Планируются работы по повторному гидроразрыву нагнетательных скважин.
В среднем условия следующие:
Кпр=0,5мД Нэф=10м Н=3000м Т=100оС Кп=15%
Сначала делают ГРП №1, скважины добывают нефть от нескольких месяцев до лет (определенная по ГДИС полудлина трещины 20-90м).
После, по разным причинам, их переводят под нагнетание. Забойное давление при закачке огранивается 470-490атм - больше не позволяет наземка. В первый год-два по ГДИС полудлина трещины сотни метров (т.е. уже авто-ГРП), далее длина сокращается до сотни и менее, появляется дополнительный скин-фактор кольматации. Соответственно снижается приемистость скважин (грубо с 200м3/сут до 50м3/сут).
Есть сомнения что рефрак поможет восстановить приемистость, вылечит скин-фактор кольматации пласта возникший при закачке в трещину авто-ГРП. Напишите, пожалуйста, у кого есть положительный/отрицательный опыт таких ГТМ?
Почему нельзя прокислотить? Соляная кислота разве не лекарство для очистки трещины? )
Есть положительный опыт проведения похожих работ. Если коротко, то в работе находилось несколько нагнетательных скважин, закачка в которые проводилась с давлением выше давления ГРП. В результате ряда обстоятельств в нагнетательные скважины попала жидкость глушения из добывающих скважин. Жидкость глушения содержала твердый сыпучий материал для контроля поглощения. После попадания жидкости глушения в нагнетательные скважины их приемистость снизилась на 10-20%. Приемистость удалось восстановить путем закачки чистой отфильтрованной воды с более высоким давлением, чем нормальное давление нагнетания. Так что шанс, что рефрак будет успешен, в Вашем случае есть.
Хорошо, будем надеяться что есть. Прямо любопытство разбирает, что за "в результате ряда обстоятельств")))
СКО тоже попробуем, с ним более-менее понятно. Думаю от кольматации трещины должно в какой-то степени помочь.
Но местами нужно еще и длину трещины увеличить чтобы приемистоть поднять, там где скина кольматации мало или почти нет.