Файл: Соломатин Г.Г. Гидравлический разрыв пласта (опыт нефтяников Туркмении).pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.04.2024
Просмотров: 50
Скачиваний: 1
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
трещин, |
а увеличение темпа нагнетания жидкости при |
водит к |
увеличению давления нагнетания и, соответст |
венно, к |
увеличению раскрытия трещин. |
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
приемистость |
насосными |
агрегатами |
были получены |
||
две наиболее |
характерные |
зависимости, |
представлен |
||
ные кривыми «а» и «б» на |
рис. |
1. |
|
с высокой |
|
Кривая «а» характерна |
для |
скважин |
|||
нагнетательной способностью (сильно |
дренированных). |
||||
В интервале режимов нагнетания |
1, 2 |
и 3 давление из |
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
кратное увеличение темпа нагнетания жидкости |
(точки |
2', 3' ) приводит лишь к незначительному росту |
давле |
ния. Такой характер изменения давления, при |
значи |
тельном |
увеличении |
расхода |
жидкости, |
свидетельст |
вует, как |
показано выше, об открытии |
или расши |
||
рении трещин в пласте. |
|
|
||
Таким образом, условием начала образования тре |
||||
щин является резкий |
рост |
количества |
поглощаемой |
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
жимов 3—4 коэффициент |
приемистости |
составляет |
||
14,4 м3/ат. сут., т. е. увеличился более чем в 4 раза. |
||||
Соответственно, |
давлением |
начала |
раскрытия или |
|
расширения трещин |
следует считать |
то, |
при котором |
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
ческих столбов в скважине и может |
быть определена |
|
из выражения: |
=0,2Н , |
(1) |
Ркр |
||
где Н — средняя глубина |
фильтра скважины в м. |
Избыточное давление на устье скважины в среднем равно давлению столба воды в скважине. Например,
дли скважины |
глубиною 1000 |
м величина |
критическо |
го давления, на |
забое скважин |
в среднем |
составляет |
200 ат, а избыточное давление |
на устье |
скважины — |
|
100 аг. |
|
|
|
II. |
ХАРАКТЕРИСТИКА ПОРОД ПЛАСТОВ |
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:
а) кривая характеризует погло |
б) |
кривая характеризует |
погло |
|||||||||
щение жидкости в дрениро |
|
щение в скважинах с низкой |
||||||||||
ванной |
скважине. Точки |
/, |
|
продуктивностью. |
Точки |
/', |
||||||
2, 3, 4 |
и 5 — значения давле |
|
2', 3 ', |
4 ’ |
и |
5' — значения |
||||||
ния и расхода жидкости при. |
|
давления и |
расхода при раз |
|||||||||
различных |
режимах |
|
|
|
личных |
режимах |
|
|||||
|
нагнетания; |
|
|
|
нагнетания. |
|
|
|
||||
По гранулометрическому составу продуктивные пес |
||||||||||||
ки сильно |
|
глинистые и |
алевролитовые. |
Содержание |
||||||||
крупно-и среднезернистой фракции |
(>0,25 мм) |
не |
пре |
|||||||||
вышает 15°/о, |
мелкозернистые |
фракции |
|
(0,25—0,1 |
мм) |
|||||||
составляют |
немногим более |
50%, остальные — 35—40% |
||||||||||
приходятся |
на |
алевролитовые |
и пелитовые |
|
фракции |
|||||||
(<0,01 мм). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Из-за высокой глинистости пород проницаемость их |
||||||||||||
оказывается |
низкая — 20— 150 |
миллидарси |
и |
только |
||||||||
в отдельных |
образцах 300—500 миллидарси. |
|
|
|
.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
|
|
|
|
|
и выносятся |
на |
по |
||||||
|
|
|
|
|
верхность или, скап |
||||||||
|
|
|
|
|
ливаясь |
|
на |
|
забое, |
||||
|
|
|
|
i |
образуют |
песчаные |
|||||||
|
|
|
|
пробки. |
|
|
|
|
по |
||||
|
|
|
|
|
|
Разрушение |
|
||||||
|
|
|
|
|
род |
и |
вынос |
боль |
|||||
|
|
|
|
|
шого |
количества |
пе |
||||||
|
|
|
|
|
ска |
|
из |
призабойной |
|||||
'ХЛЩЦйШ'ЩТЦ |
|
|
|
|
зоны скважин приво |
||||||||
|
|
|
|
дит |
к |
образованию |
|||||||
Ф лГ/ж Щ Щ |
■W//i7}///)7T7'//ftn |
за |
колонной |
различ |
|||||||||
|
|
|
|
|
ных каверн, а иног |
||||||||
Рмс. 3. Схема, |
иллюстрирующая |
да |
создается |
|
сооб |
||||||||
возможную форму каверн н каналов |
щение |
между |
пла |
||||||||||
дренирования, образующихся в при |
стами в больших ин |
||||||||||||
забойной зоне |
скважин: |
|
тервалах |
(циркуля |
|||||||||
ГС -радиус скважины-.Яй . -радИус канала |
|||||||||||||
ция жидкости за |
ко |
||||||||||||
дренирования; |
/ эксплуатационная |
ко |
|||||||||||
лонна: 2—цементное |
кольцо; «?—ка верпа; |
лонной) . |
|
|
|
|
|||||||
4—канал дренирования; |
.5 —песчаные |
про- |
оценки |
сте |
|||||||||
пластики; Л |
глинистые |
пропластпки; |
7— |
|
Для |
|
|||||||
|
перфорация. |
|
пени |
разрушенности |
|||||||||
|
|
|
|
|
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