СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2016 года по МПК E21B43/16 E21B43/267 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП), включающий проведение на первом этапе разработки ГРП 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 ГРП, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту. При снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят ГРП во всех нагнетательных скважинах, при этом сразу же после проведения ГРП в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости. При падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений в них осуществляют повторный ГРП (патент РФ №2496001, опублик 20.10.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины и проводят первичные и повторные ГРП в скважинах. При повторных ГРП выполняют перфорацию пластов плотностью не менее 10 отверстий на погонный м интервала ГРП. Массу проппанта закачивают не менее чем на 10% больше массы проппанта при первичном ГРП. Конечную концентрацию проппанта увеличивают в сравнении с первичным ГРП не менее чем на 10%. Объем загрузки полимерного гелеобразователя в сравнении с первичным ГРП уменьшают не менее чем на 10% (патент РФ №2540713, опубл. 10.02.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является малая эффективность ГРП в низкопроницаемой нефтяной залежи, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности ГРП и, как следствие, увеличения нефтеотдачи низкопроницаемой нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки низкопроницаемой нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение гидроразрыва пласта в скважинах, согласно изобретению в низкопроницаемых коллекторах, имеющих проницаемость менее 1 мД, обеспечивают преимущественное развитие трещины гидроразрыва в длину, для чего проводят основной процесс гидроразрыва с применением мелкой фракции проппанта размерностью 30/60 меш и менее, с применением буферов жидкости между стадиями проппанта не более 10 т из расчета от 1,5 до 5 м³ на 1 т проппанта, с применением конечной концентрации проппанта не более 250 кг/м³, используют жидкость разрыва, лишенную гелеобразователя и содержащую поверхностно-активное вещество, а при прокачке поддерживают расход жидкости 5,0 м³/мин и более.

Сущность изобретения

Разработка нефтяной залежи со сверхнизкой проницаемостью коллектора представляет серьезные трудности. Даже такой мощный инструмент повышения продуктивности скважин, как ГРП на таких залежах оказывается малоэффективным. В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности ГРП и, как следствие, увеличения нефтеотдачи низкопроницаемой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке низкопроницаемой нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проводят ГРП в скважинах. В низкопроницаемых коллекторах, имеющих проницаемость менее 1 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением мелкой фракции размерностью 30/60 меш и менее, с применением буферов жидкости между стадиями проппанта не более 10 т из расчета от 1,5 до 5 м³ на 1 тонну проппанта, с применением конечной концентрации проппанта не более 250 кг/м³, используют жидкость разрыва, лишенную гелеобразователя, а при прокачке поддерживают расход жидкости 5,0 м³/мин и более.

Обычно гидроразрыв выполняют с применением проппанта средних и крупных фракций: наиболее часто используемые 16/20 меш и 12/18 меш. В итоге получается созданная трещина с невысокой длиной, как правило, не более 100 м (одно крыло), с высокой проводимостью в околоскважинной части. Однако в низкопроницаемых коллекторах не требуется высокая концентрация проппантной пачки, а главным условием повышения продуктивности является преобладающее развитие трещины в длину (от 100 м и более). В итоге, применение режимов и расчетов при проектировании гидроразрыва для стандартных коллекторов не позволит качественно повысить продуктивность скважин с низкопроницаемыми коллекторами.

Для более эффективного проведения гидроразрыва пластов с проницаемостью не более 1 мД предлагается применять проппант только мелкой фракции - 30/60 меш и менее. Для предупреждения экранирования проппанта применяют буфер жидкости между стадиями проппанта не более 10 т из расчета от 1,5 до 5 м³ на 1 тонну проппанта. Конечная концентрация проппанта составляет не более 250 кг/м³, для снижения осадкообразования и повышения проводимости трещины используют жидкость разрыва, лишенную гелеобразователя, для снижения трения добавляют в жидкость разрыва поверхностно-активное вещество (ПАВ), для исключения выпадения проппанта в осадок при прокачке поддерживают расход жидкости 5,0 м³/мин и более.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи. Технический результат - увеличение эффективности гидроразрыва пласта и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи. По способу закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Отбирают нефть через добывающие скважины и проводят гидроразрыв пласта в скважинах. В низкопроницаемых коллекторах, имеющих проницаемость менее 1 мД, обеспечивают преимущественное развитие трещины гидроразрыва в длину. Для этого проводят основной процесс гидроразрыва с применением мелкой фракции проппанта размерностью 30/60 меш и менее. При этом применяют буферы жидкости между стадиями проппанта не более 10 т из расчета от 1,5 до 5 м³ на 1 т проппанта. Конечную концентрацию проппанта обеспечивают не более 250 кг/м³. Используют жидкость разрыва, лишенную гелеобразователя и содержащую поверхностно-активное вещество. При прокачке жидкости разрыва поддерживают ее расход 5,0 м³/мин и более. 1 пр.

Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение гидроразрыва пласта в скважинах, отличающийся тем, что в низкопроницаемых коллекторах, имеющих проницаемость менее 1 мД, обеспечивают преимущественное развитие трещины гидроразрыва в длину, для чего проводят основной процесс гидроразрыва с применением мелкой фракции проппанта размерностью 30/60 меш и менее, с применением буферов жидкости между стадиями проппанта не более 10 т из расчета от 1,5 до 5 м³ на 1 т проппанта, с применением конечной концентрации проппанта не более 250 кг/м³, используют жидкость разрыва, лишенную гелеобразователя и содержащую поверхностно-активное вещество, а при прокачке поддерживают расход жидкости 5,0 м³/мин и более.