В изучаемой скважине парфеновский горизонт представлен двумя объектами – пластами П2 и П1. Первичные гидродинамические исследования до ГРП проводились в обсаженной скважине раздельно для каждого объекта с изоляцией цементным мостом между интервалами. Вызов притока осуществлялся снижением уровня в скважине компрессированием в затрубное пространство с помощью азотно-компрессорной установки [1].
Пласт П2 исследован в интервале перфорации 2949–2958,5 м (9,5 м). Получен незначительный приток газа: дебит газа 2 тыс. м3/сут. на диафрагме 2 мм, при депрессии 40,8 %.
По данным записи профиля притока определены интервалы 2949,0–2955,4 и 2956,8–2958,1 м, работающие газом через жидкость суммарной толщиной 7,7м (рис. 1).
Пласт П1 исследован в интервале перфорации 2919–2934 м (15 м). Получен незначительный приток газа: дебит газа 1,6 тыс. м3/сут. на диафрагме 2 мм, при депрессии 35 %.
По данным записи профиля притока определены интервалы 2919,9–2920,5; 2921,8–2922,9; 2923,8–2926,3 и 2928,9–2929,8м работающие газом через жидкость суммарной толщиной 5,1м (рис. 2).
ГРП проводились после реперфорации совместно двух пластов (П1 и П2) в интервалах 2949–1958,5 м, 2919–2934 м. Всего закачено в пласты 310 м3 геля, 80т проппанта при среднем давлении ОГРП (одиночный гидроразрыв пласта) 450 кгс/см2. После нормализации и промывки забоя из скважины извлечено всего 0,3м3 проппанта. Всего при ГРП и нормализации забоя в интервал перфорации закачано 420 м3 технических жидкостей.
Выполнен комплекс гидродинамических исследований после ГРП. Вызов притока осуществлялся снижением уровня в скважине компрессированием в затрубное пространство с помощью азотно-компрессорной установки [2]. После отбора 95 м3 раствора скважина перешла в фонтанирующий режим работы газожидкостной смесью с частыми пробросами жидкостных пачек. Очистка скважины и пласта по трубному выкиду проводилась на диафрагмах 10, 16 и 12мм в течение 216 часов. При этом дополнительно из скважины извлечено 30м3 смеси технических жидкостей. При замерах через газосепаратор во время освоения скважины, дебит технической жидкости составил 4м3, что могло осложнить полную очистку пласта. Однако вынос проппанта отсутствовал, что говорит о его полном закреплении в трещинах [3].
Гидродинамические исследования проведены методом установившихся отборов на 5 режимах прямого хода на диафрагмах 6, 8, 10, 12 и 14 мм и на 2 режимах обратного хода 12, 8 мм. В конце каждого режима скважина переводилась на работу через газосепаратор на штуцере диаметром, аналогичным диаметру диафрагмы на ДИКТе (диафрагменный измеритель критического течения) с целью проведения газоконденсатных исследований (ГКИ) и замеров наличия пластовой воды и технологических жидкостей в притоке. При работе скважины на штуцере 12 мм дебит воды составил 1,07 м3/сут. Вода представлена смесью технического раствора и разложившегося геля. Дебит газа же составил 165,1 тыс. нм3/сут., конденсато-газовый фактор 26 см3/м3.
В процессе исследования проведены записи двух КВД. Скважина закрыта на КВД 2 после отработки на диафрагме 14 мм (рис. 3).
В качестве основной для определения ФЕС принята КВД 2 по причине более длительной остановке скважины. При анализе билогарифмического графика КВД 2 радиальный режим течения диагностируется достаточно отчетливо (рис. 4), ФЕС определены корректно.
По результатам интерпретации исследования КВД и ИД (индикаторная диаграмма) на скважине получены данные о проницаемости пласта – 4,75 мД, параметры призабойной зоны пласта: полный скин-фактор составил 2,54, механический скин-фактор –1,89. Также рассчитаны коэффициенты фильтрационных сопротивлений, которые определяют процесс течения газа в пласте и продуктивность скважины: a и b 100,51 и 0,148 (кгс/см2)2/(тыс. м3/сут.) соответственно [4].
По данным записи профиля притока определены интервалы суммарной толщиной 11,1 м, работающие газоконденсатной смесью. Работающие интервалы: 2922,4–2924,7; 2926,6–2929,0; 2929,0–2934,2 и 2942,1–2943,3 м, интенсивность притока, определенная по данным термометрии, СТИ и механической расходометрии при работе скважины через диафрагму 12 мм, составила – 38 %, 22,9%, 24,4 % и 14,7 % соответственно (рис. 5).
Выводы
Таким образом, отмечена высокая эффективность применения ГРП на пластах парфеновского горизонта. На примере рассматриваемой скважины при проведении ГРП трещина достигла высокопроницаемого участка залежи, в результате чего дебит ГЖС увеличился более чем в 100 раз. Данный эффект связан составом продуктивных пластов, которые представлены разнозернистыми песчаниками, иногда с примесью гравийной фракции, а также высокими неоднородностью и трещиноватостью. В породах парфеновского горизонта развита система открытых вертикальных и крутонаклонных тектонических трещин, что при ГРП создает дополнительные каналы дренирования флюида в скважину.
