Способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки Российский патент 2020 года по МПК E21B43/26 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пласта формированием трещин или разрывов.

Известен способ гидравлического разрыва карбонатного пласта (патент RU № 2460875, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.09.2012 в Бюл. № 25), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером и последующей его посадкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб - ГТ ниже нижнего конца НКТ, закачку водоизолирующего цемента по гибкой трубе, проведение гидроразрыва карбонатного пласта с подошвенной водой, причем нижний конец ГТ спускают до уровня водонефтяного контакта - ВНК, герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ, закачкой водоизолирующего цемента по ГТ производят изоляцию подошвенной воды в карбонатном пласте с заливкой скважины от забоя до уровня ВНК, после чего разгерметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и приподнимают колонну ГТ так, чтобы ее нижний конец находился на 1-2 м ниже кровли карбонатного пласта, после чего определяют суммарный объем жидкости разрыва по формуле:

V_г=k⋅h_п;

где V_г - объем жидкости разрыва, м³;

k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м³/м;

h_п - толщина продуктивной части пласта, м,

герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ и производят закачку в ГТ первой порции жидкости разрыва в объеме 60-70% от суммарного объема - V_г под давлением не более 25 МПа и со скоростью не более 2 м³/мин, после чего оставшийся объем жидкости разрыва закачивают в ГТ в 3-5 циклов, чередуя с закачкой расклинивающего агента, в качестве которого применяют 25%-ную соляную ингибированную кислоту, причем объем кислоты определяют в зависимости от толщины продуктивной части карбонатного пласта, исходя из объема 0,2 м³ кислоты на 1 м толщины пласта на каждый цикл закачки, по завершении последнего цикла закачки осуществляют продавку кислоты водным раствором поверхностно-активного вещества в объеме колонны ГТ с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего извлекают колонну ГТ из колонны НКТ и запускают скважину в эксплуатацию.

Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за большого количества операций, задействованного оборудования и применения различных химических веществ, большие затраты химических веществ, так как заполнение идет от забоя до уровня ВНК, необходимость проведения операций в сочетании с геофизическими исследованиями, что в совокупности приводит к большим материальным затратам.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2559992, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/26, опубл. 20.08.2015 в Бюл. № 23), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины и проведение гидроразрыва пласта (ГРП) в добывающих скважинах, причем разработку ведут с контролем объемов отбора пластовой продукции в добывающих скважинах и закачки рабочего агента через нагнетательные скважины с превышением объемов закачки над отборами, предварительно при повышении обводненности добываемой продукции в нагнетательных скважинах проводят изоляцию зон поглощения, гидроразрыв пласта в добывающих скважинах проводят по достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины добывающей скважины с увеличением пластового давления на заданную величину и в условиях повышенного содержания нефти в околоскважинном пространстве, измененного вследствие изоляции зон поглощения, после гидроразрыва наблюдают обводненность добываемой продукции и при ее снижении - восстановлении до заданной величины продолжают разработку на установившихся режимах с прежними отборами пластовой продукции и закачки рабочего агента.

Недостатками данного способа являются большие затраты времени на ввод в работу нагнетательных скважин после изоляции зон поглощения и наиболее проницаемых участков пласта кольматирующим составом вокруг этих нагнетательных скважин и высокая вероятность восстановления проницаемости зон пласта и зон поглощения в результате деструкции кольматирующего состава в пласте без ввода ранее недренируемых участков пласта, что приводит к увеличению обводненности добываемой продукции,

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются снижение затрат на ввод в работу нагнетательных скважин после изоляции зон поглощения и наиболее проницаемых участков кольматирующим составом, исключить вероятность восстановления проницаемости зон пласта и зон поглощения и вовлечение в разработку ранее недренируемых участков пласта за счет постановки непроницаемого экрана из затвердевшего цементного раствора (цементного камня) вокруг нагнетательной скважины после закачки кольматирующего состава и проведение ГРП после отверждения цементного раствора.

Технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки, включающим отбор пластовой продукции через добывающие скважины с контролем объемов отбора пластовой продукции, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с превышением объемов закачки над отборами, проведение при повышении обводненности добываемой продукции в нагнетательных скважинах изоляции зон поглощения и наиболее проницаемых участков пласта кольматирующим составом и осуществление гидроразрыва пласта – ГРП в скважине.

Новым является то, что определение геофизическими исследованиями средней длины трещины при ГРП в пласте, после изоляции кольматирующим составом в нагнетательную скважину закачивают устойчивый во времени материал для образования экрана радиусом не более 1/4 и не менее 1/8 средней длины трещины при ГРП, а ГРП осуществляют в нагнетательной скважине после отверждения цементного раствора.

Способ реализуется следующим образом.

Способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки включает отбор пластовой продукции через добывающие скважины с контролем объемов отбора пластовой продукции, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с превышением объемов закачки над отборами. При повышении обводненности добываемой продукции выше рентабельного уровня в нагнетательных скважинах проводят закачку кольматирующим составом (например, см. патенты RU № 2610473, № 2627799 и т.п.) для изоляции зон поглощения и наиболее проницаемых участков пласта. Гидродинамическими исследованиями при реализации ГРП в этом пласте на других скважинах определяют среднюю длину трещин для данного пласта. Исходя из условий, что радиус экрана должен быть 1/8-1/4 от средней длины трещин (определенно эмпирически), и толщины пласта у нагнетательной скважины определяют необходимый объем для закачки устойчивого во времени материала (например, водный раствор на базе портландцемента тампонажного ПЦТ I-100 ГОСТ 1581-96, водный раствор на базе цемента ГОСТ 30515-2013 с ПАВ или т.п.). Закачивают необходимый объем устойчивый во времени материал в нагнетательную скважину, закачку прекращают и для образования экрана останавливают до отверждения этого материала, например, время ожидания затвердения/схватывания цемента (ОЗЦ), обычно не менее 24 часов. После чего производят ГРП через нагнетательную скважину. Так как зоны поглощения и наиболее проницаемые участки пласта заполнены несжимаемым жидким или отвержденным кольматирующим составом и защищены экраном, то в этих направлениях трещины практически не развиваются, а в основном вскрываются после разрушения цементного камня ранее недренируемые участки пласта с продукцией пласта, содержащей связанный попутный газ, обеспечивая гидравлическую связь этих участков с нагнетательной скважиной.

После запуска в работу нагнетательной скважины она сразу вступает в работу, так как у нее есть гидродинамическая связь с пластом, при этом охватываются ранее недренируемые участки пласта, за счет вытеснения продукции из них рабочим агентом, поступающим из нагнетательной скважины.

Как показала практика наличие экрана радиусом не более 1/4 и не менее 1/8 средней длины трещины при ГРП позволяет защитить от вымывания и деструкции кольматирующий состав, закаченный в зоны поглощения и наиболее проницаемые участки пласта. При этом такой экран не препятствует развитию трещин при ГРП в другие ранее недренируемые участки пласта.

Кольматирующие составы и устойчивые во времени материалы (цементные растворы) могут выбираться из состояния и свойств пласта в зоне нагнетательной скважины. На состав устойчивого во времени материала (цементного раствора) и кольматирующих составов, а также на способы их закачки в пласт авторы не претендуют.

На способы геофизических исследований и методики определения средней длины (исходящие и статистической обработки данных ранее проведенных ГРП) авторы также не претендуют.

Пример конкретного выполнения.

На Ново-Елховском месторождении в бобриковском горизонте с глубиной залегания 882,3 м, толщиной пласта 3,6 м в районе нагнетательной скважины, проницаемостью – 274,8 мД. Для закачки кольматирующего состава насытили скважину 12,0 м³ сточной воды (плотностью 1,1 г/см³) и определили приемистость на 3,0 м³ сточной воды (плотностью 1,1 г/см³):

1 скорость: 192 м³/сут при Р=16 атм;

2 скорость: 240 м³/сут при Р=20 атм;

3 скорость: 288 м³/сут при Р=24 атм.

Закачали в скважину кольматирующий состав в виде водного раствора волокнисто-дисперсной системы (ВДС) в объёме 1040,0 м³ с концентрацией реагента РБМ-10 (0,1-0,6%)-0,6 т, древесной муки (0,45 %)-4.35 т при давлении закачки от 2,4 до 9 МПа.

Продавили 13,5 м³ сточной водой (плотностью 1,1 г/см³).

Предварительно геофизическими исследованиями определили среднюю длину трещины при ГРП, равную 40 м. Для получения экрана радиусом ≈8 м (≈1/5 от средней длины трещины при ГРП) необходимо закачать устойчивый во времени материал (цементный раствор) в объеме 3,67 м³. Чтобы не превысить максимальное давление закачки (9 МПа) произвели закачку устойчивого во времени материала (цементного раствора) в два цикла. На первом цикле затворили и закачали цементный раствор в объеме 2,43 м³, довели до пласта технологической жидкостью в объеме 0,48 м³. Продавили цементный раствор в пласт технологической жидкостью плотностью 1,17 г/см³ при максимальном давлении закачки 7,5 МПа. При втором цикле затворили и закачали цементный раствор в объеме 1,24 м³, довели до пласта тех. жидкостью в объеме 1,66 м³. Продавили цементный водный раствор в пласт тех. жидкостью плотностью 1,17 г/см³ при максимальном давлении закачки 8,0 МПа. Израсходовали 4,5 т. сухого цемента (ПЦТ I-100 ГОСТ 1581-96). Вымыли излишки цементного раствора технологической жидкостью плотностью 1,17 г/см³. ОЗЦ составило 48 час.

ГРП осуществляли согласно РД 153-39.0-588-15 «Инструкция по проведению гидравлического разрыва пласта в ПАО “Татнефть”». ГРП проводили при начальном давлении 14,3 МПа, и при конечном давлении – 14,0 МПа. Использовали при проведении ГРП жидкости на водной основе в суммарном объеме 63 м³. (Гелеобразователь FWG– 225 кг; Деэмульгатор E - 1 – 130 л; Стабилизатор - FCS - 65 л; Активатор деструкции BRP - A1 – 33 л; Сшиватель HT - 7 – 120л; Деструктор BRP-1 – 2 кг; Бактерицид АМА-35 DP – 1 кг; Стабилизатор солей G-30 – 19 кг; Вода горячая – 16 м³; Облагороженная технологическая жидкость – 56 м³). Фактически закачано проппант – 9 т: фракции 30/60 – 2 т и фракции 16/20 – 7 т (производство: ООО «Трёхгорный керамический завод», г. Трехгорный, Челябинская обл.)

В результате получены следующие показатели: приемистость нагнетательной скважины после проведения ГРП составило 16 м³/сут при устьевом давлении 6,4 МПа. Снижение обводненности на участке добывающих скважин примерно на 5 % и увеличение суммарного дебита жидкости добывающим скважинам разрабатываемого участка примерно на 14 %, что может свидетельствовать об изменении азимутального направления трещины ГРП и увеличении охвата пласта воздействием закачиваемых вод. При этом затраты снизились примерно на 70 % на ввод в работу нагнетательных скважин по сравнению с аналогичными участками Ново-Елховского месторождения в бобриковском горизонте при ГРП.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки позволяет снизить затраты на ввод в работу нагнетательных скважин после изоляции зон поглощения и наиболее проницаемых участков кольматирующим составом, исключить вероятность восстановления проницаемости зон пласта и зон поглощения и вовлечение в разработку ранее недренируемых участков пласта за счет постановки непроницаемого экрана из затвердевшего цементного раствора (цементного камня) вокруг нагнетательной скважины после закачки кольматирующего состава и проведение ГРП после отверждения цементного раствора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пласта формированием трещин или разрывов. Способ включает отбор пластовой продукции через добывающие скважины с контролем объемов отбора пластовой продукции, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с превышением объемов закачки над отборами, проведение при повышении обводненности добываемой продукции в нагнетательных скважинах изоляции зон поглощения и наиболее проницаемых участков пласта кольматирующим составом и осуществление ГРП в скважине. Определение геофизическими исследованиями средней длины трещины при ГРП в пласте. После изоляции кольматирующим составом в нагнетательную скважину закачивают устойчивый во времени материал для образования экрана радиусом не более 1/4 и не менее 1/8 средней длины трещины при ГРП. ГРП осуществляют в нагнетательной скважине после отверждения цементного раствора. Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки позволяет снизить затраты на ввод в работу нагнетательных скважин после изоляции зон поглощения и наиболее проницаемых участков кольматирующим составом, исключить вероятность восстановления проницаемости зон пласта и зон поглощения и вовлечение в разработку ранее недренируемых участков пласта за счет постановки непроницаемого экрана из затвердевшего цементного раствора (цементного камня) вокруг нагнетательной скважины после закачки кольматирующего состава и проведение ГРП после отверждения цементного раствора.

Способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки, включающий отбор пластовой продукции через добывающие скважины с контролем объемов отбора пластовой продукции, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с превышением объемов закачки над отборами, проведение при повышении обводненности добываемой продукции в нагнетательных скважинах изоляции зон поглощения и наиболее проницаемых участков пласта кольматирующим составом и осуществление гидроразрыва пласта – ГРП в скважине, отличающийся тем, что определяют геофизическими исследованиями среднюю длину трещины при ГРП в пласте, после изоляции кольматирующим составом в нагнетательную скважину закачивают устойчивый во времени материал для образования экрана радиусом не более 1/4 и не менее 1/8 средней длины трещины при ГРП, а ГРП осуществляют в нагнетательной скважине после отверждения цементного раствора.