книги из ГПНТБ / Соломатин Г.Г. Гидравлический разрыв пласта (опыт нефтяников Туркмении)

Наибольшей трещиноватостью обладают прочные породы: доломиты, известняки, мергели и меньшей—' аргиллиты, алевролиты, песчаники [8]. Наличием естест­ венной трещиноватости пород объясняется и тот факт, что при гидроразрывах не отмечается резкого спада давления.

Резкий спад давления при разрыве возможен толь­ ко в монолитных прродах, для разрушения ' 'которых требуется прилагать некоторое дополнительное давле­ ние. При наличии естественных трещин помере повы­ шения давления на забое скважины, свыше местного горного давления, происходит постепенное раскрытие

Величина давления раскрытия трещин или давле­ ние разрыва, помимо рассмотренных выше факторов, в определенной степени зависит от положения скважины на структуре залежей, т. е. находится ли скважина в сводовой части или на крыльях складки. Высказывает­ ся мнение, что горное давление зависит от характера горообразовательных процессов, которые происходили в земной коре в данном районе [15].

Из-за большого количества факторов, влияющих на величину давления, раскрытия или образования тре­ щин, определить ее расчетным путем оказывается за­ труднительно. Поэтому в промысловой практике давле­ ние разрыва пород или раскрытия трещин определяет­ ся по данным испытания скважин на приемистость. Испытание на приемистость проводится обычно перед процессом гидроразрыва.

Процесс испытания на поглощение заключается "в следующем. К скважине подключаются 2—4 агрегата типа ЦА-300 или АН-500, на приемы которых в свою оче­ редь подается жидкость. В качестве жидкости для ис­

10-

пытания на поглощение (жидкости разрыва) может применяться вода по нагнетательным скважинам и промысловая нефть—по нефтяным скважинам.

Скважину заполняют жидкостью, включают в рабо­ ту один агрегат, на минимальной скорости производит­ ся нагнетание в течение 5—10 минут, при этом регист­ рируется среднее давление за время нагнетания и рас­ ход. После чего увеличивают скорость нагнетания или включают на параллельную работу второй агрегат. Ре­ гистрируется среднее давление и расход на втором ре­ жиме. Вновь переходят на закачку с большей ско­ ростью или большим количеством агрегатов и т. д.

Время нагнетания на каждом режиме должно быть одинаковым. Чтобы исключить влияние гидравличе­ ских потерь, давление нагнетания следует замерять, где это возможно, в затрубном пространстве, а нагне­ тание производить в насосно-компрессорные трубы.

Полученные значения давления и расход жидкости при нескольких режимах нагнетания могут быть пред­ ставлены в виде графика. При испытании скважин на

меняется пропорционально расходу, т. е. при увеличе­ нии расхода в 2 раза, давление возрастает также в 2 раза. Но в последующем, после перехода с режима 3 на режим 4, давление нагнетания увеличивается незна­ чительно (на 10°/о).

Если бы при новом режиме нагнетания (4) не про­ изошло никаких изменений в фильтрации жидкости в пласт, давление нагнетания должно было возрасти до значения в точке 4а. Фактически давление возросло

11

только на небольшую величину. Следовательно, в этом интервале давления увеличилось поглощение жидкости пластом, а это возможно за счет открытия и расшире­ ния трещин.

Кривая «б» характерна для скважин, приемистость которых оказывается меньше, чем производительность агрегата, работающего на минимальной скорости. Дав­ ление нагнетания в этом случае почти мгновенно воз­ растает до значительной величины. Последующее двух­

жидкости, отнесенной на единицу давления. Это отно­ шение называется коэффициентом приемистости сква­ жин. Например, для кривой «а» коэффициент приеми­ стости скважины в интервале режима нагнетания 1—3 равен 3,2 мг1ат. сут., а при нагнетании в интервале ре­

начинает резко увеличиваться коэффициент приемисто­ сти скважины. Выше было показано, что раскрытие трещин в пласте не остается постоянным и изменяется от десятка микрон до нескольких сантиметров, в зави­ симости от давления и темпа нагнетания жидкости.

Поэтому в промысловой практике устанавливают критическое давление, при котором в пласте создаются трещины по размерам, способные вмещать крупнозер­ нистый песок. Практически установлено, что песок

12

можно закачать в трещину, если при нагнетании дости­ гнуто увеличение коэффициента приемистости скважины в 3—4 раза. При создании в пласте системы или не­ скольких трещин необходимо, чтобы коэффициент при­ емистости был увеличен в. большее число раз.

По месторождениям Кум-Даг, Небит-Даг и участку Дагаджмк величина критического давления на забое, скважины в среднем равна давлению двух гидростати­

Избыточное давление на устье скважины в среднем равно давлению столба воды в скважине. Например,

РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

ИВЛИЯНИЕ ЕЕ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ГИДРОРАЗРЫВА

1.Краткая литологическая характеристика пород

Наибольший объем работ по гидравлическому раз­ рыву проведен по месторождениям Кум-Даг и НебитДаг. В геологическом строении этих месторождений при­ нимают участие отложения красноцветной толщи, акчагыльского и апшеронского ярусов.

Продуктивные пласты представлены часто чередую­ щимися прослойками песков, алевролмтов и глин с не­ большими линзами песчаников. Как по площади, так и по разрезу, пласты литологически не постоянны, на­ блюдается частое замещение одних пород другими.

13

Рис. 1. Характерные кривые изменения давления нагнетания в за­ висимости от расхода жидкости, полученные при испытании сква­ жин на приемистость насосными агрегатами:

.14

Рис. 2. Объем цемента (отнесенный на метр мощности фильтра), расходуемый для насыщения призабойной зоны при цементировке, в зависимости от времени эксплуатации и мощности фильтра скважин — (h).

Вразличных литологических разностях пород содер­ жится от 14 до 32°/о карбонатного материала в виде кальцита, хорошо растворимого в соляной кислоте. В продуктивных песчаных пластах содержание карбонат­ ного материала колеблется от 14 и до 18% [7].

Карбонатный материал в песчаных пластах не явля­ ется цементом, так как породы имеют малую механи­ ческую прочность и легко разрушаются. Слабая меха­ ническая прочность продуктивных пород накладывает отпечаток на работу эксплуатационных и нагнетатель­ ных скважин, а также на результаты гидравлического разрыва и его технологию.

Впроцессе эксплуатации скважин из-за слабой ме­ ханической прочности породы пластов, уже при неболь­ ших перепадах давления и, соответственно, небольших скоростях движения жидкости, начинают размываться. Разрушенные отдельные частицы увлекаются жидкостью

15

призабойной зоны произведен анализ цементировок сква­ жин, осуществленных с целью изоляции притоков пла­ стовых вод и закрепления песков по 89 скважинам Кум-

Дага [10].

Анализ данных этих ремонтов позволил установить наличие значительных и закономерных разрушений по­ род в призабойной зоне в зависимости от времени эксп­ луатации скважин и мощности их фильтра*. Эта зави­ симость приведена на рис. 2, анализ которой показы­ вает, что с увеличением времени эксплуатации скважин

* Вместо мощности горизонтов (пластов) приняты мощности фильтров, так как во многих скважинах приобщены песчано-глинис­ тые пачки, мощностью до 100— 150 м, отдельные песчаные прослой­

ки которых могут относиться к различным горизонтам.

16

2.Степень влияния разрушенности пород в приза­ бойной зоне скважин на результаты гидравличес­

кого разрыва по теоретическим представлениям

Оценку степени влияния разрушенности пород на ре­

налов дренирования практически неограниченной, тогда вместо радиуса скважины можно подставить значение радиуса канала дренирования и определить прирост дебита, который может быть получен за счет трещин, образующихся в породе при гидроразрыве.

Принимая эти условия, определим возможный при­ рост дебита за счет создания в пласте трещин радиу­

* В скважине нет разрушения пород в призабойной зоне.

18