1. Глубокопроникающий грп с закреплением трещин проппантом.

На месторождениях ОАО «Оренбургнефть» основным методом ГРП считается глубокопроникающий гидроразрыв пласта с закреплением трещин расклинивающим материалом (проппантом). Операции выполнялись как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам, в качестве жидкости разрыва использовались гели на нефтяной и водяной основе.

По нагнетательным скважинам почти по всем объектам получен значительный эффект. Исключение составляют скважины пласта О₂ Савельевского купола.

В добывающих скважинах ГРП с использованием проппанта проводились в основном в пластах Б₂ Покровского, Тананыкского, Сорочинско-Никольского, Бобровского и Д₃ Родниковского месторождений. Особенность проведенных ГРП с проппантом – значительное превышение объема жидкости разрыва над объемом жидкости с проппантом, т.е. мы имеем дело с низкой эффективностью технологических жидкостей и некачественном креплении сформировавшейся трещины. Такое положение предопределено на стадии проектирования, когда закладываются очень большие утечки жидкости разрыва при образовании трещины. В табл. 2.3 приведены коэффициенты закрепления объема образовавшейся трещины и коэффициенты эффективности жидкости разрыва. Как видно, на трещинообразование уходит одна пятая или в лучшем случае, одна третья часть закачиваемого объема жидкости, остальная часть планируется на фильтрацию в пласт. В частности, в окском надгоризонте планируется 75% утечек от общего объема закачиваемого геля, в бобриковском горизонте 80-85%, в девонских отложениях от 75 до 90%. Такие утечки в пласт характерны для пород с проницаемостью около 0,1 мкм², что намного больше планируемых потерь жидкости разрыва на фильтрацию.

Сопоставление коэффициентов фильтрации, определенных по методикам Майера, ВНИИ и «ОренбургНИПИнефть», подтверждает сказанное.

Проектные коэффициенты эффективности жидкости разрыва и закрепления образующейся трещины. Таблица 3.2

Месторождение	Объект разработки	Номер скважины	Коэффиц. эффектив. жидкости разрыва	Коэффиц. закрепл. объема образующ. трещины	Отношение объема проппанта к объемУ жидкости разрыва
Родинское	А3	1811	0,354	0,344	0,0736
		1826	0,306	0,170	0,0587
		1823	0,315	0,393	0,1500
		1805	0,241	0,430	0,1050
	среднее по А3	-	0,304	0,334	0,0963
	Б2	303	0,170	0,266	0,0569
		1210	0,177	0,203	0,0442
	среднее по Б2	-	0,173	0,234	0,0505
Бобровское	О2	2173	0,260	0,173	0,070
		2131	0,220	0,300	0,221
		2122	0,256	0,245	0,082
		2114	0,260	0,250	0,084
		2153	0,110	0,250	0,375
		2145	0,240	0,250	0,1185
		916	0,400	0,300	0,1856
Продолжение таблицы 3.2
	среднее по О2	-	0,245	0,252	0,159
	О3	1064	0,330	0,418	0,0742
		1043	0,233	0,225	0,0866
		941	0,716	0,180	0,1068
	среднее по О3	-	0,426	0,184	0,0892
Покровское	Б2	936	0,110	0,186	0,0247
		935	0,156	0,213	0,0341
		221	0,191	0,259	0,0480
		901	0,110	0,180	0,0160
		910	0,156	0,213	0,0470
		356	0,284	0,293	0,1070
	среднее по Б2	-	0,177	0,258	0,0542
Толкаевский купол	Б2	1476	0,180	0,250	0,0640
		1477	0,218	0,200	0,0520
	среднее по Б2	-	0,193	0,225	0,0580
Самодуровское	До+1	427	0,161	0,415	0,1026
		431	0,160	0,415	0,0866
	среднее по До+1	-	0,160	0,415	0,0946
Заглядинское	До+1	288	0,250	0,387	0,1280
Родниковское	Д3	186	0,102	0,362	0,0390
Ольховское	Д3	2417	0,186	0,281	0,0569

Как видно из табл. 3.2 завышенный коэффициент утечек приводит к занижению длины трещины и соответственно уменьшает ее объем (скважины № 1811, 1064, 1043, 965, 221, 427, 186, 2561), т.е. при таком проектировании утечек реальный объем трещины получается больше расчетного и после закачки расчетного количества проппанта крепится не полностью.

Сопоставление эффективности жидкости разрыва и длины трещин, рассчитанных по разным методикам. Таблица 3.3

Месторождение, номер скважины	По методике Майера		По методике инс- титута «Оренбург- НИПИнефть»		Полудлниа трещины по методике
	коэф. общий фильтр м/мин. 1/2	коэф. эффект. жидкости разрыва доля ед.	коэф. общий фильтр м/мин. 1/2	коэф. эффект. жидкости разрыва доля ед	Майера	Орен- бург- НИПИ- нефть	ВНИИ
Родинское А3 № 1811	0,0022	0,354	0,0012	0,342	44,3	88,3	90,2
Бобровское О3 № 1064	0,0023	0,330	0,0007	0,505	53,85	98,2	88,2
Продолжение таблицы 3.3
Бобровское О3 № 927	0,0015	0,207	0,0018	0,208	76,75	54,8	58,2
Бобровское О3 № 1043	0,0028	0,233	0,0019	0,275	34,94	45,2	39,3
Покровское Б2 № 356	0,0057	0,156	0,0012	0,380	80,2	142,67	143,0
Самодуровское До+1 № 427	0,0037	0,284	0,0028	0,502	42,8	109,9	99,5
Покровское Б2 № 221	0,0085	0,252	0,0012	0,201	38,7	86,7	39,7
Родниковское Д3 № 186	0,0027	0,194	0,0013	0,588	69,1	88,3	66,0
Ольховское Д6 № 2561	0,0074	0,145	0,0016	0,083	13,78	68,6	67,4

Как видно из табл. 3.3 объем трещины закрепляется в скважинах верейского горизонта на 33.4%; в окском надгоризонте О₂ – 25.2%; О₃ – 18.4%; в бобриковском Б₂ – от 20 до 25.8%; в девоне - от 28.1-38.7%.

В табл. 2.4 приведены проектные параметры трещин, рассчитанные по методике Майера на фактические объемы технологических жидкостей, которые применялись при ГРП. Согласно проведенным расчетам указанные объемы геля в карбонатах создавали трещины полудлиной в 35.4-92 м, высотой – 35-58 м и шириной 6-9 мм, в терригенных породах полудлина составляла 30-92 м, высота – 25-50 м, ширина 4.5-12.4 мм.

Удельный расход проппанта на 1 м полудлины трещины составил по пластам:

А₃ – 119-234 кг/м, О₂ – 120.4 кг/м, О₃ – 84-146 кг/м, Б₂ – 65-140 кг/м, Д_о+1 – 147,2 кг/м, Д₃ – 65.1-90 кг/м.

Между тем крепление трещин даже сравнительно малыми объемами проппанта часто оказывается технически неудачным.

Анализ фактического материала показал, что в процессе закрепления трещины допускается резкое увеличение концентрации проппанта в рабочей жидкости. Резкий рост концентрации проппанта и высокий темп закачки (5-6 м³/мин.) на заключительном этапе приводят к дополнительному росту сопротивлений продвижению пульпы по трещине и неравномерному отложению расклинивающего материала по ее длине. В таких случаях из-за образовавшихся пробок закачать в пласт необходимое количество проппанта не удается. Последующие порции забивают трещину у устья и надежно «запечатывают» перфорационные отверстия. Все это приводит к резкому росту градиентов забойного давления закачки и росту устьевых давлений до величин опасных для оборудования, используемого при ГРП.

В табл. 3.3 приведено сопоставление градиентов ГРП и продавки пульпы с проппантом. В 6 случаях из 10 рассматриваемые градиенты давлений продавки превышали градиенты гидроразрыва, причем в скважинах №№ 2173, 1043, 431, 1823, 1477 они превышали даже градиенты горного давления (0.00245-0.0250 МПа). Это свидетельствует о том, что в данных случаях связь скважины с пластом отсутствовала, т.е. на этот момент перфорационные отверстия были «запечатаны» проппантом.

Вышеописанный процесс аномального повышения забойных и устьевых давлений хорошо иллюстрируется диаграммами, записанными в процессе ГРП.

В технологически неудачных операциях предварительной закачки при малых концентрациях проппанта практически не проводилось. Так, в скважине № 2173 на диаграмме ГРП зафиксировано повышение концентрации проппанта от 0 до 500 кг/м³ в течение первой минуты и от 500 до 800 кг/м³ в течение последующих 0.5 мин., после чего давление на устье резко возросло. При ГРП в бобриковском горизонте рост концентрации проппанта до максимальных значений был еще более быстрым: в скважинах: № 677 до 750 кг/м³ за 2 мин.; № 356 до 750 кг/м³ за 3 мин. В скважине № 1823 концентрация проппанта за 1 мин. достигла 520 кг/м³, далее за 0.6 мин. снизилась до 375 кг/м³, а затем поднялась за 1.5 мин. с 375 до 980 кг/м³.

Таким образом, быстрая закачка геля с высокой концентрацией проппанта отрицательно сказывается на пропускной способности трещины и, видимо, способствует быстрому образованию песчаных пробок в начальном участке трещины.

При низких скоростях закачки наблюдалось интенсивное оседание песка при его медленном движении по трещине.

Таким образом, по нашему мнению для успешного закрепления созданной трещины большую часть объема жидкости с проппантом нужно закачивать при сравнительно малых концентрациях и плавном увеличении распада в течение 4-5 минут. При этом темп закачки рекомендуется в пределах 2.5-3.5 м³/мин. Для закрепления трещины у основания закачка жидкости с максимальной концентрацией должна быть кратковременнной в течение 0.5-1 мин.

Объем последней порции жидкости с концентрацией 600-800 кг/м³ не должен превышать 2-2.5 м^3. Таким образом, анализ показывает, нет обоснованного подбора роста концентрации проппанта во времени и темпов закачки в зависимости от задавленной концентрации.

В целом технология гидроразрыва с закреплением трещин расклинивающим материалом (проппантом), как более сложная, требует дальнейшего совершенствования с учетом конкретных горно-геологических условий месторождения ОАО «Оренбургнефть».

Проектные параметры трещин и удельный распад проппанта на расчетную полудлину трещин при ГРП. Таблица 3.4

Месторож- дение	Объект разра- ботки	Номер сква- жины	Проектные параметры трещины			Параметры проппанта
			длина одного крыла,м	высота, м	ширина у основа- ния, мм	общий расход, т	уд.рас-ход на на 1 м полу-длины, кг/м
Бобровское	О2	918	49,8	47,0	8,00	6,00	120,4
		1064	53,4	35,4	8,50	4,50	83,6
	О3	1043	34,9	52,0	6,28	5,00	146,1
		941	72,1	58,0	8,97	7,50	104,0
Покровское	Б2	356	58,2	45,0	9,70	7,45	128,0
		935	80,2	31,0	6,01	8,67	108,0
		221	38,8	50,0	7,34	4,70	121,0
		901	30,4	30,0	8,63	3,05	100,7
		910	91,87	26,0	4,52	6,00	65,3
Родинское	А3	1811	44,3	29,0	8,29	6,35	143,3
Продолжение таблицы 3.4
		1826	56,7	38,0	9,52	6,75	119,0
		1805	43,9	26,0	12,38	10,45	222,8
	Б2	1210	38,5	44,0	7,44	4,50	117,0
		303	32,1	41,0	7,47	4,50	140,0
Толкаевский купол	Б2	1476	84,4	28,0	5,90	6,08	72,0
		1477	75,8	42,0	5,44	5,85	77,1