Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта — общеизвестный и широко применяемый метод воздействия на призабойную зону скважин. Этот метод используют при освоении скважин для повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений, для повышения приемистости нагнетательных скважин, при изоляции пластовых вод и т. д.

Процесс ГРП заключается в создании искусственных и расширении имеющихся трещин в породах призабойной зоны воздействием повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. При повышении давления в породах пласта образуются или расширяются имеющиеся трещины. Такая система техногенных трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта[7].

Применение горизонтальных скважин — один из способов повышения эффективности разработки Карачаганакского месторождения

На Карачаганакском газоконденсатнонефтяном месторождении большое значение имеет фильтрация флюидов. Находящийся на глубине 3,5−5,3 км комплекс отложений испытывает большую геостатическую нагрузку, что при разработке месторождения и падении пластового давления в околоскважинной зоне приведет к значительному уменьшению дебитов. Получение стабильных притоков УВ с полным охватом продуктивного объема дренированием и обратной закачкой сухого газа достигается бурением наклонно направленных скважин в зонах вертикальной трещиноватости с учетом особенностей распределения горного давления. сложным строением продуктивного резервуара, представленного совокупностью пропластков и участков коллекторов с низкой и относительно повышенной матричной проницаемостью.

Различают вертикальную и горизонтальную компоненты горного давления, которые называют соответственно полным и боковым. Полное давление соответствует суммарному весу вышележащей толщи, боковое зависит от упругих свойств пород, обусловливающих релаксацию напряжений. В породах с большим периодом релаксации боковое давление в 2,5−3 раза меньше полного. К числу таких пород относятся чистые карбонаты, в массивах которых вертикальные и крутонаклонные трещины меньше подвержены сжатию по сравнению с горизонтальными и пологими. Таким образом, величина бокового давления может быть оценена по начальному, при котором разрывающий флюид проникает в породы[16].

Вертикальные и крутопадающие трещины будут вскрываться значительно чаще наклонными стволами скважин, чем вертикальными. Основной целью бурения при этом является стабилизация добычи и увеличение извлечения нефти и газа из продуктивных отложений. В таких скважинах по сравнению с вертикальными притоки УВ выше в 10- 15 раз [3].

На Карачаганакском месторождении горизонтальные скважины (профиль горизонтальной скважины представлен на Рисунке 2.5) могут быть более производительными по сравнению с вертикальными при добыче газоконденсата и нефти, обратной закачке сухого газа в резервуар. Здесь в карбонатном комплексе давление бокового распора меньше полного, о чем свидетельствует гидроразрыв пласта. Давление последнего в интервале глубин 3,7−5,3 км в скв. 1, 2, 4, 5, 11,13 варьирует от 45,6 до 80% от полного горного давления, составляя в среднем 65,5. Для разрыва пласта, образования и достаточного раскрытия каналов, способных принимать и пропускать большие объемы флюидов, на стенки скважин необходимо приложить давление р_р, равное сумме бокового давления массива горных пород р_б, порового давления р_пл и разрыва скелета породы p₀[4]:

Если в стенках скважины нет вертикальных трещин, то боковое давление всегда будет меньше давлений гидроразрыва и полного горного, так как существенная часть его энергии будет затрачена на формирование трещин. Поэтому вертикальные и крутонаклонные каналы фильтрации меньше подвержены сжатию, чем горизонтальные.

Выбор места бурения экспериментальных наклонно направленных скважин проводится с учетом строения, пористости и проницаемости коллекторов, трещиноватости продуктивного комплекса. Бурение целесообразно провести на глубине 3,5−4,6 км, где выделяются ядро, плато, склон и рифовый шлейф нижнепермской рифогенной постройки. Наилучшие коллекторские свойства и эффективные толщины приходятся на плато и южную половину ядра, уменьшаясь в северной части последнего и в склоновых отложениях.

При макрои микроскопическом изучении керна Карачаганакского месторождения было установлено, что в ядре и рифовом плато частота встречаемости трещиноватых пород варьирует от 18,3 до 29,9, а в отложениях склона от 32,7 до 60,4%. Можно полагать, что зоны повышенной трещиноватости субпараллельны изогипсам структуры нижнепермского поднятия. Трещины вертикальной, горизонтальной и наклонной ориентировки (%) составляют соответственно в ядре, плато 31,8; 12,8; 55,6, а в рифовом склоне — 33,2; 29,5; 37,3. Эти цифры являются приблизительными, поскольку базируются на изучении керна из вертикальных скважин, которые, как известно, в значительно большей мере пересекают трещины горизонтальные и пологие.

В северной части нижнепермской рифогенной постройки скважины целесообразно бурить под углом 45−55° на расстоянии 1 км к западу от скв. 118 с наклоном ствола на юго-запад, начиная с глубины около 4 км, или 0,7 км к северо-западу (азимут 290°) от скв. 111 с наклоном ствола на северо-восток. При таких условиях отклонение ствола от вертикали при забое 4400−4500 м достигнет 300−400 м. В этой части резервуара коэффициент эффективных толщин изменяется от 0,2 (скв. 7) до 0,4 (скв. 23, 105), а относительная толщина пород с открытой пористостью 3−6% составляет 0,4. Эти породы, будучи связанными со скважинной системой вертикальных трещин, могут обеспечить промышленные притоки газоконденсата.

Технология проводки наклонных скважин с помощью гидравлических забойных двигателей в условиях Карачаганака требует специальной проработки. Благодаря более полному использованию вертикальной природной трещиноватости в них можно ожидать получения стабильных притоков газоконденсата из пород с низкой матричной проницаемостью, увеличения объема дренирования и воздействия как при добыче УВ, так и при обратной закачке сухого газа в пласт.

Анализ показал, что в первые годы внедрения ГС стоимость их строительства была в 2,5 раза выше по сравнению с аналогичными вертикальными скважинами, однако общие объемы капитальных вложений в 1,5 раза ниже, а срок окупаемости капвложений сокращается в 2 раза. При этом среднедействующий фонд скважин сокращается в 7−8 раз, а дебит ГС возрастает в 3−7 раз. В настоящее время за счет комплекса научно-технических мероприятий стоимость ГС приближается к стоимости вертикальных скважин.

Рисунок 2.5 Профиль горизонтальной скважины 5790.