Необходимым условием вовлечения запасов низкопроницаемых коллекторов в разработку и достижения проектного коэффициента извлечения нефти является активное внедрение системы поддержания пластового давления, при этом, как правило, необходимо создавать высокое давление нагнетания, которое соизмеримо или превышает давление гидроразрыва пласта. Это приводит к образованию в нагнетательных скважинах трещин «автогидроразрыва пласта».

Главное отличие таких трещин от трещин гидроразрыва пласта, стенки которых закреплены «проппантом», заключается в их нестабильности:

– трещина существует во время нагнетания и может смыкаться при остановке скважины;

– размеры, проводимость трещины изменяются в зависимости от интенсивности нагнетания [1].

В этих условиях затруднена интерпретация гидродинамических исследований скважин, определение пластового давления и в целом анализ разработки.

Для решения вышеназванных проблем поставлены основные цели данной работы:

– доказательство образования нестабильной трещины «автогидроразрыва пласта» в призабойной зоне нагнетательных скважин в процессе работы;

– определение оптимальной длительности исследования, достаточной для определения прогнозного пластового давления.

Согласно классической теории гидродинамики наличие трещины гидроразрыва пласта на диагностическом графике характеризуется проявлением следующих режимов фильтрации [2] (рис. 1):

Радиальный (псевдорадиальный) режим фильтрации проявляется, когда радиус зоны сжимаемости превышает размеры трещины и линии тока сходятся к скважине в радиальном направлении. Используется для определения пластового давления и параметров пласта [3].

Объектом исследования являются нагнетательные скважины низкопроницаемого пласта, представленного среднеюрскими отложениями. Для идентификации трещины «автогидроразрыва пласта» выполнена интерпретация гидродинамических исследований методом регистрации кривой падения давления семи нагнетательных скважин (в четырех скважинах трещина образована в процессе операции гидроразрыва пласта и в трех скважинах операция гидроразрыва пласта не проводилась).

В качестве примера приведена интерпретация нагнетательных скважин № 100 (трещина образована в процессе гидроразрыва пласта) и № 111 (операция гидроразрыва пласта не проводилась). На диагностических графиках (рис. 2, 3) выделяются билинейный и линейный режимы фильтрации и отсутствует радиальный (псевдорадиальный) режим фильтрации. Скин-фактор по скважинам составляет 6.53 и 4.13 соответственно. Выделение аналогичных режимов фильтрации и получение сходных моделей пласта в скважинах № 100 и 111 позволяет утверждать о том, что в скважине № 111 существует трещина «автогидроразрыва пласта».

Низкая проницаемость исследуемого пласта в совокупности с большой протяженностью трещины не позволяет выявить на диагностическом графике радиальный режим фильтрации, что приводит к невозможности определения достоверных значений пластового давления и параметров пласта. В связи с этим предложен подход прогнозирования пластового давления по дорадиальным режимам фильтрации, в частности по линейному режиму фильтрации [4]. Методика определения прогнозного пластового давления заключается в построении характеристического графика в координатах (ΔР от квадратного корня времени) [5]. Определяем интервал кривой, соответствующий периоду развития линейного режима фильтрации, затем проводим касательную до пересечения с осью ΔР. Далее от Рзаб. с текущего (давление на момент начала исследования) вычитаем полученное значение ΔР (рис. 4) [6].

Для выявления критериев и условий образования трещины «автогидроразрыва пласта» проведен анализ сводного графика давления в исследуемых скважинах (рис. 5). Практически во всех случаях давление закачки соизмеримо или превышает давление гидроразрыва пласта, что подтверждает условия образования в нагнетательных скважинах трещин «автогидроразрыва». При этом стоит также отметить, что забойное давление на момент окончания исследования по большинству скважин превышает или же соизмеримо с давлением смыкания трещины. Таким образом, можно утверждать, что трещины находятся в раскрытом состоянии [7].

Проведен дополнительный анализ текущего давления закачки и гидроразрыва пласта 25 нагнетательных скважин (рис. 6).

Как видно из графика, давление закачки и гидроразрыва пласта распределяются в диапазоне значений от 37,1 до 53,1 МПа, в среднем составляя 45,8 МПа.

Текущее давление на забое распределяется в диапазоне значений от 43,8 до 48,4 МПа, в среднем составляя 46,2 МПа, что также подтверждает условия к образованию трещины «автогидроразрыва пласта».

Анализ промысловых показателей работы скважин с начала ввода их в эксплуатацию (давление закачки, приемистость, накопленная закачка и время работы) позволил определить момент образования трещины «автогидроразрыва пласта». Результаты анализа представлены на примере скважины № 111. При накопленной закачке, составляющей 75 тыс. м 3, и продолжительности работы скважин порядка 30 месяцев определен момент образования трещины, который на графике обусловлен ростом и дальнейшим падением давления при увеличении приемистости (рис. 7).

Результаты исследований представлены в таблице. На основании полученных данных выявлена зависимость времени начала диагностирования от гидропроводности [8].

Оптимальное время исследования при гидропроводности, равной 0,04 мкм 2∙м/мПа∙с, составляет 400 ч, а при гидропроводности порядка 0,1 мкм 2∙м/мПа∙с время исследования сокращается до 250 ч (рис. 8).

Реализован подход к прогнозированию пластового давления при отсутствии радиального режима фильтрации, а также в определении оптимального времени исследования. За счет выявления нестабильных трещин «автогидроразрыва пласта» повышена информативность гидродинамических исследований скважин низкопроницаемых коллекторов.

Рекомендации: