачанные объемы (6 м3) указаны в скобках. Из рис. 11.7 видно, что при ЗН после заполнения скважины давление в т. / (2) можно принять за давление начала раскрытия трещин, во всяком случае не выше его. Величина бокового горного давления определена по ин­дикаторной кривой в точке начала раскрытия трещин при вертикальной ориентации их и равна 40 МПа. Рассчитанные значения длины и ширины трещин, раскрывшихся при ЗН и ГРП, равны соответственно (двух­сторонняя трещина при мощности пласта 6 м) 3,4 м и 160 мкм, 15 м и 730 ÏÍÏ. Ширина остаточного раскрытия трещины после ЗН составляет 14 мкм и в данных условиях соизмерима с размерами пор и естественных трещин, поэтому после таких обработок, как это неоднократно подтверждалось на практике, не следует ожидать значительных приростов добычи нефти. После высокоскоростного ГРП, проведенного при больших давлениях, расходах и с закачкой большего объема нефти, ширина остаточного раскрытия трещин после снижения давления в скважине увеличилась до 68 мкм. Трещины тако­го размера уже могут оказать существенное влияние на прирост дебита. Кроме того, рассчитанные при заданных условиях линейные скорости в трещине при ГРП были в 2,2 раза больше, чем при ЗН, и, таким образом, условия для струйного и абразивного размыва стенок обычно содержащимися
	0 400 800 1200 W00 2000 2100 2800 3200 0,M3/qi. ___________i i___________i i i i i i '
			Н 2 0 3 н * Ли------ х %3JS(16u5) 0 i у (231 \i(1,6) \ 21 ,2] J/*,# *ft5j * „ А5(1,81 А9(361
	5-
	10-
	Рис. 11.7. Индикаторные кривые при закач­ке жидкости в скв. 57 Д: / - режимы закачки в скважины по данным исследования ; 2 - то же при закачке неф­ти; 3 - то же при ГРП; 4 - то же при ГРП (повторном); 5 - режимы, принятые для расчета размеров трещин	15-
		20-
		25-
		лр, мпа

	в жидкости механическими примесями в первом случае были более благо­приятными. Указанные факторы действуют в одном направлении, поэтому остаточ­ное раскрытие трещин большое и, следовательно, результат ГРП должен быть намного лучше результата ЗН. Итак, следует различать эти операции и отказаться от практикуемой на промыслах подмены ГРП малоэффективными закачками нефти при небольших расходах. После ГРП дебит увеличился в 1,4 раза. Сопоставляя значения градиентов давлений при кислотной обработке нефтяных и нагнетательных скважин (табл. 11.2), можно заметить большое различие их при кислотном воздействии при практически одинаковом плас­товом давлении. Замеченное различие может быть объяснено, на наш взгляд, существованием воронок депрессии в нефтяных скважинах и репрессии в нагнетательных, вызывающих изменение условий раскрытия трещин. При ГРП нефтяных и нагнетательных скважин разность градиентов давлений закачки значительно меньше, по-видимому, за счет того, что в большинстве случаев скважины подвергались ГРП сразу же при переводе под нагнетание до закачки больших объемов в пласт, когда воронки репрессии еще не сфор­мировались. Подтверждением этого предположения может быть замеченное при по­вторном ГРП на скв. 57 (уже как нагнетательной) значительное, примерно на 10 МПа, увеличение давления начала развития трещин после создания большой воронки репрессии на пласт. Одновременно следует отметить, что повторный процесс раскрытия трещин протекает таким же образом, как при первом ГРП, ибо форма инди­каторной кривой сохраняется. 11.2.5. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОЖИДАЕМОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В ПРЕДКАРПАТЬЕ Величина ожидаемого давления раскрытия трещин и закрепления их песком при ГРП определяет выбор техники и технологию проведения процесса. В результате обобщения опыта проведения ГРП на многих месторожде­ниях выявлено, что с увеличением глубины залегания давление разрыва по­вышается, но в то же время даже при одинаковой глубине залегания и раз­ных скважинах одного и того же месторождения оно различается на 10-20 åè‡. Исходя из этого, статистические методы оценки давления разрыва не могут здесь служить основой для расчета ожидаемых давлений; теоретичес­кие же методы применить невозможно ввиду отсутствия данных о величине горного давления и характеристиках пород в скважине. В качестве критерия оценки возможности ввода небольших концентра­ций закрепляющего агента (до 250 кг/м3) в ньютоновских жидкостях в до­статочно широко раскрытые естественные или созданные искусственно тре­щины в пласте независимо друг от друга Г.К. Максимовичем и Д.Н. Кузьми-чевым принято четырехкратное увеличение коэффициента приемистости скважины по сравнению с его начальным значением Ко. Для определения давления раскрытия трещин Г.К. Максимович пред­ложил достаточно точный способ, основанный на результатах исследования скважины, намечаемой для ГРП, на приемистость жидкостью разрыва при

	Рис. 11.8. Изменение приемистости скважин, харак­терное для ГРП: т. А соответствует приемистости Ко при расходе q0 и давлении на забое р0; т. В - при рр = р - макси­мальном давлении, достигнутом при ГРП; т. О — при К = Хи - максимальном коэффициенте приемис­тости	К, м /(сут-МПа)
		100-
	щ 50 А
	15			20	25 50	лр, мпа р9,мпа
	нескольких режимах закачки с возрастающим расходом, начиная от q0, p0 и Ко. Рекомендуется построить зависимость коэффициента приемистости от забойного давления (рис. 11.8). На оси ординат следует отложить точку Ко, далее определить точку К = АК0, перенести ее на экспериментальную кри­вую и, опустив оттуда перпендикуляр на ось абсцисс, найти pvi - давление при четырехкратном увеличении приемистости. Д.Н. Кузьмичев изучал влияние забойного давления pv на изменение коэффициента приемистости К. На рис. 11.9 показаны зависимости К = = f(pp), построенные им для ГРП, проведенных в скважинах нефтяных мес­торождений Северного Кавказа. Автором показано, что зависимости К = f(p), могут быть аппроксимиро­ваны линейно, как показано на рис. 11.9, и описаны эмпирическим выраже­нием К = ä0 + А (рр-ро),                                                                                (11.2) где А = tg р - тангенс угла наклона кривых к оси давлений; р0 - давление, равное давлению в начале раскрытия трещин или несколько превышающее его при К = Ко. Для составления плана работ в скважину необходимо осуществлять пробное нагнетание с целью определения А, Ко, р0 и по полученным данным рассчитывать ожидаемое давление по формуле р = Ро + (.г\/А)Ко,                                                                                     (11.3) где г] > 3 - планируемая кратность увеличения коэффициента приемистости, обычно принимают г\ = 4-^6. На рис. 11.10 приведены зависимости коэффициента приемистости от давления по данным 61 ГРП, проведенного на Долинском, Северо-Долинском, Спасском и Струтынском месторождениях Предкарпатья. Давления начала раскрытия трещин при нагнетании жидкости в пласт на предкарпатских месторождениях, как правило, создают при расходах, меньших производительности одного агрегата на низшей скорости (после закачки в пласт до 3—10 м3 жидкости). Двух- и четырехкратный рост К про­исходит при расходе 600-1600 м3/сут, который можно создать двумя-четырьмя агрегатами после закачки в пласт в среднем 5-30 м3 маловязкой

	£/(                                                                     Рис. 11.11. Изменение коэффициента приемистос- 40 9ft                                                             ™ Щ*11 моделировании ГРП (по Ю.П. Желтову, V                                                                      1966): / - q\i, произведение расхода жидкости на вяз­кость жидкости; 2 - коэффициент приемистости К с учетом вязкости жидкости 60
	200	-50
	30 100\-20 10
	О             0,1            0,2           О.ЗАр,10~1МПа нефти или воды. Замечено, что с ростом давления нагнетания уменьшается тангенс угла наклона кривых К к оси давлений А и снижается Ко. Возникает вопрос, закономерны ли такие изменения и почему они про­исходят. Рассмотрим результаты опытов по моделированию процесса ГРП, вы­полненные Ю.П. Желтовым (1966) на пористом проницаемом материале с предварительно созданной сомкнутой трещиной. На рис. 11.11 можно заме­тить изменение угла наклона кривых q\i = f(Ap) при изменении давления. По данным экспериментальных кривых Ю.П. Желтова q\i = /"(Ар) на­ми построены кривые приемистости К = f(Ap) (см. рис. 11.11). При увели­чении давления сжатия образца ртб, имитирующего боковое горное давление, ртб (А) < ртб (В), кривые К = f(Ap) еще больше реагируют на его увеличе­ние. Приняв давление при постоянной величине q\i = 10, равным давлению начала раскрытия трещин, и рассчитав Ко, р0 и К = АК0 при рх = = Рр4 (расчетные точки см. рис. 11.11), видим, что тангенс угла наклона кри­вых A=(K-K0)/(pi=p0)                                                              (11.4) с ростом рт6 уменьшился. Снизился также начальный коэффициент приеми­стости Ков< К0А при постоянном расходе. С ростом рт6 фильтрация жидкос­ти через пористую среду через поверхность трещины происходит медлен­нее, а развитие трещин затрудняется. Поскольку при моделировании процесса развития трещин кроме q\i и ртб из внешних условий изменялось только ртб, a q\i = const, естественно предположить, что причиной изменения характера q\i = f(Ap) является снижение пористости и проницаемости среды в результате увеличения сжа­тия породы и возрастание сил, препятствующих раскрытию трещины под действием того же рт6. Таким образом, физическая картина опытов на модели совпадает с кар­тиной (см. рис. 11.9 и 11.10), наблюдаемой в промысловых условиях. Отсюда целесообразно выявить закономерность изменения угла наклона кривых К = f(p) к оси давления, т.е. найти зависимость А = tg р = f (p0) и по известным Ко, р0 в одной точке рассчитать ожидаемое давление раскры­тия трещин до величины, достаточной для закрепления их песком по зави­симости (11.3). Используем промысловый опыт ГРП и для каждой кривой (см. рис. 11.10) определяем по (11.4) значение А в интервале Ко- АК0. Да-

	лее строим корреляционную таблицу для выявления связи между А = f(p0). Значение коэффициента корреляции для ГРП месторождений Предкарпатья оказалось равным 0,55, а корреляционное отношение - 0,96. Результаты рас­чета свидетельствуют о наличии тесной криволинейной связи между указан­ными величинами. На рис. 11.12 изображены фактическая и сглаженная кривые по най­денной зависимости для месторождений Предкарпатья: А = tg Р = 13 650 (10 ро)"1'235.                                                                    (11.5) Результаты расчетов ожидаемых давлений при ГРП по предлагаемой методике и сопоставление их с фактическими значениями давлений, зафик­сированных в некоторых скважинах, приведены в табл. 11.3. Отклонение расчетных данных от фактических, как видно из таблицы, не превышает ±3 МПа, что свидетельствует о хорошем совпадении опытных и расчетных данных. Используя формулу (11.5), можно не только выполнять расчеты ожида­емых давлений в области давлений, которые послужили основой для постро­ения опытной кривой А = f(po), но и экстраполировать эти значения. Это подтверждают расчеты (см. табл. 11.3) по скв. 9 Танява, где глубина залега­ния продуктивных горизонтов составляет более 3700 м. Применение разработанной методики открывает возможности для пер­спективного планирования технологии проведения ГРП в глубоких скважи­Ì‡ı ‰Ó 5000 Ï. Пример применения методики. Описанный подход применен нами так­же для прогнозирования давления разрыва пласта в скважинах Самотлор-ского месторождения. Надежные значения р0 и Ко могут быть определены только при псевдо-установившемся режиме закачки в пласт с постоянным расходом q0 в течение времени, при котором давление на устье перестает увеличиваться. Для этого требуется, как установлено опытом, 5-15 мин закачки. Если такие исследования не проводились или данные их вызывают со­мнение, а в скважине уже проведен ГРП, то предлагается определить пара­метры р0 и Ко, задавшись q0 = 250 м3/сут, из индикаторной кривой (рис. 11.13). Анализ индикаторных кривых ГРП показал, что при изменении рас­хода в пределах первого диапазона (ОА) происходит непропорциональный рост давления до величины, достаточной для раскрытия естественных тре­щин. Если быть точным, то процесс протекает, следуя кривой 5 (построен­ной с учетом точек 3). Однако эти данные обычно отсутствуют, ибо исследо-
	Рис. 11.12. Эмпирическая зависимость А = f (p0) для Предкарпатья: / - по фактическим данным; 2 - рас­четная	100 рв, ЮМПа

	Таблица 11.3 Фактические и расчетные давления при ГРП
	Обрабаты- Фактическое значение Расчетное Отклонение ваемый значение фактическиз Номер Месторождение интервал, р, МПа,по начений от зсважинъ м Put р, МПа зависимости расчетных, мУ(сут-МПа) МЙа (при ä=4ä0) (11.3) МПа 83 Струтынь 2270-2310 14,5 37,7 440 42,4 +1,6 60 Северная 2475-2637 11,0 46,1 52,8 50,8 +2,0 Долина (менилитовая залежь) 111 Северная 3060-3108 22,0 40,4 44,9 47,9 -3,0 Долина (эоценовая залежь) 269 Долина 3000-3100 6,2 64,0 66,0 67,9 -1,9 (эоценовая залежь) Танява 9 3767-4092 12,0 63,0 72,7 70,5 +2,2
	вания редко проводятся при q < 250 м3/сут, и участок ОА предполагается линейным. Во втором диапазоне расхода (АВ) дальнейшее его увеличение вызыва­ет пропорциональный рост давления. Можно полагать, что здесь раскрытия новых трещин не происходит, а наблюдается развитие существующих тре­щин. Поэтому давление в т. А близко к давлению, при котором заканчивает­ся процесс раскрытия естественных трещин в пласте. Из рис. 11.13 видно, как можно получить т. А, опустив перпендикуляр из q0 до пересечения с ли­нией, проведенной по данным ГРП, а отсюда определить р0 и Ко. По 19 ГРП выбраны доступные нам данные, после анализа которых вы­явилось, что для расчетов ожидаемых давлений и расходов при ГРП можно использовать достаточно надежные данные, приведенные в табл. 11.4 только по девяти скважино-операциям. Поскольку здесь приемистость зафиксирована при произвольном не-
		Рис. 11.13. Характерная индикаторная кривая ГРП: / - т. А, полученная построением; 2 - режимы ГРП; 3 - исследование на приемистость; 4 -режимы ГРП при закреплении трещин; 5 — изменение приемистости при исследованиях с наибольшим шагом измерения расхода, начи­ная с очень малых его величин

	большом расходе q и давлении на устье р, а эти параметры по предла­гаемой методике должны определяться при фиксированном расходе q0 > > 250 м3/сут и соответствующем давлении р0, то для перехода к этим зна­чениям используется предположение о линейном изменении давления с рос­том расхода (см. рис. 11.13). При этом определяется угол наклона по фор­муле tg а = (p‚ - ро)/(<7„ - q0).                                                                       (11.6) Результаты расчетов угла наклона приведены в табл. 1.14. Обработка приведенных данных позволила установить зависимость угла наклона от давления закачки на забое р0: tg a = 0,0093 - 109,4 • 10>0                                                                     (11.7) (p0 ‚ åè‡). Используя зависимость (11.7), можем определить ожидаемое давление при закачке в скважину при максимальных или любых других расходах q0 < < qt s <7м по формуле Рр.м = p0+ tg а (qÏ- qi),                                                                           (11.8) где <7м ~ максимальный расход, достигнутый при ГРП. В частности, в табл. 1.15 приведены расчетные значения давлений на забое р0 при расходе 250 м3/сут и коэффициенте приемистости Ко и ррм -при максимальном расходе. На рис. 11.14 приведены результаты анализа ГРП в скважинах Само-тлорского месторождения по индикаторным кривым, которые построены пу­тем расчета давления р0 при приемистости q0 (цифры у кривых - номера скважин).
	Таблица 11.4 Исходные данные для расчета процесса ГРП в скважинах Самотлорского месторождения
	Приеми- стость Давление, МПа Коэффи- Максимальные Номер Глубина при ис- циент параметры при tga скважины скважин следова- приеми- ГРП для нии стости, ГРП, м перед м3/(сут х Давле- Расход ГРП, на устье на забое пласто- х МПа ние на жидко- м3/сут вое забое, сти, МПа м3/сут 627 2458 432 8 31,5 23,0 50,8 48,4 2016 0,01067 ЗР 2500 288 10 34,5 25 30,3 48,5 2160 0,00753 16627 1760 300 10 27,3 18 32,3 41,7 2160 0,00774 6875 2285 500 25 46,7 23 21,1 55,7 2592 0,00043 6652 2314 210 11 33,1 21,6 18,3 34,4 3168 0,00291 10947 2293 300 14 36,4 21,3 19,8 37,3 2376 0,00043 6892 2360 300 15 38,1 22,6 19,3 47,5 2592 0,0041 16453 1758 360 11 27,1 18,0 39,6 35 1872 0,00052 15317 1735 480 9 25,3 17,3 60 31,6 2160 0,00375
	431

	Таблица 11.5 Расчет процесса ГРП в скважинах Самотлорского месторождения
	Фактические начальные параметры (р0, Ко) Фактические максимальные параметры Расчетные параметры ГРП Откло- Коэффи- нение Номер Расчет- Репрес- Коэффи- Давле- Репрес- Расход, циент фактичес- сква- ное сия на циент ние на сия на м3/сут приемис- Aq tgP Давле- ких и Отно- Расход, м3/сут жины давле- пласт, приемис- забое, пласт, тости ние на расчет- ситель- ние на МПа тости при МПа МПа макси- забое, ных ная забое, расходе мальный, МПа давлений ошибка МПа 250 м3/(сут х Др, МПа Др. м3/сут хМПа) % AqÏ = 5,4 627 29,6 6,6 37,9 48,4 25,4 2016 79,4 2,0 9,8 48,0 0,4 +7 - - ЗР 34,2 9,2 27,2 48,5 23,5 2160 91,9 3,4 8,1 47,6 0,9 +1,8 2459 3442 16627 26,9 8,9 28,1 41,7 23,7 2160 91,9 3,3 11,0 37,1 4,6 +11 2147 3005 6875 45,6 22,6 11,1 55,7 32,7 2542 79,3 7,1 5,6 53,5 2,2 +3,9 1354 1895 6652 33,2 11,6 21,6 39,4 17,8 3168 133,5 6,1 8,4 43,5 4,1 -10,4 1892 2649 10947 36,4 15,1 16,6 57,3 16,0 2376 117 7,0 7,5 45,3 8,0 -21,4 1594 2229 6892 37,8 15,2 16,4 47,5 24,6 2592 87,8 5,4 7,1 47,0 0,5 +1 1600 2240 16453 26,7 8,7 28,7 35,0 19,0 1872 136 4,7 11,2 37,0 2,0 -5,7 2181 3052 15317 24,7 7,4 33,8 31,6 14,3 2160 205 6,1 12,4 35,6 4,0 -12,6 2474 3464

	Рис. 11.14. Изменение приемистости скважин при ГРП скважин Самотлорского месторождения (по Ю.Д. Качмару, 1991)	К,м3/(сут-МПа) 200-		15317, А1 6652,610 Ш53,М
	100-
	О 20		30	to	50	SO р ,МПа
	Кривые изменения коэффициентов приемистости с изменением забойно­го давления имеют тенденцию к уменьшению тангенса угла наклона с уве­личением давления, как и в других регионах. Обработка имеющихся данных (см. табл. 11.5) методом наименьших квадратов позволила определить сле­дующую зависимость изменения угла наклона кривых приемистости:
	tg p = 800 р0-1					(11.9)
	(p0 ‚ åè‡). Определено расчетное давление ррА при четырехкратном увеличении ко­эффициента приемистости по зависимости (11.3) для условий Самотлорского месторождения (см. табл. 11.5). Среднее отклонение фактических ррм от расчетных ррА составляет 8,3 %. 11.2.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ЖИДКОСТЕЙ ПРИ ГРП Для разработки подхода к планированию расхода жидкости нами предложе­но обработать числовые данные об изменении расхода и давления по каждо­му ГРП с построением индикаторных кривых и кривых изменения коэффи­циентов приемистости (см. рис. 11.13 и 11.8). Исходя из этого определяются основные параметры процессов в характерных точках (А, В). Для прогнози­рования ожидаемого расхода жидкости при четырехкратном увеличении ко­эффициента приемистости (q = 4) предложена зависимость q4=AqK0(pp4-pÔÎ),                                                                            (11.10) а для максимального расхода, обеспечивающего закрепление трещин (в среднем 10-20 т песка), зависимость (11.10) имеет вид qÏ=AqÏK0(Appp4-pÔÎ),                                                                       (11.11) где Ар - ожидаемое увеличение давления р^ при максимальном расходе. Принимаем AqÏ = 5÷8 ËA p= 1,06. При значениях Aqi = 4 и AqM = 8 прогнозирование ожидаемых расходов для ГРП в скважинах Предкарпатья надежно, так как средняя относительная ошибка определения qA составила 17%, a qM = \\ % при максимальных от­клонениях расчетных и фактических данных не более 30 %. Обычно qM = = 2000÷3000 Ï3/ÒÛÚ. Пример применения методики. Изложенная методика применена для прогнозирования расходов и давлений при проектировании ГРП в условиях Самотлорского месторождения. 433

	Рассчитаны также значения максимальных коэффициентов приемистос­ти Км при наибольших расходах, достигнутых при уже проведенных ГРП, благодаря чему определено среднее значение увеличения коэффициента приемистости по сравнению с начальным: Aq = Км/К0= 5,4 (без скв. 627, в которой при ГРП трещина раскрылась недостаточно и на забое выпал пе­сок). После этого определен ожидаемый расход для ГРП при раскрытии трещин применяемой жидкостью и их закреплении песком (при Aq = 4 и Aq =5,4) для условий Самотлорского месторождения по зависимости q4 = 4K0(pp4 - pÔÎ),                                                                                   (11.12) и максимальный расход при их развитии qÏ = 5,4K0(Appp4-pÔÎ).                                                                             (11.13) Расчеты, выполненные по формулам (11.12) и (11.13), приведены в табл. 11.5. Сравнение расчетных и фактических данных, приведенных в таблице, показывает достаточную точность расчетов для практического про­гнозирования расхода при ГРП (средняя ошибка 17,7 и 15,2 %). Очевидно, с накоплением опытных данных коэффициент Aq будет уточнен, желательно с дифференциацией по пластам, и возможно, с учетом свойств жидкостей.
	11.3. МЕТОДИКА РАСЧЕТОВ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА Давление разрыва пласта pv - наиболее важный параметр ГРП. Установле­но, что можно оценить давление разрыва пласта по значению вертикального горного давления ртв: pp = 0,8p„.‚.                                                                                             (11.14) Поскольку рр зависит от напряженного состояния пород, которое опре­деляется не только глубиной их залегания, такая оценка очень ненадежна. Метод определения ожидаемого давления разрыва пласта с учетом на­пряженного состояния пород, которое оценивается путем пробного испытания приемистости скважины, изложен в подразделе 11.2.5. Для анализа используют индикаторные кривые ГРП (см. рис. 11.13). Для каждой скважины, где планируется ГРП, необходимо определить давление на забое р0 с наименьшим расходом жидкости насосного агрегата <7о, равным 220-250 м3/сут, давление на забое pvi, соответствующее четы­рехкратному увеличению коэффициента приемистости скважины, а также максимальное давление на забое ррм, достигнутое при ГРП. Для Предкарпатского региона Рр4=1,15р0;                                                                                              (11.15) ррм = 1,22р0,                                                                                             (11.16) откуда ррм=1,06рр4.                                                                                            (11.17) Для определения ожидаемого давления ГРП используют также понятие вертикального градиента давления grad p, являющегося отношением давле­ния р0, Рр4, Рр.м к глубине Н залегания пласта в данной скважине в виде grad p = p/H.                                                                                      (11.18) 434

	В условиях Предкарпатья среднее значение grad р0 = 0,0164 ± ± 0,0027 МПа/м, поэтому, например, для глубины Н = 2800 м ожидается давление р0 = 46 ± 7,6 МПа, pvi = 53 МПа и ррм = 56 МПа. Практическое применение зависимостей (11.15) и (11.16) свидетельствует о том, что ко­эффициент вариации определения давления разрыва равен 10 %. Известен более точный, но и более трудоемкий способ определения рр4 с учетом начального коэффициента приемистости K0 = q/(p0 – pÔÎ)                                                                                  (И.19) и тангенса угла tg р кривых изменения коэффициента приемистости к оси давлений при условной линеаризации этой зависимости. Типичная картина изменения коэффициента приемистости от давления приведена на рис. 11.8. Расчетная формула имеет вид (12.3), причем для условий Предкарпатья най­дена зависимость для tg р (11.5). Экспериментальный способ определения ожидаемого давления ГРП с использованием фактических данных проведенных ГРП на примере процес­сов в скважинах Самотлорского месторождения описан в подразделе 11.2.5. Ориентация трещин. Из теории ГРП известно, что о вертикальности трещин свидетельствуют следующие особенности течения процесса: давле­ние разрыва пласта меньше горного; увеличение объема нагнетаемой в пласт жидкости сопровождается снижением давления; пластовое давление влияет на давление разрыва пласта. Обнаружено, что в скважинах предкарпатских месторождений во время ГРП обычно давление разрыва составляет 0,7-0,8 горного; давление в устье скважины после достижения его максимального значения и при постоянном наибольшем расходе жидкости очень часто сни­жается на 3-7 МПа; влияние пластового давления на давление ГРП оцени­вается следующими экспериментальными зависимостями: grad p0 = 0,0107 + 0,53 grad pÔÎ;                                                               (11.20) grad pp4 = 0,0122 + 0,68 grad pÔÎ.                                                              (11.21) Таким образом, трещины, раскрывающиеся во время ГРП в скважинах Предкарпатья, имеют ориентацию, близкую к вертикальной. Расход жидкости. Все методы расчета необходимого расхода жидкости во время ГРП базируются на лабораторных или промысловых эксперимен­тальных данных. Согласно модели G-D Ю.П. Желтова, используют аналитические реше­ния, приведенные для расчета размеров трещины. Одновременно, дополни­тельно по формулам Гирстма и Де Клерка, учитывают потери жидкости в стенки трещины. Это аналитически сложный метод, требующий применения ПЭВМ. Другой подход состоит в отдельном расчете расхода жидкости q^, необ­ходимого для перенесения песка по трещине, и расхода жидкости для ком­пенсации фильтрационных потерь жидкости через ее стенки. Следователь­но, необходимый расход жидкости qmin = <7Тр + qÙ.(                                                                                                                       (И-22) Для переноса песка по трещине необходимо, чтобы ?тр = hw/5µ,                                                                                      (11.23) где <7тР~ расход по трещине, л /с; h и w - высота вертикальной трещины и ее ширина, см; ц, - вязкость жидкости-песконосителя, мПа • с. 435

	Расход жидкости для компенсации количества отфильтрованной жидко­сти рассчитывают, используя данные лабораторного эксперимента. Опреде­ляют фильтрацию данной жидкости через единицу поверхности натурально­го образца породы, подвергающейся ГРП, а затем рассчитывают (11.24)
	где <7ф ~ расход жидкости для компенсации фильтрационных потерь, л/с; <7ф1 ~ фильтрационные затраты на единицу поверхности (на две стороны) трещины, л/(с • см2); hub- высота и полудлина трещины, м. Известен также простой и надежный подход к планированию расхода жидкости во время ГРП с достаточной точностью. Для этого используют уже описанный способ исследования отдельной скважины на приемистость. Ожидаемый самый меньший и самый большой расход жидкости во время ГРП определяют с точностью до 20 % по зависимостям (11.10) и (11.11). Отметим, что А^ = 8 применяют для жидкостей с вязкостью, близкой к вяз­кости пластовой жидкости, a AqM = 5 для жидкостей с вязкостью, на два по­рядка большей. Давление на устье скважины определяют для заданных диаметра НКТ, глубины их спуска, плотности жидкости и песка, концентрации песка в жидкости, вязкости жидкости и ее расхода. Давление на устье скважины во время ГРП pp.Û = pp.Ï - p„ÒÚ + pÔÓÚ,                                                                              (11.25) где рпот - потери давления во время нагнетания жидкости, расчет которых описан в разделе проектирования ГПП; ртст - давление гидростатического столба жидкости, которое определяют с учетом плотности жидкости. Масса закрепителя трещин. Для скважин глубиной до 3000 м, как сви­детельствует промышленный опыт сотен операций ГРП, проведенных в Предкарпатье, закрепителем трещин может быть кварцевый песок, соответ­ствующий требованиям ТУ 39-982—84. Обычно применяют песок фракции 0,4—1,6 ÏÏ. Расчет массы закрепителя (песка) целесообразно производить с учетом необходимой поверхности трещины ГРП и удельного распределения его на единицу поверхности. Известно, что принятые значения проводимости тре­щины ГРП наблюдаются при удельной концентрации закрепителя тпи = = 0,5 кг/м2, которая соответствует разреженному монослою. Концентрации, превышающие тпи = 2,4 кг/м2, соответствуют многослойному размещению закрепителя. Рекомендуется применять mu = 5+20 кг/м2. Оптимальную полудлину вертикальной трещины можно определить по эмпирической зависимости L = 143£0-27,                                                                                              (11.26) где L - полудлина (одно крыло) двухсторонней вертикальной трещины, м; k - проницаемость породы, фм2 (1 фм2 = 10~3 мкм2). Например, для k = 0,01 мкм2 = 10 фм2 необходимо значение L = 76 м, а для 1 ÙÏ2 - Á̇˜ÂÌË L = 143 Ï. Поверхность двух полудлин трещины $„, = 2Lh.                                                                                             (11.27) Здесь L определяют по формуле (11.26); h обычно равняется толщине пласта, подвергающегося ГРП, м. 436

	Удельное распределение закрепителя (кг/м2) в трещине можно рас­считать по эмпирической зависимости mn = 4 + 40(m - 0,09) для т <; 0,11,                                                        (11.28) где 0,07 s m s 0,20 - пористость породы, доля единицы. Масса закрепителя (песка), т, необходимая для закрепления трещин, MÔ = 5^/1000.                                                                                     (11.29) Как следует из уравнений (11.28) и (11.29), в прочных породах малой пористости количество закрепителя (песка), необходимое для закрепления трещин, значительно меньше, чем в мягких породах с большей пористостью. Объем жидкостей для ГРП и концентрация песка. Во время ГРП в скважину последовательно нагнетают ньютоновскую маловязкую жидкость разрыва пласта, буферную и жидкость-песконоситель, характеризующиеся одинаковыми свойствами, которые обычно обладают не только вязкостью, но и часто неньютоновскими свойствами. В завершение закачивают маловязкую продавливающую жидкость. Объем маловязкой жидкости разрыва обычно Vxp = 20+30 м3. Объем буферной жидкости, поступающей перед жидкостью-песконоси-телем, должен обеспечивать раскрытие трещин на ширину, большую диаме­тра закрепителя (3-5 мм). Приближенно объем буферной жидкости можно определить следующим образом: .                                                                                 (11.30)
	Объем жидкости-песконосителя Ужп =103 MÔÒ/ëÔ,                                                                                     (11.31) где Сп - концентрация песка в жидкости-песконосителе, кг/м3. Оптимальная концентрация песка в жидкости-песконосителе зависит от скорости падения зерен закрепителя и. Зависимость скорости падения песчинок диаметром 0,8 мм от вязкости жидкости запишем в виде u= 638µ0,73,                                                                                             (11.32) где и - скорость падения, м/ч; ц, - вязкость, мПа • с. Например, для ц. = 40 МПа • с имеем и = 43 м/ч, для ц. = 2 мПа • с имеем u = 385 Ï/˜. Концентрацию песка (кг/м3) определяют по формуле CÔ = 4000/u.                                                                                            (11.33) По данным проведения ГРП на Предкарпатье применяли следующие концентрации песка в жидкости-песконосителе: в воде Сп = 15 кг/м3; в воде с 0,4 % ПАА с вязкостью ц. = 40 мПа-с Сп = 90 кг/м3; в смеси гудрона с фильтратом веретенного масла с вязкостью ц. = 150 мПа-с Сп = 120 -*-200 кг/м3; в жидкости ВНИИнефти (РД 39-0147035-236-89) около 200- 300 Í„/Ï3. Объем, м3, продавливающей жидкости Vmx = 0,785(HÚd2‚.Ú + (H - HÚ)D2‚.Í),                                                      (11.34) где НТ - глубина спуска НКТ с пакером, м; Н - глубина залегания пласта, подвергающегося ГРП, м; dBT и DBK - внутренние диаметры НКТ и эксплуа­тационной колонны, м. 437

	Размеры трещин ГРП. Полудлину вертикальной трещины рассчитываем по методике Ю.П. Желтова. Зависимость для расчета полудлины одного крыла вертикальной двухсторонней трещины в случае фильтрующейся жид­кости имеет следующий вид: L = (УхмЯм[1/2л2Н2ткрт,6)0-5,                                                                           (11.35) где L - полудлина трещины, см; VXM - объем жидкости-песконосителя, см3; <7м ~ расход жидкости во время закрепления трещин (q^, qM), см3/с; ц -вязкость жидкости, мПа • с; h - толщина пласта, см; т - пористость поро­ды, доля единицы; k - проницаемость породы, см2; p„.· = (Арс + Аро)/2,                                                                              (11.36) рт6 - боковое горное давление, Па; Арс = ррм - р^; Ар0 = р0 - рлл. Боковое горное давление также оценивают по формуле p„.· = v/(l - v) • Hpng\0-6,                                                                     (11.37) где рт6 - теоретическое боковое горное давление, МПа; v - коэффициент Пуассона, обычно v = 0,25; Н - глубина пласта в скважине, м; рп - плот­ность породы, Í„/Ï3; g = 9,8 Ï/Ò2. Считают, что образование трещины возможно, если перепад между дав­лением в скважине и пластовым давлением был больше, чем боковое горное давление: Арс > рт6. Если вязкость жидкости-песконосителя близка к вязкости пластовой жидкости, тогда для получения приемлемых размеров трещины (для прикар­патских месторождений) в числитель формулы (11.35) вводим коэффициент условного увеличения вязкости, приняв
	Ширину трещины рассчитывают по формуле W = 4(1 - v)(l + v)(Apc - p„.·)L)/3E,                                                   (11.39) где v - коэффициент Пуассона для горных пород, v = 0,25; w - ширина трещины, см; Е - модуль Юнга для горных пород, Е = (l-s-8)104 МПа. Число насосных агрегатов для ГРП определяют исходя из известных рру, qm, характеристики единого агрегата ра1, qai и технического состояния агрегатов Kai — 0,5÷0,9: na = (Рр.у<7м) / (P.1<7.1*.1) + 1 .                                                                               (11 .40)
	Продолжительность проведения ГРП приблизительно оценивают по следующей зависимости:
	t = 1440(Уж.р + V6x + VÊ.Ô+ V^/qw                                                   (11.41) где t - продолжительность ГРП без подготовительно-завершающих работ, мин. Технологическую эффективность ГРП с вертикальной трещиной в виде кратности роста дебита после ГРП оценивают по И.В. Кривоносову из усло­вия притока к скважине с радиусом горизонтальной трещины RTp = 0,251,, эквивалентным части ее полудлины L: Ф = Qrpn/Qo = (lgRÍ/rc)(lgRÍ/0,25L),                                                  (11.42) где Qjpn и Qo - соответственно дебиты после и до ГРП; RK - радиус контура питания; гс - радиус скважины. 438

	Если скважина имеет загрязненную призабойную зону, принимаем за гс приведенный радиус скважины гс = гир. Развитие технологии ГРП направлено на изучение фильтрационно-емкостных характеристик пластов, поля напряжений в пластах, размеров и формы трещин, их проводимости. Для проектирования процесса применяют сложные расчеты на ЭВМ, дающие представление о динамике процесса развития трещин на фоне по­стоянного изменения свойств закачанной жидкости под влиянием температу­ры, скорости движения по трещине, инфильтрации в стенки трещины. Расширяется спектр жидкостей для ГРП, совершенствуются примеси, снижающие инфильтрацию в стенки трещин. В промышленных масштабах применяют загущенные спирты и пены для ГРП в газовых скважинах. Проблемным остается инициирование развития трещин в заданном ин­тервале пласта и развитие их в определенном направлении, создание не­традиционных конструкций насосных агрегатов высокой продуктивности, определение способов уменьшения гидравлических потерь в скважине.
	11.4. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГРП Задача 11.1 Рассчитать давление и расход жидкости во время ГРП. Оценить возмож­ность ГРП в скважине с использованием оборудования предприятия. Пример 11.1.1 Рассчитать ожидаемые давления и расход жидкости во время запланирован­ного в скважине ГРП при следующих условиях: диаметр эксплуатационной колонны DK = 146 мм; толщина стенки эксплуатационной колонны 5К = = 10,0 мм; давление опрессовки эксплуатационной колонны ропр = 21 МПа, глубина искусственного забоя Н3 = 2850 м; глубина, на которой размещены верхнее и нижнее отверстия перфорации, Нвп = 2744 м, Нкп = 2847 м; тол­щина перфорированных пластов (без пропластков) hn = 35 м, в том числе тех, которые подвергаются ГРП, h = 12 м; пластовое давление рпл = 26 МПа; пластовая температура Гщ, = 75 °С; текущий дебит жидкости Он = 95 м3/сут; текущая обводненность W = 0; приемистость агрегатом qo= = 250 м3/сут при давлении рОу = 20 МПа. Для проведения ГРП спустить в скважину НКТ марки Е диаметром dT = 89 мм на глубину 2490 м якорь с пакером ПВН. При ГРП применяют следующие жидкости: жидкость разрыва и про­давливающую жидкость - водный раствор 0,2 % неонола плотностью ржр = = 1000 кг/м3; буферную жидкость и песконоситель - водный 0,4 %-ный рас­твор ПАА вязкостью цжп = 40 мПа • с и плотностью ржр = 1000 кг/м3. Насосные агрегаты УН1-630 х 700А (4АН-700) обладают максимальным рабочим давлением 70 МПа, но надежно работают только при давлении, не превышающем 60 МПа. Решение Определим среднюю глубину интервала перфорации: HÔ = (Явп + HÌ.Ô)/2 = (2744 + 2847)/2 = 2795 Ï - 2800 Ï. 439

	2.  Рассчитаем давление на забое р0 во время испытания скважины на приемистость при давлении на устье рОу. Так как для этого применяют мало­вязкую жидкость (водный раствор ПАВ на устье) с небольшим расходом (<7о = 250 м3/сут), то гидравлические потери незначительны — приблизи­тельно Арзач, = 0,02 МПа/100 м в 89-мм НКТ: p0 = p0Û+ Ю-5ЯпРжр - 0,01Ят Артр; p0 = 20 + 10"5 • 2800 • 1000 - 0,01 • 2500 • 0,02 = 20 +28 - 0,5 = 47,5 åè‡. 3.  Находим начальный коэффициент приемистости скважины для изве­стных значений q0 и р0: K0 = q0/(p0 – pÔÎ) = 250/(47,5 - 26,0) = 11,6 Ï3/( ÒÛÚ • åè‡). 4.  Рассчитаем ожидаемое давление на забое во время ГРП при четырех­кратном увеличении приемистости по формуле (11.3). Для этого вначале рассчитаем по (11.5) tg р = 13650/(10р0)-1235 = 13650/(10 • 47,5)"1235 = 6,75; pp4 = 47,5 + 4 • 11,6/6,75 = 47,5 + 6,9 = 54,4 åè‡. Ожидаемое максимальное давление во время ГРП по (11.17) ррм = 1,06^ = 1,06 • 54,4 = 57,8 åè‡. 5.  Определим ожидаемый максимальный расход жидкости для ГРП по формуле (11.11), приняв Aq = 6,7 для жидкости вязкостью цжп = 40 мПа • с: qÏ = 6,7 • 11,6(57,8 - 26) = 2472 - 2500 Ï3/ÒÛÚ. 6.  Рассчитаем давление в устье скважины (на насосных агрегатах) во время нагнетания в пласты жидкости разрыва по уравнению (11.25) Рр.у = Рр.м - Ргст + Рпот- 7.  Гидравлические потери состоят из потерь в 89-мм трубах и потерь в 146-мм колонне. Рассчитаем их для турбулентного режима: в трубах
	pÔÓÚ.Ú = 0,01^(6,02 • 1&р™( = 0,01 • 2500 • (6,02 • 105 • 1000°'75(2500/1440)1'75 • 1°-25)/(89 - 12)475 = = 25(6,02 • 105 • 177,8 • 2,62 • 1)/77475 = 25 • 2804,3 • 105/9437,6 • 105 = = 25 • 0,307 = 7,67 åè‡; в обсадной колонне pÔÓÚ.Í = 0,01(Яп - HÚ)[6,02 • Ю^^/ШО)1-75^5]/(DK - 25К)475 = = 0,01(2800 - 2500)[6,02 • 105 • 10000'75(2500/1440)1-75 • 1025]/(146 - 20)4,75 = = (28 - 25) 2804,3 • 105/94789 • 105 = 3 • 0,3 = 0,09 åè‡. Следовательно, гидравлические потери pÔÓÚ = pÔÓÚ.Ú + pÔÓÚ.Í = 7,67 + 0,09 = 7,76 åè‡. 8. Сравнивая затраты на 100 м длины НКТ и колонны, а именно, 0,307 и 0,03 МПа/100 м, видим, что последние в десять раз меньше, поэтому в 440

	приближенных расчетах давления во время ГРП их можно не учитывать. Но мы произведем точный расчет. Таким образом, по формуле (11.25) Рж.Р.у = 57,8 - 28 + 7,76 = 37, 6 åè‡. 9.  Определим давление во время нагнетания в пласт буферной жидкос­ти. Для этого вначале рассчитаем гидравлические потери в НКТ и колонне по тем же формулам, как и во время нагнетания жидкости разрыва. Анализируя расчеты п. 7 видим, что гидропотери во время нагнетания вязкой жидкости с цбж = 40 мПа • с и рбж = 1000 кг/м3 будут больше, чем при нагнетании воды, так как (щ.ж)0'25 = 400-25 = 2,515. Следовательно, затраты в НКТ будут увеличены в 2,515 раз, а именно: pÔÓÚ.Ú = 25 • 0,307 • 2,515 = 25 • 0,772 = 19,3 åè‡; Рпотк = 3 • 0,03 • 2,515 = 3 • 0,075 = 0,226 ~ 0,2 åè‡; pÔÓÚ = 19,3 + 0,2 = 19,5 åè‡. Ожидаемое давление на устье во время нагнетания буферной жидкости Рвж., = 57,8 - 28 + 19,5 = 49,3 åè‡. 10.  Давление во время нагнетания жидкости-песконосителя определяем с учетом влияния песка на гидравлические потери. Для этого рассчитаем плотность и условную вязкость смеси жидкости с песком. Плотность смеси Рем = [СП/(СП + РпЖрп - Рб.ж) + Рб.ж! где Сп = 90 кг/м3 - концентрация песка в жидкости; рбж - плотность бу­ферной жидкости и жидкости-песконосителя, кг/м3. Следовательно, рсм = 90/(90 + 2550) = (2550 - 1550) + 1000 = 0,034 • 1550 + 100 = = 1053 Í„/Ï3 . Условная вязкость смеси ц,см = цбжехр(3,18 • 0,034) = 44,6 Ïè‡ • Ò. Определим множитель увеличения гидропотерь (расхода) (µÒÏ)0,25 = (44,6)0,25 = 2,584. Следовательно, потери давления в трубах и колонне pÔÓÚ = 25 • 0,307 • 2,584 + 3 • 0,03 • 2,584 = 19,83 + 0,23 = 20,06 åè‡. Ожидаемое давление на устье во время закрепления трещин песком pÊ.Ô.Û = 57,8 - 28 + 20,06 = 49,9 åè‡. Таким образом, сравнивая максимальные ожидаемые давления на всех этапах ГРП (рж.ру = 37,6 МПа; рб.жу = 49,3 МПа и ржпу = 49,9 МПа), видим, что они меньше практически возможных для применяемых насосных агрега­тов УН1-630 х 70А (4АН-700) давлений на 60 МПа. Поэтому ГРП в скважине имеющимися техническими средствами возможен. 441

	Задача 11.2 Рассчитать объемы жидкостей для ГРП и массу закрепителя трещин (песка) для скважины, эксплуатирующей эоценовые залежи Долинского месторож­дения. Пример 11.2.1 Основные исходные данные о скважине приведены в примере 11.1.1. Изве­стно также, что пористость пород т = 0,13; средняя проницаемость k = = 0,01 мкм2; толщина пласта, подвергающегося ГРП, h = 2 м. Решение 1.  Определим необходимую полудлину вертикальной трещины, которая должна обеспечить минимальный прирост дебита по формуле (11.26): L = 143Г027 = 143 • 10-°-27 = 143 • 0,537 = 76,8 Ï. 2.    Поверхность фильтрации двух полудлин трещины по формуле (11.27): S = 2Lh = 2- 76,8 • 12 = 1843 Ï2. 3.   Необходимое удельное распределение закрепителя в трещине по формуле (11.28) mÔ = 10 + 100(0,13 - 0,11) = 12 Í„/Ï3. 4.    Масса песка, необходимая для закрепления трещины, согласно (11.29) mÔ0 = 1843 • 12/1000 = 22,1 Ú. 5.  Объем жидкости разрыва рассчитываем соответственно с потребнос­тью исследования на приемистость с возрастающим расходом жидкости и начальным раскрытием трещин. Обычно Vxp = 20+30 м3 маловязкой жид­кости. 6.   Объем жидкости-песконосителя определяем исходя из необходимой массы песка и допустимой его концентрации. По уравнению (11.33) с учетом формулы (11.32) рекомендуемая концен­трация песка CÔ = 4000/638µ0,73 = 6,27 µÊ.Ô0,73. Для цжп = \а6ж = 40 мПа • с находим CÔ = 6,27 • 14,77 = 92,6 Í„/Ï3. Принимаем допустимую концентрацию песка Кп = 90 кг/м3. Объем жид­кости-песконосителя определяем по зависимости (11.31) .Ô= 103-22,1/90 = 246 Ï3. 7.  Объем буферной жидкости находим по условию V·.Ê = 0,3VÊ.Ô = 0,3 • 246 - 74 Ï3. 8.  Объем продавливающей жидкости рассчитываем по формуле (11.34) 442

	Vmx = 0,785[2500 • 0,0772 + (2800 - 2500)0,1462] = 0,785(14,8 + 6,4) = 16,6 Ï3. Таким образом, во время ГРП в скважину будут закачаны последова­тельно 30 м3 жидкости разрыва; 74 м3 буферной жидкости; 246 м3 жидкости-песконосителя; 16,6 м3 продавливающей жидкости и 22 т песка. Задача 11.3 Рассчитать размеры трещин, образовывающихся при ГРП. Пример 11.3.1 Основная исходная информация о скважине и процессе ГРП содержится в условиях и результатах задач 11.1 и 11.2. Известно также, что коэффициент Пуассона для пород v = 0,25, а модуль Юнга Е = 104 МПа. Плотность пород рп = 2600 Í„/Ï3. Решение Полудлину одного крыла двухсторонней вертикальной трещины рассчитыва­ем по зависимости (11.35). Предварительно рассчитываем боковое горное давление по зависимости (11.36) p·.„ = (Дрс + Аро)/2. Находим значение Ар0 - перепада давления между скважиной и плас­том в начале раскрытия трещин, равное репрессии на пласт на острие тре­щины в глубине пласта: Ар0 = p0 - pÔÎ = 47,5 - 26,0 = 21,5 åè‡. Перепад давления между забоем скважины и пластом во время ГРП АРс = РР.м - pÔÎ = 57,8 - 26 = 31,8 åè‡. Следовательно, ргб = (31,8 + 21,5)/2 = 26,7 åè‡. Для идеально упругих пород из теоретических соображений боковое горное давление можно рассчитать по формуле (11.37) ргб = [0,25/(1 - 0,25)]2800 • 2600 • 9,81 • 10"6 = 23,8 åè‡. Из определенных двух значений выбираем большее или ртЛ = 26,7 åè‡ = 26,7 • 106 è‡. Рассчитаем полудлину трещины, образующейся во время нагнетания жидкости разрыва при таких условиях: Vxp = 30 м3 = 30 • 106 см3; q = = 2500 Ï3/ÒÛÚ = 2900 ÒÏ3/Ò; цжр = 1 Ïè‡ • Ò = 0,001 è‡ • Ò; h = 12 Ï = = 1200 ÒÏ; h2 = 1,44 • 106 ÒÏ2; m = 0,13; k = 0,01 • 10"8 ÒÏ2; ÔÓ (11.38) µÛÒÎ = = 4µ = 0,004 è‡ • Ò. Подставив значения в формулу (11.35), находим £«.р = [30 • Ю6 • 29000 • 0,004/(2 • 9,86 • 1,44 • 106 • 0,13 • 0,01 • 10"8 × х 26,7 • 106)]05 = 3480 • 106/(0,01 • 106)05 = 590 ÒÏ = 5,9 Ï. 443

	Ширина такой трещины по (11.39) составляет
	р            - 2 • 0,25)(1 + 0,25)(31,8 - 26,7)/(3 • 104)]590 = = [(4 • 0,5 • 1,25 • 5,0/(3 • 104)]590 = 0,25 ÒÏ. Очевидно, трещины такой ширины практически невозможно закрепить песком. Для увеличения размеров трещины нагнетаем вязкую буферную жидкость без песка по условиям и расчетам задач 11.1 и 11.2, т.е. V6x = = 74 Ï3 = 74 • 106 ÒÏ3; µ·.Ê = 40 Ïè‡ • Ò = 0,04 è‡ • Ò. Остальные данные берут из предыдущего расчета. Полудлина трещины, образующейся во время нагнетания вязкой буфер­ной жидкости L·.Ê = [74 • 106 • 29000 • 0,04)/(2 • 9,86 • 1,44 • 106 • 0,13 • 0,01 • 26,7 • 106)]05 = = [8584 • 106/(0,01 • Ю6)Р = 2930 ÒÏ = 29,3 Ï. Ширина трещины w·.Ê = [4 • 0,5 • 1,25 • 5,1/(3 • 104)]2930 = 1,24 ÒÏ. Таким образом, после нагнетания буферной жидкости трещина раскры­та достаточно широко и развита глубоко. Рассчитаем размеры трещины, которая образуется после поступления в пласт вслед за буферной жидкостью жидкости-песконосителя. Дополнительные исходные данные: V = V·.Ê + VÊ.Ô = 74 + 246 = 320 Ï2 = 320 • 106 ÒÏ3; цжп = 40 Ïè‡ • Ò = 0,04 è‡ • Ò. Полудлина трещины LXM = [320 • 106 • 29000 • 0,04/(2 • 9,86 • 1,44 • 0,13 • 0,01 • 10"8 • 26,7 • 106]0'5 = = [371200 • 106/(0,01 • Ю6)]05 = 6093 ÒÏ - 61 Ï. Ширина трещины а»«.Р = [4 • 0,5 • 1,25 • 5,1/(3 • 104)]6093 = 2,6 ÒÏ = 0,026 Ï. Ширина трещины, очевидно, в несколько раз завышена. Оценим объем трещины и сравним его с объемом закрепителя в количестве 22 т. Учитыва­ем, что удельный объем песка в трещине равен 1,6 м3/т. Объем песка, ис­пользованного во время ГРП, VÔ = Мп/1,6 = 22,1/1,6 = 13,7 Ï3. Объем трещины VTp = STpwXM = 2LXMhwx,p = 2 • 61 • 12 • 0,026 = 38 Ï3. Таким образом, объем раскрывающихся трещин может вместить значи­тельно больше песка, чем закачано с жидкостью-песконосителем. Объем отфильтрованной в пласт жидкости при ГРП
	+ V·.Ê + VÊ.Ô - VTp = 30 + 74 + 246 - 38 = 312 Ï3.
	444

	Задача 11.4 Рассчитать параметры процесса ГРП в скважине. Пример 11.4.1 По условиям задач 11.1-11.3 изобразить таблично и графически изменение основных параметров во время проведения ГРП. Параметры режимов ГРП приведены в табл. 11.6 Решение Для расчета параметров процесса ГРП задаемся возрастающим фикси­рованным расходом жидкости, отвечающим режимам работы насосных агре­гатов 4АН-700, указанным ниже. Номер режима .................1             2             3             4 qi, Ï3/ÒÛÚ .......................276        656          1313         1658 Число агрегатов ................1             2             4             4 Скорость .........................                        1 Частота вращения, Ó·/ÏËÌ...........................100        1200 1200        1500 Все остальные значения расхода зависят от qM, определенного по фор­муле (11.11). Время закачивания для режимов 1-6 фиксированное, на уровнях ука­занных в табл. 11.6, а для 7-10 - рассчитано как частное деления соответст­вующих объемов на расход жидкости. Давление на забое во время изменения расхода от 276 м3/сут до 0,85 qM можно определить по индикаторной кривой. Давление на устье рассчитывают по схеме, описанной в задаче 11.1. Репрессию в пласте определяют как разницу рш - рпл = Api7 а коэффициен­ты приемистости — по следующей зависимости: 0i = qi/Api. Результаты расчетов, выполненных на ПЭВМ для условий нашей зада­чи, сведены в табл. 11.7. Таблица 11.6
	Параметры режимов ГРП Время Давле- Коэф- Расход Время от Объем ние на Давление на Репрес- фициент Номер жидко- закачки tf начала жидкости забое устье р, сия на порис- режима сти <7(, мин ГРП, Р? МПа пласт тости К№, м3/сут мин МПа Др? МПа м3/(сут х хМПа) 1 276 10 10 яА Рш Роу; Др. кы 2 65 5 15 яА Рш p0Ûi Др! к\ 3 1313 5 20 яА Рш p0Ûi Др. кы 4 1658 5 25 яА Рш p0Ûi Api кы 5 0.7<7и 3 26 яА Рш p0Ûi Др( кы 6 0>85<7„ 3 31 яА Рш p0Ûi Др. кы 7 Ям V/qÏ ж.р Ржи Рж.р.у др., к„ 8 Ям Пж/<7и ^б.Ж Рж.и Рж.р.у ДРе. Кп 9 Ям Уж.п/Ям ''Ж.П ' ж.п Рж.и "ж.п.у Држ* к„ 10 Ям у^Ям к Рж.и Рпр.у ДА
	445

	Vt Юм'; (j , W»3lcym SO	Рис. 11.15. Изменение основ­ных параметров при ГРП: / - расход жидкости q; 2 -объем жидкости V; 3 - давле­
	SO to 30 20 10	ние на устье скважины	ру t, забое
		МПа; 4 - давление на Ро i> 5 ~ полудлины трещины L, м; t - время от начала ГРП
	200 t,MUH ПО 150
	Таблица 11.7 Режимы ГРП скважины
	Тип Время, Сумма Vt/" -»,з жидко- мин време- м3/сут Vi, Ï3 2л V., М МПа МПа мУ (сут х L, Ï сти ни, мин хМПа) ЖР 10 10 276 1,9 1,9 46,5 18,67 13,89 0,6 ЖР 5 15 656 2,3 4,2 47,9 20,60 30,86 1,3 ЖР 5 20 1313 4,2 8,4 50,3 24,65 55,50 2,5 ЖР 5 25 1658 4,5 12,9 51,5 27,09 66,54 3,4 ЖР 3 28 1753 3,7 16,6 51,9 27,80 69,38 4,0 ЖР 3 31 2129 4,4 21,0 53,2 30,74 79,91 4,9 ЖР 8 39 2504 13,8 34,8 54,6 37,19 — 6,5 БЖ 42 81 2504 73,7 108,5 54,6 48,17 80,04 29,8 ЖП 141 222 2504 246 354,5 54,6 49,87 79,24 65,4 ПР 9 231 2504 16,3 370,8 54,6 48,17 — —
	На рис. 11.15 показано изменение основных параметров во время ГРП по результатам расчетов табл. 11.7.
	11.5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГРП НА ПЕРСОНАЛЬНЫХ ЭВМ Мировой опыт проведения ГРП подтверждает, что применение ПЭВМ для проектирования процесса значительно повышает эффективность работ. В ЦОУЭНГ г. Ивано-Франковска разработаны математическая модель, алго­ритм и программа проектирования ГРП на ПЭВМ с учетом ограниченной информации, имеющейся в распоряжении технолога. В модели использованы результаты теоретических и промышленных исследований процесса (см. подраздел 11.3) . Проектируют технологические режимы, определяют по­требность в материально-технических ресурсах, оценивают технико-экономическую целесообразность проведения ГРП. 11.5.1. ИСХОДНАЯ ВВОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГРП Описание информации, необходимой для проектирования ГРП, приведено в Ú‡·Î. 11.8.
	446

	퇷 ÎË ˆ‡ 11.8 Вводная информация для проектирования ГРП
	Номер Параметры Единица измере- Номер Параметры Единица измере- по ния по ния порядку порядку 1 Предприятие - 28 Температура пласта °ë 2 Месторождение - 29 Приемистость насосно- м3/сут го агрегата 3 Скважина - 30 Давление на устье во МПа время исследования 4 Пласт - 31 Радиус контура пита- м ния 5 Дата начала эксплуа- - 32 Радиус скважины м тации Дебит нефти: — 33 Плотность нефти Ú/Ï3 6 начальный т/сут 34 Плотность воды плас- Ú/Ï3 7 текущий т/сут 35 ТО В ОЙ Коэффициент гидро- доля единицы динамического совер- шенства (снижение давления перед ГРП) Дебит воды: 36 Глубина залегания пласта: 8 начальный т/сут верх м 9 текущий т/сут низ м Дебит газа: 37 Толщина перфорации м 10 начальный 1000 Ï3/ÒÛ 38 Пористость прослойки % И текущий 1000 Ï3/ÒÛ 39 Тип коллектора Пластовое давление: 40 Проницаемость пород мкм2 12 начальное МПа 41 Диаметр отверстий мм перфорации 13 текущее МПа 42 Число отверстий отв/мин 14 Способ эксплуатации — 43 Диаметр НКТ для ГРП мм (фонтанная ГЗП, ШГН) 15 Диаметр штуцера Ститт ТТТГН"» мм 44 Глубина спуска НКТ м 16 \1И11 1 1 1 1 П 1 Давление буферное (длина хода) Давление затрубное МПа (м) 45 Тип пакера 17 МПа (1/мин) 46 Давление опрессовки МПа (количество ходов) пакера 18 Диаметр внешний мм 47 Давление опрессовки МПа эксплуатационной наземного оборудова- колонны ния и пакера 19 Толщина стенки в мм 48 Допустимое давление МПа интервале ГРП в устье во время ГРП 20 Давление опрессовки МПа 49 Коэффициент эксплу- колонны атации скважины 21 Диаметр внешний мм 50 Коэффициент ежеме- НКТ во время эксплу- сячного изменения атации в скважине дебита 22 Толщина стенки НКТ мм 51 Время работы скважи- мес ны после ГРП с уве- личенным дебитом 23 Глубина спуска НКТ м 52 Цена 1 т нефти руб- Глубина забоя: 53 Цена 1000 м*/газа руб- 24 искусственного м 54 Себестоимость 1 т руб- нефти 25 текущего м 55 Себестоимость 1000 м3 руб- газа 26 Коэффициент нефте- доля единицы 56 Затраты на проведе- руб- насыщения ние ГРП (по смете) 27 Давление насыщения МПа
	447

	11.5.2.  ЭТАПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГРП Этап 1. Исследовать скважину для определения ее дебита, коэффициента продуктивности, состояния призабойной зоны, профиля работы и приемис­тости <7о и Ро- Определение ррА иррм по формулам (11.3) или (11.15) и (11.16); q^ и <7м – ÔÓ уравнениям (11.10) Ë (11.11). Этап 2. Выбрать диаметр и глубину спуска НКТ, пакер, тип жидкости, ее плотность и вязкость (при необходимости кажущуюся), тип закрепителя, диаметр его зерен и плотность. Определить давление в устье рру по уравнению (11.25) и количество насосных агрегатов па по формуле (11.40). Этап 3. Определить полудлину трещин по уравнению (11.35) и шири­ну - ÔÓ формуле (11.39). Этап 4. Найти массу песка Мп по формуле (11.29) и объем жидкостей Ум - ÔÓ (11.31), Vup - ÔÓ (11.34). Этап 5. Определить ожидаемую кратность увеличения дебита после ГРП: ф - по формуле (11.42); объем дополнительной нефти АО; стоимость гидроразрыва пласта Ств^,,. Проверить экономическую целесообразность ГРП и принять решение относительно выполнения процесса или увеличения параметров Мп и Ужп для расширения трещин, после чего повторно прове­рить экономическую целесообразность работы. 11.5.3.  ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПЛАН ПРОВЕДЕНИЯ ГЛУБОКОПРОНИКАЮЩЕГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА (на примере скважины Самотлорского месторождения) Скважина - 3333, куст - 33, пласт - БВ10, месторождение Самотлорское. Эксплуатация - фонтанная. 1.  Данные о скважине 1.1. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм. 1.2.  Толщина стенки эксплуатационной колонны 9,0 мм. 1.3.  Давление опрессовки эксплуатационной колонны 23 мПа. 1.4.  Забой искусственный 2000 м. 1.5.  Максимальный угол наклона градус на глубине -------------- м. 1.6.  Верхнее и нижнее отверстие перфорации, 1900-1950 м. 1.7.  Толщина перфорированных пластов (без перемычек) 10 м. 1.8.  Пластовое давление 20 МПа. 1.9.  Пластовая температура 80 °С. 1.10.  Текущий дебит жидкости 20,0 м3/сут. 1.11.  Текущая обводненность 0 %. 1.12.  Приемистость 300,0 м3/сут при давлении 14,0 МПа. Ожидаемый градиент давления разрыва пласта 1,9 МПа/100 м. 2.  Подготовка спецтехники и транспорта (СТиТ) Провести профилактику и обеспечить наличие на скважине СтиТ (табл. 11.9). 448

	퇷 ÎË ˆ‡ 11.9
	Название вида СТиТ Тип спептехники Количество Название вида СТиТ Тип спецтехники Количество Агрегат насосный Цементировочный агрегат Пескосмесительный агрегат Блок манифольда насосного агрегата Станция контроля цементирования Автоцистерны (вместимость) АН-700 ЦА-320 ìëè-50 Åå-700 СКЦ-2М АЦ-10 (25 Ï3) 4 5 1 Паропередвижная установка Грузовые автомобили ППУ ЗИЛ-131 Урал ГАЗ-66 МАЗ
	3.  Подготовительные работы к ГГРП 3.1. Спустить в скважину НКТ марки Е диаметром 89 мм (равнопрочные) на глубину 1800 м пакер типа ПВН на глубину 1790 м, якорь типа ЯГ. Опрессо-вать пакер на давление 47 МПа. Устье оборудовать арматурой 2АУ-700. Примечание. Работы, указанные в П3.1, выполняются в соответствии с планом на капитальный ремонт данной скважины. 3.2.  Подготовить площадку для расстановки спецтехники и емкостей для технологических жидкостей. 3.3.  Установить емкости и проложить трубопроводы от емкостей до мест расстановки спецтехники. 3.4.  Расставить спецтехнику и обвязать ее с устьем скважины и техно­логическими емкостями по типовой схеме. 3.5.  Оборудовать устье скважины манометрами. 3.6.  Опрессовать высоконапорные нагнетательные линии и арматуру на устье давлением 70 МПа. Составить акт опрессовки. 4.  Приготовление технологических жидкостей и материалов Приготовить и иметь на скважине до начала проведения ГГРП рабочие аген­ты в указанных количествах (табл. 11.10). 퇷 ÎË ˆ‡ 11.10 Расчет материалов для ГГРП
	Потребность Состав жидкости реагентов всего, м3 удельный всего, т плотность, вязкость, расход, кг/м3 мПа • с кг/м3 Жидкость разрыва 24,75 - - 1,000 1,00 Вода техническая (основа) — — 24,686 — — ПАВ — 3 0,075 — — Жидкость буферная 17,25 — — 0,940 100,00 Вода техническая (основа) — 11,007 — — Реагент 1 — 5 0,086 — — Нефть товарная — 300 5,175 — — Жидкость-песконоситель 57,50 — — 0,940 100,00 Вода техническая (основа) — — 36,690 — — Реагент 1 — 5 0,287 — — Нефть товарная - 300 17,250 - - Жидкость продавочная 16,99 — — 1,000 1,00 Вода техническая (основа) — — 16,994 — — Песок кварцевый - - 10,35 - -
	449

	Приготовление технологических жидкостей производится в соответст­вии с РД 394-147035-236—89 "Инструкция по технологии глубокопроникающе­го гидравлического разрыва пласта" или другими руководящими документами. 5. Порядок проведения ГГРП Процесс ГГРП осуществляется при следующих расчетных параметрах и ре­жимах закачки (табл. 11.11). Максимально допустимое давление на устье 47 МПа. Ожидаемое давле­ние разрыва на устье при наибольшем расходе 33 МПа. Последовательность работ по осуществлению процесса ГГРП следующая. 5.1.  Испытать скважину на приемистость путем закачки 9 м3 жидкости разрыва на трех режимах. 5.2.  Осуществить гидроразрыв пласта, для чего произвести закачку 18 м3 жидкости разрыва при постепенно нарастающем темпе, достичь раскрытия и развития трещин. 5.3.  Для развития трещин закачать буферную жидкость объемом 17 м3. 5.4.  Для закрепления трещин закачать жидкость-песконоситель объемом 58 м3, песка 10,3 т при дозировке песка 180,0 кг/м3. 5.5.  Продавить жидкость-песконоситель в пласт, для чего закачать 17 м3 продавочной жидкости. 5.6.  Если через 30 мин после окончания продавки давление на устье снизится до величины, меньшей, чем при испытании скважины согласно п. 5.1, необходимо испытать скважину на приемистость путем закачки 1-2 м3 продавочной жидкости. 5.7.  Отсоединить агрегаты. 5.8.  Оставить скважину на 16 ч для перераспределения давления в пла­стах, подвергнутых гидроразрыву, и смыкания трещины. 5.9.  Составить акт о проведенных работах по ГГРП.
	퇷 ÎË ˆ‡ 11.11 Режимы ГРП
	Число агрегатов 4АН-700 Номер передачи Частота вращения вала, об/мин Расход жидкости, м/сут, мин Длитель­ность закачки, мин Объем закачки Ожидаемое давление на устье, МПа Ожидаемый коэффициент приемистости, м3/(сут х хМПА) Жидкость разрыва 1 2 4 4 4 1 1 1 1 1000 1200 1200 1200 1500 276; 0,2 656; 0,5 1313; 0,9 1658; 1,2 1900; 1,3 10 5 5 5 9 2 2,5 4,5 6,0 12,0 16 19 21 24 26 15 32 56 66 72 Жидкость-песконоситель 4 - - 1900; 13 43 575 32 72 Жидкость буферная it» 1900; 1,3 13 17,0 33 72 Жидкость продавочная it» 1900; 1,3 13 17,0 33 72
	450

	6.  Заключительные работы 6.1. После спада давления извлечь из скважины подземное оборудование и замерить забой. 6.2.   При наличии песчаной пробки промыть скважину до глубины 2000 Ï. 6.3.  Произвести термокаротаж для установления профиля приемистости и места расположения трещины. Спустить скважинное оборудование, освоить скважину и пустить в ра­боту в соответствии с планом проведения КРС. 7.  Ожидаемые технико-экономические показатели ГГРП 7.1. Ожидаемый дебит жидкости после ГГРП 34,7 м3/сут. 7.2.  Ожидаемая дополнительная добыча нефти 2,2 тыс. т. 7.3.  Продолжительность процесса ГГРП (по п. 5 плана) 1,7 ч. 7.4.  Стоимость ГГРП (по п. 5 плана) 20,95 тыс. руб., а всего с учетом стоимости капремонта скважины 40,77 тыс. руб. 7.5.  Ожидаемый экономический эффект 69,42 тыс. руб. 8.  Ответственность за проведение работ и их безопасность 8.1. Мастер бригады по добыче нефти по п. 3.2. 8.2.  Мастер бригады КРС по п. 3.1, 6. 8.3.  Мастер бригады ÉÉêè ÔÓ Ô. 2, 3.3-3.6, 4, 5. Ведущий инженер ЦКРС. Ведущий геолог ЦКРС. 11.6. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП НА СКВАЖИНАХ ПРЕДКАРПАТЬЯ Гидравлический разрыв пласта - наиболее эффективный и широко распро­страненный метод обработки призабойной зоны скважин. Однако на началь­ном этапе внедрения этого процесса встречается множество затруднений, обусловленных отсутствием в нефтепромысловой практике опыта проведения его в данных условиях. Поэтому необходимо уделять большое внимание про­мысловым исследованиям процесса, накоплению промысловых данных и их анализу. Совершенствование и выбор оптимальных технологических схем ГРП целесообразно осуществлять на основе обобщения опыта вскрытия пласта, разработки залежей и с учетом анализа результатов предыдущих операций ГРП. Большой опыт эффективного применения ГРП маловязкими жидкостями вязкостью от 1 до 200 мПа-с, такими как вода, вода с добавкой полимеров, водонефтяная эмульсия, загущенные жидкостями на нефтяной основе, накоп­лен на месторождениях Предкарпатья. В рассматриваемых условиях успешно применяли ГРП с закреплением и без закрепления трещин. Ниже обобщен опыт ГРП в Долинском нефтепромысловом районе, про­ведены сопоставления различных технологических схем и даны оценки вли­яния параметров процессов на их результаты. 451

	11.6.1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ БЕЗ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ТРЕЩИН До последнего времени ГРП без закрепления трещин не нашел широкого применения, по-видимому, ввиду того, что на промыслах его часто смешивают с малоэффективными процессами, проводимыми при низких давлениях и расходах, - продавливанием водой или нефтью. В соответствии с существующими представлениями при использовании процессов без закрепления трещин (продавливанием или ГРП) на забое должны создаваться давления, достаточные для раскрытия естественных трещин. Объемы и расходы нагнетаемой воды или нефти должны обеспечить создание в открывшихся трещинах скоростей, достаточных для переноса за­грязняющего их материала внутрь пласта. Возможно также изменение фор­мы поверхности трещин, предупреждающее полное смыкание их после сни­жения давления. В качестве дополнительного фактора, способствующего успешности ГРП без закрепления трещин и предупреждающего полное смыкание их по­сле снижения избыточного давления в скважине, следует учитывать необра­тимую деформацию горных пород. По результатам лабораторных исследований установлено необратимое снижение (гистерезис) проницаемости песчаников Долинского месторожде­ния вследствие неупругих деформаций при последовательном повышении и снижении внешнего давления сжатия, которое как бы имитирует горное дав­ление. Поэтому выявление гистерезиса проницаемости при таких исследова­ниях, по-видимому, можно применять в качестве критерия, удобного для оценки возможности остаточного раскрытия трещин после снижения давле­ния и успешного применения ГРП без закрепления трещин. Доказательст­вом наличия остаточного раскрытия трещин после ГРП без песка может служить и то, что при последовательно проведенных на тех же скв. 278 Д и 602 Д ГРП без закрепления трещин песком и с закреплением установлено, что последние не способствовали увеличению дебита или приемистости скважин. В случае последовательного проведения на скв. 225 Д продавлива-ния и ГРП с песком последний был эффективнее. Вместе с тем повторные ГРП без закрепления трещин малоэффективны. На рис. 11.16 показано влияние параметров процессов на результат об­работки без закрепления трещин по данным 130 ГРП и продавливаний. Анализ влияния средних параметров на результат процесса показывает,
	100 г 20
		Рис. 11.16. Влияние парамет­ров процессов на результаты ГРП без закрепления трещи­ны: 2QH - средняя дополнитель­ная добыча на один успешный процесс. Цифрами обозначено количество ГРП (вес) на дан­ном режиме
	1000 2000 JOO0 0,0150 0,0200 60 120 130 Расход, м3/сут            Градиент даб- Объем, м3 ления, МПа
	452

	что увеличение расхода до 1750 м3/сут и градиента давления до 0,0185 МПа/м по сравнению с расходом 750 м3/сут и градиентом давления 0,0140 МПа/м вызывает десятикратное увеличение прироста добычи. Такое резкое изменение результатов воздействия на пласт можно объяснить только изменениями в призабойной зоне, которые имеют место при ГРП, но отсут­ствуют при продавливании. Поэтому значения параметров 0,0185 МПа/м и 1750 м3/сут, по-видимому, близки к минимальному пределу градиента давле­ния и расхода при ГРП, обеспечивающему достаточное развитие трещин и их очистку в данных условиях. С дальнейшим ростом расхода и давления эффективность процессов еще больше возрастает. Что касается выбора оп­тимального объема жидкости для таких процессов, то нижним пределом его в Предкарпатье можно считать 100 - 120 м3- Рассмотрение условий проведения успешных и неуспешных ГРП пока­зало, что они практически не отличались. Следовательно, можно предполо­жить, что на успешность процессов существенно влияют место расположе­ния раскрывающихся трещин и степень ухудшения проницаемости в приза­бойной зоне. Поэтому для повышения успешности процессов следует шире практико­вать проведение поинтервальной обработки и обязательно исследовать со­стояние призабойной зоны. Намного большее различие отмечается в результатах ГРП с закрепле­нием и без закрепления трещин песком в нагнетательных скважинах. По­следние были успешными только в скважинах с низкой начальной приемис­тостью. Причиной этого является, очевидно, то, что при закачке воды на До-линских месторождениях происходит раскрытие трещин, соизмеримое с ве­личиной остаточного раскрытия их при снижении давления. Поэтому приме­нение ГРП с закреплением трещин в водонагнетательных скважинах более эффективно. Средняя стоимость ГРП без закрепления трещин в разные годы в 1,5 — 2,0 раза меньше стоимости ГРП с закреплением (2,0-3,0 тыс. руб). 11.6.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА С ЗАКРЕПЛЕНИЕМ ТРЕЩИН ГРП с закреплением трещин в Предкарпатье применяется 40 лет и является одним из основных способов увеличения производительности скважин. На ранней стадии разработки месторождений ежегодно проводилось 40 — 50 ГРП в нефтяных скважинах. Средняя дополнительная добыча нефти составляла 4500 т на один ГРП при успешности 60 %. В 80-е годы обводнен­ность продукции увеличилась и средняя дополнительная добыча на один ГРП снизилась до 1000 т, а в 90-е годы еще ниже - до 400 т на одну сква-жино-операцию. Таким образом, ГРП маловязкими жидкостями с песком наи­более эффективно применяли на ранней стадии разработки месторождений. Основное внимание при исследовании ГРП с закреплением трещин уделялось изучению влияния количества песка, объема и расхода жидкости, а также давления закачки на результат процесса. Результаты проведенных предварительных расчетов и анализ опыта ГРП с закреплением трещин показали возможность использования в сква­жинах с пластовым давлением, близким к гидростатическому, особенно в скважинах, выходящих из бурения, для создания трещин маловязких, хоро­шо фильтрующихся жидкостей — нефти или воды и загущенной нефти. 453

	О значительных размерах трещин, раскрывающихся при ГРП с ис­пользованием маловязких жидкостей, можно судить по количеству закачанно­го песка. Например, в скв. 260 Д закачано при использовании воды в качест­ве жидкости-песконосителя при двух последовательных ГРП 17,9 т песка, в ÒÍ‚. 604 Ñ - 9,4 Ú, ‚ ÒÍ‚. 602 Ñ - 7,1 Ú, ‚ ÒÍ‚. 549 - 10,5 Ú Ë Ú.‰. ꇉËÛÒ двухсторонней вертикальной трещины, закрепленной Ют песка, будет до­стигать 50 м. В 1985-1993 гг. проведено 37 ГРП, при которых в пласт вводили иногда 12-96 т песка. Установлено, что увеличение его количества более 24 т не привело к увеличению объема дополнительной добычи нефти. При сравнении средних показателей эффективности ГРП в зависимос­ти от количества закачанного в пласты песка отмечено, что при одинаковых количествах песка эти показатели оказались значительно лучшими для ГРП, в процессе которых замечено снижение давления. При этом по эффектив­ным и неэффективным ГРП параметры процессов находятся в одних и тех же пределах, т.е. эффективность связана с раскрытием трещин в продук­тивной части пласта. Наибольшие приросты приемистости и количества дополнительно добы­той нефти получены по ГРП, где количество закачиваемого песка составляет от 5 до 24 т. Дальнейшее увеличение количества закачиваемого песка не приводит к повышению этих показателей, но способствует росту числа эф­фективных оперативных операций. С повышением расхода показатели эф­фективности значительно улучшаются, однако величина градиента давления при этом не является определяющей. В 1996-1998 гг. в Предкарпатье успешно внедряется новая технология мощных гидравлических разрывов пласта (НГРП) с применением комплекта насосного оборудования фирмы "Стюарт и Стивенсон" и гелей по рецептуре фирмы "Клеарвотэ", а закрепление трещин осуществляется 5-7 т проппанта с концентрацией его в гелях до 500 кг/м3. Особенностью технологии, предо­пределяющей более высокую проводимость вертикальных закрепленных трещин, является их большая ширина и большее количество пропанта на единицу площади закрепленной трещины. Дополнительная добыча по неко­торым МГРП по новой технологии в 3-4 раза больше, чем обычных ГРП в тех же условиях, и достигает 1,2-1,5 тыс. т на один процесс. Проектирование и технология процессов МГРП значительно отличают­ся от описанных в этой главе и являются предметом отдельного исследова­ния, которое мы намерены выполнить в дальнейшем.