Доброго времени суток, коллеги. Хочу поделиться опытом и в то же время посоветоваться с Вами - может аналогичные опыты кто-то проводил.
В общем, суть данного режима заключается в ожидании освоения скважин после проведения классических ГРП и МСГРП (шаровые компоновки) от 5 до 7-10 суток. В каком-то журнале нефтегазовом была небольшая статья на эту тему (найти не удалось), и мы решили это попробовать. С апреля 2023 года этот метод был проведен более чем на 100 скважинах. Среди них были проведены сравнительные анализы по почти идентичным геологическим и технических параметрам скважин. Из такого количества сравнительных примеров мало, так как скважины подбираются для сравнения с минимальными отличиями (в том числе направление ствола к линии стресса, количество фрак портов, количество пропанта, жидкости, геланта и прочего) - все нюансы учтены, в том числе, конечно, компенсация на участке от нагнетательных скважин. Эффективность действительно наблюдается и очень явная - цифры по дополнительной добыче иной раз шокируют. На скважинах, где пока нет возможности провести сравнительный анализ - наблюдается положительная динамика производительности. Стало больше скважин с режимом ФОН после освоения, не так быстро скважины уходят в режим АПВ (количество таких скважин так же сократилось).
Несомненно, трещины от воздействия на пласт депрессии за счет додычи механизированным способом - смыкаются со временем, это факт. Что касается нашей теории - она основывается на многих источниках по поводу щадящего режима освоения. Источники разные, самый первый из них - 1986 года. И еще раз - явный и видимый эффект от дополнительной добычи, если проводить тупой анализ (режим работы начальный-текущий через 2-3-4-5 месяцев) - можно это и не увидеть)
Что думаете на этот счет, господа?
Если скважина ТРИЗовая (Ачимовка, Юра, Бажен), то период ожидания освоения может быть и больше. На продуктивность возможно срабатывают следующие факторы:
Есть возможность построить зависимости продуктивности / JD от давления закрытия, от эффективности жидкости (значение с 1-го нагнетательного теста)? Может какая-то корреляция будет и с периодом ожидания освоения.
А можно, пожалуйста, вот это утверждение развернуть, а главное подтвердить?
Чем мех.способ принципиально отличается от фонтана? При фонтане тоже забойки могут быть весьма низкими.
Что значит смыкаются? Проппант выносится? Или вдавливается в породу до полного закрытия трещины? На какой из этих эффектов должна влиять мех.добыча?
Ну и наконец - вам может и несомненно, но давайте поищем какие-то доказательства.
А то может оказаться, что совсем это и не факт. Или факт, но далеко не повсеместный.
Без проблем. Опираюсь на опыт, когда мы проводим от 2 до 6 (пока максимум, от которого получен прирост) повторных ГРП на один и тот же интервал в одной скважине и получаем почти такой же эффект, который был получен от первого повтора. Плюс к этому - очень много опубликованных статей об этом гласят, что происходит за счет выноса пропанта из трещин + вдавливание в стенки породы. При фонтанах забойка может быть низкой, я согласен, но ни один фонтан не создаст такой депрессии, как ЭЦН, допустим типоразмера 50 с напором от 1800, с глубиной спуска 2200-2400 м по стволу. Проводим больше ста операций по повторному ГРП в год.
Эффект от рефраков не является доказательством смыкания трещин.
Лет 10 назад мы занимались вопросом подбора рефраков, возможно даже на вашем объекте.
Там запускной дебит после первого рефрака часто превышал первый запускной дебит скважины, причем на сопоставимых режимах. К тому же сильно снижался коэффициент падения.
Поизучав это дело, мы увидели следующие особенности:
1. Огромный прирост пластовки после рефрака, измеряли после освоения разумеется. При начальном в залежи 275 пластовое до рефрака могло быть 80, после - 200.
2. Рефраки из простаивающего фонда почти не давали эффекта. Т.е. если скважина уже год пьезометр - можно даже не подходить, запустится и сдуется так же как и в первый раз.
3. Скважины после рефрака получали трассер, хотя годом ранее трассера не получали по той же технологии из той же нагнеталки.
Кроме того, на соседней площади того же месторождения у другого недропользователя были хорошие исследования АКШ, которые показали, что как минимум в ПЗП азимут трещины рефрака перпендикулярен первой трещине.
Наконец, главное - ни на одних ГДИ, выполненных в скважинах до рефрака, не было видно ни увеличения скина, ни сокращения полудлины трещины. Все падение добычи было только за счет снижения пластового. А при сравнении ГДИ до/после рефрака было отчетливо видно увеличение зоны дренирования.
В итоге мы пришли к выводу, что драйвер прироста - преодоление ограниченной зоны дренирования, которая в свою очередь формируется из-за крайне низкой проницаемости пласта (ключевое слово - нелинейная фильтрация). Следующие трещины меняют направление относительно предыдущих из-за переориентации стресса, вызванного особенностями формирования воронки депрессии при нелинейной фильтрации.
И потом долгое время и довольно успешно подбирали кандидатов на рефраки исходя из этого понимания.
И да, вся эта история касалась определенной части месторождения, где конусы выноса в глубоководном шельфе.
На основной части, где свойства кратно лучше, таких эффектов от рефраков нет.
Для чистоты эксперимента конечно можно просто остановить скважину и через месяц запустить снова. Восстановление пластового при длительном ожидании конечно выгодно ребятам из ГРП :)
Насчет построения зависимости - обсудим с коллегами и с исполнителями ГРП, думаю, что сообразим.
Эффект явный на пласт ЮС2, и на группу АС с большим этажом и высокой расчлененностью коллектора
Рефраки - Вы имеете в виду повторные МСГРП? Конкретно наше нефтегазодобывающее управление делает их очень мало, так как эффективность 50/50. И плюс ко всему множество осложняющих факторов при подготовке скважин для рефрака, например, периодически сильные затяжки ключа для закрытия фрак-портов, но это уже отдельная тема для разговора.
Я говорю про повторные стандартные ГРП в наклонно-направленных скважинах и бурение боковых стволов с МСГРП на эксплуатационном фонде, ну и новом тоже в горизонтальных стволах с МСГРП, в районах уплотнения сетки и добуривания краевых частей месторождения.
Что касается пластового давления - мы выделили несколько зон с примерно-равным пластовым давлением и там провели сравнительные анализы. Есть участки, где проводились работы 2-3 года назад (при не менее хорошей компенсации от нагнетательных скважин) и где проводились недавно. Пластовое давление на сравниванемых участках что тогда, что сейчас - неизменно.
Да и 10 лет назад вопрос о рефраках еще не стоял в компании, где я работаю. С 2013 года начали только проводить МСГРП на шаровых компоновках.
И теперь конкретно к пунктам:
1. Так понимаю, что прирост пластового давления связан с прямой гидродинамической связью с накаченной (или нетронутой разработкой) зоной? Это не всегда хорошо, зачастую получаются прорывы фронта нагнетания и закономерный рост обводненности до 90-100% продукции.
2. Простаивающий фонд на то и простаивающий, где слабодренируемые зоны очень сложно заставить давать рентабельную добычу нефти.
3. Как физически это возможно? Нагнетательные скважины перекачали зону и через существующие трещины (вероятно) нашли себе дорогу и получили роданит аммония ранее закаченный? Интересное наблюдение, если спустя год только это обнаружилось.
Распространение трещины по АКШ, в какой период состояния скважины выполнялся каротаж? Сильно смущает достоверность исследований, так как при создании той же депрессии от насоса все может измениться кардинально за пару месяцеви опираться на первичные данные уже будет спорным решением.
Описанный Вами эффект с выработкой локальных зон с падением пластового давления, где после "рефрака" это давление кратно увеличивается - это терригенный коллектор? На наших месторождениях с данным типом коллектора гидродинамическая связь с нагнетательными хорошая, так как все скважины из бурения - с ГРП. Но со временем эта связь ухудшается за счет СКИН фактора и, возможно, смыкания трещин ГРП, так как зачастую кислотные обработки/реперфорация эффекта не дает никакого, - на СКИН уже не свалишь.
P.S. и еще не могу уловить связь с сильной просадкой пластовки и созданием новых трещин/гидроканалов - при проведении повторного ГРП в ранее установленные порты или интервалы перфорации новые трещины в любом случае будут цеплять просаженные каналы из-за сильного поглощения.
Был и такой срок ожидания по нескольким скважинам (мешала буровая). На ранее эксплуатируемой зоне таких опытов не проводили. Да и что касамо выгоды - выгодно в таком случае будет всем, кроме ребят из ГРП - им же все равно, они операцию сделали, скважину сдали. Их работа на этом этапе окочена :)
Я говорю именно о повторных ГРП в наклонках. Повторные ГРП на компоновках МсГРП это больная тема, и я пока не вижу масштабируемого позитивного опыта, хотя потенциал огромный.
И еще раз - и скин, и смыкание трещин должно быть видно на ГДИ. И то, и другое - очень сильные эффекты, которые распознаются на ГДИ мгновенно.
Каким конкретно видом (способом) ГДИ можно это увидеть? Именно значение скин фактора и смыкание трещин.
И вообще в целом мы немного ушли от изначальной темы: явного эффекта очень сложно найти на поторных ГРП, а вот на скважинах, вводимых из бурения и после забуривания боковых стволов - очень все прекрасно видно.
Мой вопрос касается доказательств факта смыкания трещин, который вы назвали "несомненным". Ответа все еще нет.
Однозначным доказательством является ГДИ. Принцип простой - интерпретируется КСД на запуске, оценивается скин и полудлина трещины. Далее контролируется периодическими КВД/КВУ. Эффект смыкания виден как существенное увеличение скин-фактора, иногда с полным исчезновением линейной симметрии. На редких случаях в моей практике, где такое происходило, примерная динамика скин-фактора была от -5 -6 до -1 -2, с полной сменой картины режимов течения. Не заметить такое невозможно.
По поводу смыкания трещин я уже писал ранее (сообщение #3), но Вас такое положение дел не устроило. Проводили прямые замеры, проводили ГИС (ОПП) под закачкой/с компрессором. Никаких сильных падений пластового давления от первоначального перед повторным проведением ГРП в один и тот же интервал не наблюдалось никогда, работаем в тех районах, где нагнетательный фонд отлично работает. Каждые 1-2-3 года проводим повторные ГРП, и каждый раз даём новое дыхание скважинам. Перед ГРП остатоновочный дебит порядка 3-5 тонн в сутки, после ГРП - 10-15 тонн в сутки.
Что касаемо физических доказательств - да, пропант иногда выносит из пласта, периодически встречаются такие скважины, где пропант стал белого цвета на приемной сетке ЭЦН. А до выхода в призабойную зону - пропант, видимо, стягивает из дальних зон трещин ближе к депрессионной воронке.
А уж вынос пропанта на прием ЭЦН спустя 4-5 суток после ГРП не такое уж и редкое явление. Таких скважин хватает, где после освоения ЭЦНом прекращается приток из пласта по причине пересыпанного забоя (после ГРП забой моется до искусственного, т.е. ЗУМПФа там предостаточно)
Технология ГРП и освоения провоится уже очень много лет, а прямых доказательств того, как там все в пласте закрепилось и в каком состоянии созданные неделей назад трещины - нет до сих пор. Именно доказательств, а не доказанных теорем и теорий.
Почему вы считаете, что падения пластового давления не было?
Если вы думаете, что высокая приемистость и высокая номинальная компенсация автоматически означают, что с пластовым все нормально - это не так.
Если же у вас были ГДИ на определение пластового перед повторными ГРП, то ответьте все-таки на вопрос - показывают ли эти ГДИ значительное повышение скин-фактора относительно ранних ГДИ?
Есть значение по первоначальному пластовому давлению, так же проводим ГФР на приток и приёмистость перед ГРП на каждой скважине, где видим расчетное давление на кровлю целевого пласта. Помимо этого проводили ГДИ методом КВД до достижения радиального режима фильтрации. По всем параметрам повышение скин-фактора, безусловно, есть, но не настолько, чтобы не говорить о смыкании трещин. Скин снять можно и кислотой, мы такое тоже практикуем - и получаем прирост, только совсем небольшой, в отличие от повторного ГРП.
Мне кажется, мы друг друга не понимаем. Под словом скин я понимаю степень связи скважины с пластом. Это тот скин, который называется St, или полный, или интегральный. Если трещина смыкается, то он драматически растет.
Вот так это примерно должно выглядеть. Синие dP и dP' - после ГРП, красные - после смыкания.
И если вы этого на ГДИ не видите, то и никакого смыкания у вас нет.
Здесь даже и пластовое давление не показатель.
Например, приток жидкости к вертикальной остановленной скважине, которая до этого работала с забойным давлением 80 атм и пластовым давлением 250 атм может составить (в зависимости от порового объема) порядка 100 м3. При повторном запуске скважины эти 100 м3 будут добываться сверх того что добывалось до остановки, с более высоким дебитом до выхода скважины на режим.
Но если мы эти 100 м3 будем вычитать у ГРПшников - кому их тогда прибавить?
С таким подходом писать КВД до и после всех ГРПшников распугаете и никто к вам не поедет. Выделять чистый эффект себе дороже.