СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА В ТРЕЩИНОВАТЫХ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТАХ Российский патент 2023 года по МПК E21B43/26 

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при планировании гидравлического разрыва в карбонатных пластах, характеризующихся естественной трещиноватостью.

Способ разработки нефтегазовых залежей с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП) получил, как известно, широкое распространение как в мировой, так и в отечественной практике нефтедобычи (Справочная книга по добыче нефти / Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974, с. 451-461).

Недостатком известного способа является низкая технико-экономическая эффективность, обусловленная выборочным проведением ГРП в отдельных скважинах системы разработки. Как показывает промысловая практика (Занкиев М. Я. Классификация и диагностирование эффективности технологии гидравлического разрыва пластов в условиях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз". Автореферат дисс. на соиск. уч. степ. к.т.н. Тюмень: 1998, с.16.), дебиты скважин после ГРП непрерывно понижаются по экспоненте и через период времени от нескольких месяцев до нескольких лет возвращаются к исходному состоянию. Часто затраты на проведение ГРП не окупаются дополнительно добытой нефтью. ГРП в известном способе применяется, в основном, для увеличения производительности скважин. Прироста коэффициента нефтеизвлечения практически не наблюдается.

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.

Известен способ ГРП в скважине (патент RU №2473798, МПК E21B 43/26, опубл. 27.01.2013 г., бюл. №3), включающий перфорацию стенок обсадной колонны скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления ГРП и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом. Перед проведением ГРП колонну труб заполняют технологической жидкостью и расчетным путем определяют общий объем гелированной жидкости разрыва V_r, который разделяют на две части, из которого 2/3 V_r - объем сшитого геля, а 1/3 V_r - линейный гель. Процесс ГРП начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сПа до образования трещины разрыва в пласте. После создания трещины разрыва в пласте оставшийся от 2/3 V_r объем сшитого геля закачивают равными порциями в 3-5 циклов с добавлением проппанта фракции 12-18 меш с расходом 1,5-2 м³/мин. Причем проппант вводят в сшитый гель ступенчато с увеличением концентраций от 200 до 1000 кг/м. Далее, не останавливая процесс ГРП, в скважину по колонне труб, увеличив расход до 2,5-3 м³/мин, закачивают равными порциями в 3-5 циклов жидкость разрыва - линейный гель динамической вязкостью 30-50 сПа с добавлением проппанта фракции 20-40 меш со ступенчатым увеличением концентрации от 200 кг/м³ до 1000 кг/м³. После закачки в колонну труб скважины последней порции линейного геля с проппантом производят их продавку в пласт технологической жидкостью. При этом в процессе продавки снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м³/мин в течение 1-3 мин и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м³/мин до полной продавки линейного геля с проппантом в пласт. После чего производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%. Распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность технологии реализации способа, связанная с увеличением концентрации проппанта при креплении трещины, со снижением расхода технологической жидкости до 0,5-1 м³/мин в течение 1-3 мин и последующим возобновлением закачки с расходом 2,5-3 м³/мин до полной продавки проппанта в пласт;

- во-вторых, низкая эффективность проведения ГРП, обусловленная тем, что сначала образуют трещину разрыва, а затем производят ее циклическое крепление проппантом, при этом конечные участки трещин к моменту их заполнения проппантом успевают сомкнуться, вследствие чего происходит неравномерное распределение проппанта в трещине пласта, что снижает пропускную способность трещин разрыва и ограничивает приток пластового флюида в ствол скважины;

- в-третьих, низкий охват пласта трещинами ГРП, так как трещина раскрыта и закреплена проппантом только в одном направлении, т.е. в направлении напряжения.

- в-четвертых, низкая проводимость трещины разрыва, так как отработанные гелированные жидкости разрыва фильтруются в пласт, забивая его поры.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину жидкости под высоким давлением, чем обеспечивают открытке в пласте, в частности продуктивном пласте, существующих трещин или создание новых трещин, которые в значительной степени улучшают гидродинамическую связь между пластом и скважиной. При этом в жидкость разрыва вводят крепитель трещин - расклинивающий агент (например, кварцевый песок или скорлупу грецких орехов, или стеклянные шарики), которые проникают в трещины, остаются в них при пуске скважины в эксплуатацию и сохраняют трещины в раскрытом состоянии (кн. Усачев П.М., Гидравлический разрыв пласта. М.. Недра. 1986. стр.164). Данный способ принят за прототип.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, большая трудоемкость и дороговизна осуществления способа, связанная с тем, что для проведения гидроразрыва пласта требуется большое количество насосных агрегатов пескосмесительных машин, автоцистерн, причем насосные агрегаты предназначены для нагнетания жидких сред под давлением до 70 МПа, а пескосмесительные машины предназначены для транспортирования крепителя трещин - расклинивающего агента, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок. Автоцистерны используют для транспортирования жидкостей и подачи их в пескосмесительные и насосные установки, при этом для обвязки устья необходимо применение специальной высокопрочной арматуры, рассчитанной на высокое давление до 70 МПа. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления при гидравлическом разрыве пластов по описанному выше способу обязательно применение высокопрочных пакеров с якорными устройствами;

- во-вторых, при достижении высоких давлений происходит разрыв не только продуктивного пласта, но и вышележащих и/или нижележащих экранирующих пластов-перемычек. Это приводит к интенсивному обводнению добываемой продукции и в целом к снижению эффективности работ, в частности работ по интенсификации добычи нефти. К тому же полномасштабный гидравлический разрыв пласта приводит к образованию и масштабной трещины, как правило единичной, с дальним простиранием далеко за границы зоны кольматации. Интенсифицируемый пласт не дренирует продукцию в этом случае всей толщиной пласта, но приводит к катастрофическим поглощениям рабочего агента как на стадии собственно гидравлического разрыва пласта, так и на последующих стадиях воздействия на пласт.

Техническим результатом, достигаемым предлагаемым изобретением, является повышение эффективности проведения гидравлического разрыва пласта в карбонатных породах, путем осуществления закачки жидкости разрыва на низкой скорости для вовлечения дополнительного количества естественных трещин, расположенных в зоне дренирования скважины, а также на удалении от нее и, как следствие, получение большего технологического эффекта (дополнительной добычи нефти).

Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в известном способе проведения гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах, характеризующемся естественной трещиноватостью, включающем перед осуществлением гидравлического разрыва пласта на скважине проведение гидродинамических исследований методом неустановившихся отбором с последующим снятием кривой восстановления давления или уровня (КВД/КВУ), по которым производят оценку наличия естественной трещиноватости; при подтверждении наличия естественной трещиноватости в пласте перед проведением гидравлического разрыва пласта на первом этапе осуществляют закачку жидкости разрыва при скорости 1,0 – 3,5 м³/мин для вовлечения дополнительного количества естественных трещин, расположенных в зоне дренирования скважины; на втором этапе жидкость разрыва закачивают со скоростью 2,0 – 3,5 м³/мин, уже в образованные на первом этапе трещины, с целью создания нескольких основных трещин; на заключительном этапе осуществляется закачка жидкости разрыва со скоростью 3,0 – 3,5 м³/мин для создания гидродинамической связи между трещинами, образовавшимися на первом и втором этапах, с пустотами, расположенными в удаленной части пласта.

Гидродинамические исследования скважин методом восстановления давления (уровня) позволяют получать большой объем информации о наличие системы естественных трещин в зоне дренирования исследуемой скважины. Применение при обработке кривой восстановления давления (уровня) программного продукта KAPPA Workstation (модуль Saphir), либо программ – аналогов, в которых реализованы подобные алгоритмы, позволит:

• диагностировать наличие в зоне дренирования пласта системы естественных трещин;

• диагностировать наличие в зоне дренирования пласта трещин, образованных в процессе проведения ГРП;

• качественно и количественно оценивать параметры естественной трещиноватости коллектора и трещин разрыва пород.

Опытным путем установлено, что проведение операции гидравлического разрыва пласта в три этапа при заявляемых на каждом этапе значениях скорости закачки жидкости обеспечивает наиболее эффективное проведение ГРП с достижением наибольшей технологической эффективности.

При превышении скорости закачки 3,5 м³/мин происходит образование трещины ГРП, что препятствует созданию протяженной сети трещин и, как следствие, не полному вовлечению объема пласта в процесс выработки запасов; а также быстрой деформации (схлопыванию) трещины ГРП и не достижению технологической эффективности мероприятия.

При скорости закачки жидкости на первом этапе менее 1,0 м³/мин не удается закачать жидкость разрыва в пласт и создать сеть трещин в зоне дренирования скважины.

При скорости закачки жидкости на втором этапе менее 2,0 м³/мин невозможно добиться ожидаемого технологического эффекта, так как на первом этапе не была создана система трещин в зоне дренирования скважины и соответственно не образуются основные трещины ГРП.

При скорости закачки жидкости на заключительном этапе менее 3,0 м³/мин невозможно добиться ожидаемого технологического эффекта, так как на первом и втором этапах не были созданы основные трещины, которые на третьем этапе создали бы гидродинамическую связь между трещинами, образовавшимися на первом и втором этапах, с пустотами, расположенными в удаленной части пласта.

При наличии естественной трещиноватости в пласте перед проведением гидравлического разрыва пласта осуществляют закачку жидкости разрыва со скоростью 4,5–6 м³/мин для создания трещины ГРП. При меньшей скорости закачки в карбонатном пласте, характеризующийся отсутствием естественной трещиноватости, невозможно создать трещину ГРП.

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1-10.

На фиг.1 – Вид графика кривой восстановления давления до проведения гидравлического разрыва пласта в билогарифмических координатах, характеризующий наличие естественной трещиноватости.

На фиг.2 – Вид графика кривой восстановления давления до проведения гидравлического разрыва пласта, обработанный графоаналитическим методом Уоррена-Рута, подтверждающий наличие естественной трещиноватости.

На фиг.3 – Вид графика кривой восстановления давления после проведения гидравлического разрыва пласта в билогарифмических координатах, характеризующий наличие сети трещин.

На фиг.4 – Вид сложной сети трещин ГРП, образованной в карбонатных коллекторах с естественной трещиноватостью.

На фиг.5 – Результаты микросейсмического мониторинга.

На фиг.6 – Вид графика кривой восстановления давления до проведения гидравлического разрыва пласта в билогарифмических координатах, характеризующий отсутствие естественной трещиноватости.

На фиг.7 – Вид графика кривой восстановления давления до проведения гидравлического разрыва пласта, обработанный графоаналитическим методом Уоррена-Рута, подтверждающий отсутствие естественной трещиноватости.

На фиг.8 – Вид графика кривой восстановления давления после проведения гидравлического разрыва пласта в билогарифмических координатах, характеризующий образование трещины ГРП, при котором фильтрационный поток в пласте считается билинейным.

На фиг.9 – Вид трещины ГРП, при котором фильтрационный поток в пласте считается билинейным.

На фиг.10 – Результаты микросейсмического мониторинга.

Пример реализации данного способа.

Реализация способа рассмотрена на примере одной скважины, которая эксплуатирует карбонатную залежь. На скважине перед проведением гидравлического разрыва пласта проведены гидродинамические исследования методом восстановления давления, которые обработаны в программе KAPPA Workstation (модуль Saphir). На фиг.1 представлен вид графика кривой восстановления давления до проведения гидравлического разрыва пласта в билогарифмических координатах, характеризующий наличие естественной трещиноватости. На фиг.2 вид графика кривой восстановления давления до проведения гидравлического разрыва пласта, обработанный графоаналитическим методом Уоррена-Рута, подтверждающий наличие естественной трещиноватости. Факт наличия естественной трещиноватости свидетельствует о необходимости проведения операции гидравлического разрыва пласта в три этапа с целью получения максимального технологического эффекта. На первом этапе осуществлена закачка жидкости разрыва на низкой скорости (1,0 – 3,5 м³/мин) для вовлечения дополнительного количества естественных трещин, расположенных в зоне дренирования скважины; на втором этапе жидкость разрыва закачивают со скоростью (2,0 – 3,5 м³/мин) уже в образованные на первом этапе трещины с целью создания нескольких основных трещин; на заключительном этапе осуществляется закачка жидкости разрыва со скоростью 3,0 – 3,5 м³/мин для создания гидродинамической связи между трещинами, образовавшимися на первом и втором этапах, с пустотами, расположенными в удаленной части пласта. На Фиг.3 представлен вид графика кривой восстановления давления после проведения гидравлического разрыва пласта в билогарифмических координатах, характеризующий наличие сети естественной трещиноватости. Вид сложной сети трещин ГРП, образованной в карбонатных коллекторах с естественной трещиноватостью, представлен на Фиг. 4. процедура ГРП на скважине сопровождалась микросейсмическим мониторингом. По результатам микросейсмического мониторинга отмечается, что была сформирована система трещин субмеридиальной ориентации (азимуты от 0° до 45°) в радиусе 200-250 м (фиг.5). Проведение мероприятия в соответствии с предложенным способом позволила увеличить дополнительную добычу нефти в среднем на 15-20% и продолжительность эффекта от мероприятия на 30-35% по сравнению с ранее проведенными мероприятиями в схожих геолого-физических условиях.

На скважине перед проведением гидравлического разрыва пласта проведены гидродинамические исследования методом восстановления давления, которые обработаны в программе KAPPA Workstation (модуль Saphir). На фиг.6 представлен вид графика кривой восстановления давления до проведения гидравлического разрыва пласта в билогарифмических координатах, характеризующий отсутствие естественной трещиноватости. На фиг.7 вид графика кривой восстановления давления до проведения гидравлического разрыва пласта, обработанный графоаналитическим методом Уоррена-Рута, подтверждающий отсутствие естественной трещиноватости. Факт отсутствия естественной трещиноватости свидетельствует о необходимости проведения операции гидравлического разрыва пласта одноэтапно при скорости (4,5–6 м³/мин) для создания трещины ГРП. На фиг.8 представлен вид графика кривой восстановления давления после проведения гидравлического разрыва пласта в билогарифмических координатах, свидетельствующий, что в пласте образовалась трещина ГРП, при котором фильтрационный поток в пласте считается билинейным. Вид трещины ГРП, при котором фильтрационный поток в пласте считается билинейным, представлен на фиг.9. Процедура ГРП на скважине сопровождалась микросейсмическим мониторингом. По результатам микросейсмического мониторинга отмечается, что была сформирована одна основная трещина по всей длине протяженностью 300 м (фиг.10).

Применение заявляемого способа позволяет повысить технологическую эффективность проведения гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах.

Условия реализации: На скважине перед проведением гидравлического разрыва пласта должны быть проведены гидродинамические исследования методом восстановления давления (КВД) или уровня (КВУ).

Средства реализации: Для вычисления наличия системы естественных трещин необходимо использование программы KAPPA Workstation (модуль Saphir). В случае его отсутствия возможно использование графоаналитического метода Уоррена-Рута, который также позволяет визуально оценить наличие трещиноватости, а также количественно представить размеры раскрытия естественных трещин.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при планировании гидравлического разрыва в карбонатных пластах, характеризующихся естественной трещиноватостью. Способ проведения гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах, характеризующихся естественной трещиноватостью, включает проведение комплекса гидродинамических исследований, при этом перед проведением гидравлического разрыва пласта на скважине проводят гидродинамические исследования методом неустановившихся отборов с последующим снятием кривой восстановления давления или уровня, по которым производят оценку наличия естественной трещиноватости. При подтверждении наличия естественной трещиноватости в пласте перед проведением гидравлического разрыва пласта на первом этапе осуществляют закачку жидкости разрыва при скорости 1,0 – 3,5 м³/мин для вовлечения дополнительного количества естественных трещин, расположенных в зоне дренирования скважины. На втором этапе жидкость разрыва закачивают со скоростью 2,0 – 3,5 м³/мин, уже в образованные на первом этапе трещины, для создания нескольких основных трещин; на заключительном этапе осуществляют закачку жидкости разрыва со скоростью 3,0 – 3,5 м³/мин для создания гидродинамической связи между трещинами, образовавшимися на первом и втором этапах, с пустотами, расположенными в удаленной части пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения гидравлического разрыва пласта в карбонатных породах, обладающих естественной трещиноватостью, и получении большего технологического эффекта - дополнительной добычи нефти. 10 ил.

Способ проведения гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах, характеризующихся естественной трещиноватостью, включающий проведение комплекса гидродинамических исследований, отличающийся тем, что перед проведением гидравлического разрыва пласта на скважине проводят гидродинамические исследования методом неустановившихся отборов с последующим снятием кривой восстановления давления или уровня, по которым производят оценку наличия естественной трещиноватости; при подтверждении наличия естественной трещиноватости в пласте перед проведением гидравлического разрыва пласта на первом этапе осуществляют закачку жидкости разрыва при скорости 1,0 – 3,5 м³/мин для вовлечения дополнительного количества естественных трещин, расположенных в зоне дренирования скважины; на втором этапе жидкость разрыва закачивают со скоростью 2,0 – 3,5 м³/мин, уже в образованные на первом этапе трещины, для создания нескольких основных трещин; на заключительном этапе осуществляют закачку жидкости разрыва со скоростью 3,0 – 3,5 м³/мин для создания гидродинамической связи между трещинами, образовавшимися на первом и втором этапах, с пустотами, расположенными в удаленной части пласта.