СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА Российский патент 2013 года по МПК E21B43/26 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных и газовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта.

Известен способ разработки нефтяных месторождений путем создания сети добывающих и нагнетательных скважин, проведения через них гидроразрыва пласта, нагнетания вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбора флюида через добывающие скважины (Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1974 г., с.451-461).

Недостатком способа является то, что в процессе разработки месторождения не проводится управление ориентацией направления раскрытия трещины гидроразрыва в пласте, что впоследствии не позволяет оптимально реализовать процесс вытеснения в нефтенасыщенном коллекторе нефти нагнетаемой в пласт водой и тем самым обеспечить высокие коэффициенты вытеснения нефти из пласта и охвата его заводнением.

Также известен способ полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений (патент RU №2297525, МПК 6 Е21В 43/20, 43/26, опубликован 20.04.2007, Бюл. №11), включающий гидроразрыв пласта и образование продуктивных изолиний, осуществление обустройства скважин с проведением тампонажа их заколонных интервалов, выполнением циклов исследований профилей приемистости и притоков в нагнетательных и добывающих скважинах в первоначальных продуктивных изолиниях, определение геометрических параметров конечного непродуктивного участка при достижении фронта обводненности первой продуктивной изолинии до зоны интервала перфорации одной из добывающих скважин в результате измерений дифференциальных и интегральных профилей приемистости и притоков, выполнение тампонажа для образования нового участка первой продуктивной изолинии с последующими операциями исследований и тампонажа до полной выработки пласта.

Недостатком данного способа является низкая технико-экономическая эффективность, обусловленная сложностью и трудоемкостью его выполнения.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (патент RU №2135750, МПК 6 Е21В 43/20, 43/26, опубликован 27.08.1999), включающий закачивание через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, осуществление ГРП путем искусственного внутриконтурного воздействия на объект разработки, проведение ГРП комплексно на всей совокупности нагнетательных и эксплуатационных скважин, отбор пластового флюида через эксплуатационные скважины, проектирование и реализацию ГРП на базе непрерывной информации о механических свойствах пород разрезов нагнетательных и эксплуатационных скважин, согласование этой информации с геофизическими исследованиями, задание направления трещин гидроразрыва подбором зенитных и азимутальных углов проводки нагнетательных и эксплуатационных скважин из расчета исключения неоднородности фильтрационных потоков, увеличение периода эффективной работы трещин гидроразрыва закачкой в них композиций физико-химических веществ, растворяющих глинистые и иные минеральные вещества, заполняющих трещины гидроразрыва.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, невозможность управления ориентацией трещины путем задания зенитных и азимутальных углов проводки ствола скважин;

- во-вторых, недостаточная эффективность способа на различных нефтегазовых залежах, отличающихся фильтрационно-емкостными свойствами пород.

Техническими задачами заявляемого изобретения являются:

- повышение эффективности разработки нефтегазовой залежи за счет упрощения способа;

- создание трещин гидроразрыва в заданном азимутальном направлении;

- повышение эффективности способа на различных нефтегазовых залежах, отличающихся фильтрационно-емкостными свойствами пород.

Поставленная техническая задача решается способом разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающим искусственное внутриконтурное воздействие на объект разработки закачкой через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, проектирование и осуществление гидравлического разрыва пласта комплексно в добывающих и нагнетательных скважинах на основе информации о геомеханических свойствах пород, слагающих нефтегазовую залежь.

Новым является то, что гидравлический разрыв пласта проводят во всех добывающих скважинах, причем одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при гидравлическом разрыве пород, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту, причем при снижении дебитов добывающих скважин на 10% от первоначальных значений проводят гидравлический разрыв на всех нагнетательных скважинах, причем сразу же после проведения гидравлического разрыва в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости.

Также новым является то, что при совпадении направления рядов добывающих и нагнетательных скважин с направлением минимальных напряжений в пласте, слагающем нефтегазовую залежь, гидравлический разрыв в скважинах осуществляют в два этапа, в которых при первоначальном гидравлическом разрыве в скважину закачивают кварцевый песок и тампонирующий состав, а при повторном - крепитель трещин - проппант, с целью искусственного изменения поля напряжений в призабойной зоне пласта вокруг скважин для задания направления трещин гидравлического разрыва параллельно рядам нагнетательных и добывающих скважин.

Также новым является то, что при падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений в них осуществляют повторный гидравлический разрыв пласта.

Также новым является то, что в нефтегазовых залежах с проницаемостью менее 10 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 10-20% от общего объема жидкости разрыва и с постоянным расходом жидкости разрыва для получения узких и длинных трещин в залежи, а в нефтегазовых залежах с проницаемостью более 100 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 7-10% от общего объема жидкости разрыва и со снижением расхода жидкости разрыва для получения широких и коротких трещин в залежи.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Разрабатывают нефтегазовую залежь путем искусственного внутриконтурного воздействия на объект разработки закачкой через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента (например, ПАВ). Производят отбор пластовых флюидов через добывающие скважины.

В случае, когда эффективность разработки нефтегазовых залежей отличающихся фильтрационно-емкостными свойствами пород оказывается недостаточно эффективной, проектируют и осуществляют гидравлический разрыв пласта комплексно в добывающих и нагнетательных скважинах на основе информации о геомеханических свойствах пород, слагающих нефтегазовую залежь.

Для этого выбирают эксплуатационный объект или отдельную часть нефтегазоносной залежи, технико-экономические показатели разработки которого (которой) требуют улучшения.

На первом этапе разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта ГРП проводят во всех добывающих скважинах, расположенных на данном эксплуатационном объекте или отдельной части нефтегазоносной залежи. Причем одновременно с проведением ГРП, при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при гидравлическом разрыве пород, определяют направление развития трещин гидравлического разрыва по азимуту, т.е. фактически определяют направления минимальных напряжений в пласте.

Например, если ряды добывающих и нагнетательных скважин расположены в направлении с севера на юг, а направление минимальных напряжений в пласте, определенное с помощью геофизических методов, описанных выше, также проходит с севера на юг, то согласно последним теоретическим и практическим исследованиям в области гидравлического разрыва пластов (см., например: монография - M.J.Economides, K.G.Nolte, Reservoir stimulation: Schlumberger Educational Services, 3^rd edition, 1998 г.) первоначальные трещины ГРП будут развиваться в плоскости, перпендикулярной направлению минимальных напряжений в породах, слагающих нефтегазовый пласт, т.е. преимущественно с запада на восток соответственно. Для переориентации трещин ГРП параллельно рядам добывающих и нагнетательных скважин в северо-южном направлении гидроразрыв проводят в два этапа.

На первом этапе искусственно изменяют поле напряжений в призабойной зоне пласта - ПЗП, для чего проводят первичный ГРП с закачкой крепителя трещин (например, кварцевый песок по ГОСТ 22551-77) с последующим тампонированием (например, тампонажным портландцементом по ГОСТ 1581-96).

При проведении первичного ГРП образуется трещина ГРП, плоскость которой будет направлена перпендикулярно направлению минимальных напряжений в породах, слагающих нефтегазовый пласт, т.е. преимущественно с запада на восток соответственно.

В результате проведения первичного ГРП порода, слагающая ПЗП, деформируется и раздвинется в западно-восточном направлении, изменяя тем самым поле напряжений в области развития трещины. Т.е. порода, слагающая нефтегазовый пласт в области развития трещины ГРП, сожмется в западно-восточном направлении, в результате чего величина минимального напряжения в направлении с запада на восток станет больше значения величины минимального напряжения с севера на юг.

Закрепление созданной трещины ГРП кварцевым песком с последующим тампонированием портландцементом приведет к переориентации поля напряжений в области развития трещины ГРП. Направление минимальных напряжений в ПЗП станет перпендикулярным первоначальному, т.е. переориентируется с северо-южного направления на западно-восточное.

На практике это будет означать, что последующий гидравлический разрыв пласта, осуществляемый на данной скважине, будет инициировать образование трещины ГРП в направлении, перпендикулярном первоначальной трещине ГРП, т.е. в направлении с севера на юг.

На втором этапе проводят гидравлический разрыв пласта с закачкой крепителя трещин (например, проппанта следующих фракций 12/18, 16/30, 20/40 меш по ГОСТ Р 51761-2005) с образованием трещины ГРП, параллельной направлению добывающих и нагнетательных рядов.

При снижении дебитов добывающих скважин на 10% от первоначальных значений проводят гидравлический разрыв во всех нагнетательных скважинах, причем сразу же после проведения гидравлического разрыва в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости (см., например: патенты RU №2128770, SU №1309645).

В случае, когда пласты, слагающие коллектор нефтегазоносной залежи, низкопроницаемые (проницаемость менее 10 мД), трещины гидроразрыва создают узкими по ширине и протяженными по длине. В случае, когда пласты, слагающие коллектор нефтегазоносной залежи, высокопроницаемые (проницаемость более 100 мД), трещины гидроразрыва создают широкими по ширине и короткими по длине.

Например, для пластов с проницаемостью менее 10 мД необходимо создавать трещины гидроразрыва с полудлиной свыше 60 м и шириной в продуктивной части до 2-3 мм, а для пластов с проницаемостью более 100 мД необходимо создавать трещины гидроразрыва с полудлиной до 30 м и шириной в продуктивной части от 5 до 10 мм.

Для создания трещин ГРП с полудлиной свыше 60 м и шириной в продуктивной части до 2-3 мм в коллекторах с проницаемостью менее 10 мД гидравлический разрыв проводят по обычной технологии с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме, равном 10-20% от общего объема жидкости разрыва и при постоянном расходе жидкости разрыва (см., например: монография - Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом: - Обзорная информация, М., ВНИИОЭНГ, 1985, - 61 с.).

Для создания трещин ГРП с полудлиной до 30 м и шириной в продуктивной части от 5 до 20 мм в коллекторах с проницаемостью свыше 100 мД гидравлический разрыв проводят с применением технологий концевого экранирования (например, таких как TSO или Frac-Pack - фирменные названия технологий) с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме, равном 7-10% от общего объема жидкости разрыва и со ступенчатым снижением расхода жидкости разрыва (см., например: патенты US №6837309 и US №6938693).

При выполнении первоначального этапа разработки нефтегазовой залежи и при падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений в них осуществляют повторный гидравлический разрыв пласта.

Применение гидравлического разрыва пласта при разработке нефтегазовой залежи влияет на эффективность выработки запасов в целом по участку. В однородном по проницаемости пласте максимальный КИН достигается при проведении ГРП в застойной области пласта.

В результате применения предложенного способа разработки дополнительная добыча нефти по участку составила 25 тыс.тонн.

Применение данного способа разработки нефтегазовых залежей позволяет повысить технико-экономическую эффективность за счет упрощения способа, создать трещины разрыва с нужным азимутальным направлением, а также повысить эффективность способа в различных геолого-технических условиях разработки нефтегазовых залежей.

(57) Изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает разработку нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта, причем на первом этапе разработки нефтегазовой залежи гидравлический разрыв пласта проводят во всех добывающих скважинах. Одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при гидравлическом разрыве пород, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту. При снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят гидравлический разрыв во всех нагнетательных скважинах, при этом сразу же после проведения гидравлического разрыва в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости. С целью задания направления трещин гидравлического разрыва параллельно рядам нагнетательных и добывающих скважин искусственно изменяют поле напряжений в призабойной зоне пласта вокруг скважин, для чего гидравлический разрыв пласта в скважинах осуществляют в два этапа, при которых при первоначальном гидравлическом разрыве в скважину закачивают кварцевый песок и тампонирующий состав, а при повторном - крепитель трещин - проппант. Технический результат заключается в повышении эффективности способа в различных геолого-технических условиях разработки нефтегазовых залежей. 6 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающий искусственное внутриконтурное воздействие на объект разработки путем закачки через нагнетательные скважины воды, и/или газа, и/или иного вытесняющего агента, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, причем проектирование и осуществление гидравлического разрыва пласта проводят комплексно в добывающих и нагнетательных скважинах на основе информации о геомеханических свойствах пород, слагающих нефтегазовую залежь, отличающийся тем, что первоначально гидравлический разрыв пласта проводят во всех добывающих скважинах, причем одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при гидравлическом разрыве пород, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту, причем при снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят гидравлический разрыв во всех нагнетательных скважинах, причем сразу же после проведения гидравлического разрыва в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при совпадении направления рядов добывающих и нагнетательных скважин с направлением минимальных напряжений в пласте, слагающем нефтегазовую залежь, гидравлический разрыв пласта в скважинах осуществляют в два этапа, в которых при первоначальном гидравлическом разрыве в скважину закачивают кварцевый песок и тампонирующий состав, а при повторном - крепитель трещин - проппант, с целью искусственного изменения поля напряжений в призабойной зоне пласта вокруг скважин для задания направления трещин гидравлического разрыва параллельно рядам нагнетательных и добывающих скважин.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что при падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений, в них осуществляют повторный гидравлический разрыв пласта.

4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в нефтегазовых залежах с проницаемостью менее 10 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 10-20% от общего объема жидкости разрыва и с постоянным расходом жидкости разрыва для получения узких и длинных трещин в залежи.

5. Способ по п.3, отличающийся тем, что в нефтегазовых залежах с проницаемостью менее 10 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 10-20% от общего объема жидкости разрыва и с постоянным расходом жидкости разрыва для получения узких и длинных трещин в залежи.

6. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в нефтегазовых залежах с проницаемостью более 100 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 7-10% от общего объема жидкости разрыва и со ступенчатым снижением расхода жидкости разрыва для получения широких и коротких трещин в залежи.

7. Способ по п.3, отличающийся тем, что в нефтегазовых залежах с проницаемостью более 100 мД осуществляют гидравлический разрыв пласта с закачкой буферной жидкости разрыва в объеме 7-10% от общего объема жидкости разрыва и со ступенчатым снижением расхода жидкости разрыва для получения широких и коротких трещин в залежи.