Об эффективности гидроразрывания пластов для интенсификации добычи нефти
Федин Л.М.
Одним из способов повышения нефтеотдачи является интенсификация ее добычи, то есть увеличение дебита скважин.
Согласно уравнению Дюпюи дебит скважины Q равен
Q = 2∙π ∙Кпр∙h∙ (Рк – Рс): μ∙ln Rк/rс. (1)
Где: Кпр – коэффициент проницаемости пласта; h – толщина пласта; Рк – давление на контуре питания; Рс – давление на забое скважины; μ – вязкость жидкости; Rк и rс – радиус контура питания и приведенный радиус скважины.
Из формального анализа уравнения (1) следует, что увеличение коэффициента проницаемости Кпр в n-е число раз может привести к увеличению дебита Q в такое же n-е число раз. Так, вероятно, рассуждали отцы-авторы метода гидроразрыва пластов.
Давайте вспомним вкратце историю становления и развития метода гидравлического разрыва пластов с целью увеличения дебита скважин.
Метод гидроразрыва пластов возник и получил широкое применение в конце 40-х начале 50-х годов 20-го столетия. Тогда в качестве рабочего агента использовали воду или промывочную жидкость, которые использовались при бурении скважины. Предполагалось, что при создании на уровне пласта избыточного давления равного или незначительно превышающего горное давление, в пласте образуются новые каналы фильтрации, которые останутся неизменными и после прекращения действия напротив пласта избыточного давления. Однако этим предположениям не суждено было сбыться. Существенного и долговременного увеличения дебита скважин достичь не удавалось. Было сделано предположение, что виной всему является смыкание образовавшихся в результате гидроразрыва дополнительных каналов фильтрации после прекращения действия избыточного давления.
Для того, чтобы исключить смыкание образовавшихся дополнительных каналов фильтрации было решено добавлять в рабочий агент стеклянные шарики. Но и этот технологический прием не дал ожидаемых результатов. Тогда стеклянные шарики заменили крупнозернистым кварцевым песком, а в качестве рабочего агента гидроразрыва стали применять загущенный керосин. Но и такая технология гидроразрыва существенных результатов не дала.
Например, по данным А.Д. Амирова [1] при гидроразрыве пластов кермакенской и подкермакенской свит в Азербайджане путем закачки сгущенного керосина только в 20% случаев были получены положительные результаты. В 80% случаев положительного эффекта не получено. Но и 20% эффективных результатов могли быть следствием не гидроразрыва пластов, а увеличения дебита нефти за счет восстановления измененной при бурении фазовой проницаемости призабойной зоны пластов для нефти.
Начиная с конца 60-х годов 20-го столетия, появляются пороховые генераторы давления для гидроразрыва нефтяных пластов. Но и их применение оказалось мало эффективным. Оценивая опыт применения пороховых генераторов давления А.С.Ловля пишет [2], что «в глубоких скважинах удается увеличить дебиты на 25 – 50%, но этот эффект кратковременный, а абсолютный прирост добычи и объем дополнительно добытой нефти незначителен».
После многолетних собственных не совсем удачных попыток интенсификации добычи нефти с использованием гидроразрыва пластов, судя по многочисленным публикациям, производство этих работ перешло к иностранным сервисным компаниям, которые предлагают создавать в прискваженных зонах низкопроницаемых пластов мини песчаные пропластки способные увеличить дебит скважин.
В чем причина фанатичной веры в совершенство технологий и в исключительные возможности техники иностранных сервисных компаний? Ответа на эти вопросы пока нет.
Попробуем разобраться в причинах низкой эффективности гидроразрыва пластов при попытках интенсифицировать добычу нефти.
Вначале о названии метода.
Считается [2], что для гидроразрыва пласта достаточно преодолеть горное давление, действующее на пласт со стороны его кровли. Предел прочности крупнозернистых известняков и доломитов достигает 260 МПа, органогенных известняков 100 МПа, песчаников с кремнистым цементом 200 МПа, песчаников с известковым цементом 100 МПа, ангидритов 120 МПа [3]. Для того чтобы разорвать пласты представленные этими горными породами необходимо преодолеть не только горное давление, но и предел прочности этих пород. В этой связи название метода – гидроразрыв пласта, скорее всего дань истории, а не сущности метода.
Теперь по существу метода.
Нефтяные пласты за редким исключением являются напорными пластами. Внедрение жидкости в напорные пласты, в том числе и при гидроразрыве сопровождается возрастанием в них пластового давления. Возрастание пластового давления приводит к сжатию зерен горной породы, к их разуплотнению и к возрастанию величины пористости пласта [4], а не к разрыву его сплошности. После прекращения действия в скважине избыточного давления пласт вытесняет внедрившуюся жидкость, и его пористость убывает до первоначальной величины. За счет чего, в таком случае, достигается тот незначительный эффект от гидроразрыва? Для того чтобы ответить на этот вопрос обратимся к формуле (1).
Перед производством гидроразрыва прекращают добычу нефти (или жидкости) из скважины, и ствол скважины заполняют рабочим агентом, с помощью которого будет осуществляться гидроразрыв. В результате этого давление на забое скважины и на контуре питания выравнивается и становится равным пластовому давлению. После операции гидроразрыва скважину пускают в работу. В момент пуска скважины в работу радиус контура питания Rк равен радиусу скважины rс. Отношение Rк / rс в этот момент времени равно 1, а ln Rк/rс = 0. В этот момент времени дебит скважины теоретически равен бесконечности, а фактически он максимален. С течением времени Rк возрастает пропорционально корню квадратному из произведения коэффициента пъезопроводности пласта на время работы скважины, а дебит скважины убывает, стремясь к первоначальному установившемуся дебиту. Но это временное увеличение дебита скважины не компенсируется потерей добычи нефти за время остановки скважины для гидроразрыва.
Обратимся еще раз к формуле (1).
Коэффициент проницаемости Кпр в правой части уравнения (1) – это интегральная величина проницаемости во всем объеме пласта, ограниченном радиусом контура питания Rк и радиусом скважины rс. Поэтому, дебит скважины после гидроразрыва пласта будет определяться интегральной величиной коэффициента проницаемости во всем этом объеме пласта ограниченном радиусом контура питания и радиусом скважины.
Теперь допустим, что в результате гидроразрыва коэффициент проницаемости пласта в радиусе 2-х метров от стенки скважины увеличился в 100 раз, а в остальной части пласта остался прежним и равным 1. Тогда интегральная величина коэффициента проницаемости в объеме пласта, заключенном между контуром питания и стенкой скважины, будет равна
Кпр = [(22 – rс2) ∙100 + (Rк2 - 22) ∙1]:(Rк2 – rс2) ∙1.
При радиусе скважины в 0,1 м и радиусе контура питания Rк = 100 м дебит скважины после гидроразрыва возрастет в 1,039 раза; при Rк = 500 м в 1,00001596; при Rк = 1000 м в 1,00000399. То есть, увеличение проницаемости призабойной части пласта в 100 раз приведет к увеличению дебита скважины:: при Rк = 100 м на 3,9%, при Rк = 500 м на 0,001596%, а при Rк = 1000 м на 0,000399%.
Но следует согласиться, что увеличить проницаемость пласта путем гидроразрыва в 100 раз даже в радиусе 2 метра задача не реальная. Реальные нефтяные пласты нельзя представлять как некие огромные резервуары, наполненные нефтью, но отделенные от скважины некоей непроницаемой преградой, разрушив которую можно получить доступ к несметным нефтяным богатствам.
Литература
1. Амиров А.Д. Вопросы эксплуатации сверхглубоких скважин Баку. Азнефтеиздат, 1959.
2. Ловля С.А. Прострелочно-взрывные работы в скважинах. М., Недра, 1987.
3. Кузьмин В.С. Справочник по геологоразведочному бурению на нефть и газ. М. Гостоптехиздат, 1962.
4. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М. Гостоптехиздат, 1959.
| 
