СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВТОРНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА Российский патент 2024 года по МПК E21B43/267 E21B33/138 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу формирования новых трещины или разрывов на участках пласта (пластах), ранее не задействованных или слабо задействованных в процессе разработки, и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта.

Известен способ формирования трещин или разрывов (Патент RU №2637539 от 31.08.2016, бюллетень №34 от 05.12.2017), представляющий собой способ увеличения охвата пласта трещинами гидроразрыва пласта путем изменения направления распространения трещин относительно регионального направления максимальных напряжений, проведением гидроразрыва пласта в две стадии.

Недостатком данного способа является инициализация первой трещины гидроразрыва пласта (ГРП) в объеме расположения предыдущей, снизившей характеристики проводимости вследствие деградации, кольматации проппантной пачки, в том числе в зоне выработанных запасов нефти. В данном случае старый объем трещины заполняется проппантной пачкой и не кольматирует выработавшую свой ресурс часть пласта, интенсифицируя приток воды из выработанной зоны.

Известен способ гидроразрыва пласта, предполагающий предварительную закачку материала в пласт и проведение гидроразрыва пласта (Патент RU №2459947 от 20.10.2011, бюллетень №24 от 27.08.2012). Нацелен на решение задач предотвращения поглощения жидкостей разрыва за счет предварительной закачки обратной нефтяной эмульсии, включающей нефть товарную в количестве 0,35-0,45 об. ч., эмульгатор в количестве 0,05-0,06 об. ч., пластовую девонскую воду плотностью 1170-1180 кг/м³ в количестве 0,5-0,6 об. ч.

Недостатком данного способа является отсутствие возможности создания прочного геомеханического барьера для отклонения трещины ГРП. Нефтяная эмульсия, применяемая в качестве активного агента, используется с целью увеличения степени сдерживания гидравлических нагрузок в условиях высокопроницаемых объектов, отягощенных наличием негативного фактора пониженного пластового давления. В последствии гидроразрыв не переориентируется в зоны неохваченные или частично охваченные разработкой.

Известен способ гидроразрыва пласта (Патент RU №2742382 от 09.06.2017, бюллетень №4 от 05.02.2021-прототип), содержащий закачивание в скважину с трещинами ГРП первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна, до формирования первого фильтрующего слоя; закачивание в скважину с несколькими трещинами ГРП второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна, до формирования второго фильтрующего слоя; при этом первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании в скважину и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1; повышение давления в скважине до уровня выше давления гидроразрыва и проведение гидроразрыва пласта в новом месте.

Недостатком прототипа является необходимость закачки временно-блокирующих кольматирующих материалов, что увеличивает риски вовлечения в работу в процессе эксплуатации скважины после проведения ГРП ранее изолированной трещины ГРП.

В предлагаемом изобретении решается задача повышения зоны охвата воздействия от гидроразрыва пласта (ГРП).

Задача решается тем, что в способе проведения повторного гидроразрыва пласта ГРП, включающем создание геомеханического барьера в интервале старой ранее созданной трещины от предыдущего ГРП, выработавшей свой ресурс, закачкой в указанный интервал кольматирующего состава и его технологическим отстоем,

выполнение ГРП, формируя новую трещину или разрывы на участках пласта, ранее не задействованных или слабо задействованных в процессе разработки, которые могут совпадать с расположением старой трещины ГРП, а также располагаться как выше, так и ниже закольматированного интервала, в результате чего создаваемая трещина ГРП получит развитие в отличающимся от азимута старой трещины ГРП направления, причем,

кольматирующий состав закачивают в объемах от 10 до 1500 м³ в зависимости от показателя приемистости скважин пласта при ступенчатом повышении давления нагнетания до давления, превышающего давление гидроразрыва, производя раскрытие и заполнение кольматирующим составом объема указанной старой трещины ГРП, тампонируя матрицу породы пласта и проппантную набивку указанной старой трещины ГРП,

время технологического отстоя-время, необходимое для закрытия указанной старой трещины ГРП, составляет от 2 до 10 ч,

выполняют ГРП по всему разрезу с массой проппанта от 3 до 10 т на метр перфорированной мощности,

причем в качестве кольматирующего состава используют суспензионный с нарастающей концентрацией основного вещества в диапазоне концентраций от 1 до 3% или полимерный состав с нарастающей концентрацией полимерной основы в диапазоне концентраций от 1 до 5% и с нарастающей концентрацией сшивателя в диапазоне концентраций от 0.1 до 0.5%.

Предлагаемый способ расширяет границы применения метода гидроразрыва пласта, способен обеспечить вовлечение в разработку ранее не дренируемых и слабо дренируемых, в том числе трудноизвлекаемых запасов нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти, расширить критерии применимости технологии без существенного увеличения стоимости гидроразрыва относительно стандартных подходов.

Технический результат заключается в получении рентабельных притоков нефти из вновь созданной, переориентированной в пространстве трещины ГРП в ранее не дренируемые или слабо дренируемые участки пласта.

Новизна данного изобретения заключается в том, что проведением первой стадии с закачкой кольматирующего состава обеспечивается кольматация промытых, выработанных и обводненных интервалов пласта, образование искусственного геомеханического барьера, а за счет стадии ГРП обеспечивается интенсификация притока из ранее не дренируемых или частично дренируемых остаточных запасов нефти и газа, обусловленное, как изменением азимутального направления созданной трещины относительно старой трещины ГРП и/или созданием трещины ГРП в новых участках пласта, выше или ниже расположения старой трещины ГРП.

Сущность изобретения поясняется чертежами. На фиг. 1 представлен типовой геологический разрез с мощностью коллектора более 50 м по скважине X Повховского месторождения и схематически изображена созданная трещина после проведения первого ГРП.

На фиг. 2 представлен редизайн-ГРП с созданной трещиной ГРП по скважине X Повховского месторождения.

На фиг. 3 представлена типовая схема работ с созданием двух трещин ГРП, где на первой стадии вместо проппантной набивки происходит заполнение трещины кольматирующим составом, на второй стадии за счет изменения азимутального направления от искусственного созданного кольматирующим составом геомеханического барьера, формируется новая трещина ГРП, заполненная проппантом.

На фиг. 4 представлена типовая схема работ, где на первой стадии происходит фильтрация в интервал расположения старой трещины ГРП кольматирующего состава без последующего создания новой трещины ГРП в зоне расположения старой трещины. Новая трещина при такой схеме формируется в новом участке (выше или ниже интервала старой трещины).

Изобретение осуществляется следующим образом.

1 этап: создание искусственного геомеханического барьера в интервале выработавшей свой ресурс трещины ГРП кольматирующим составом осуществляется с применением высокопроизводительных насосных агрегатов, используемых флотами ГРП для осуществления операций по гидроразрыву. В пласт закачивают кольматирующий состав при давлении, способствующем созданию гидравлической трещины в интервале расположения трещины, условно выработавшей свой ресурс. В случае, если кольматирующий состав не будет способен образовать трещину ГРП и будет наблюдаться излишний рост давления, возможно использовать линейный гель для создания гидравлической трещины, после чего произвести закачку кольматирующего состава. Значение давления раскрытия трещины ГРП зависит от характеристик и залегания конкретного объекта разработки и определяется на этапе разработки дизайна ГРП. После образования трещины ГРП производят закачку кольматирующего состава в объемах и концентрациях, зависящих от приемистости и давления ее определения на этапе, предшествующем этапу ГРП. В процессе закачки должен происходить дополнительный рост давления, косвенно указывающий на упаковку кольматирующего состава в целевом интервале пласта. Искусственный геомеханический барьер будет способствовать переориентированию новой трещины ГРП в пространстве пласта.

Вид, объем и концентрацию кольматирующего состава определяют на этапе подготовительных работ на основании данных приемистости скважин, давления при котором определялось значение приемистости.

2 этап: выполнение гидроразрыва пласта.

Выполнение работ на первом этапе может происходить в зависимости от условий расположения объекта воздействия для интенсификации методом ГРП:

Если объект воздействия интенсификацией методом ГРП расположен в интервале условно выработавшей свой ресурс трещины ГРП флотом ГРП производят стандартную операцию ГРП, в процессе которой образуется новая трещина ГРП с проппантной набивкой, переориентированная пространстве относительно предыдущей трещины ГРП, поскольку в старой трещине будет создан геомеханический барьер из кольматирующего состава.

Если объект воздействия интенсификацией методом ГРП расположен в интервалах выше или ниже участка расположения старой трещины ГРП с созданным геомеханическим барьером:

После закачки кольматирующего состава и создания искусственного геомеханического барьера, в целевом интервале, выше или ниже производится перфорация, реперфорация.

Флотом ГРП производят стандартную операцию ГРП, в процессе которой образуется новая трещина ГРП с проппантной набивкой. Новая трещина будет создана в новых интервалах пласта, поскольку в интервале трещины, выработавшей свой ресурс, будет создан геомеханический барьер из кольматирующего состава.

Для подтверждения изменения азимутального направления вновь созданной трещины (трещин) ГРП требуется выполнение специальных геофизических исследований скважин, таких как поверхностный микросейсмический мониторинг процесса гидравлического разрыва пласта, а также метод волнового акустического каротажа (ВАК) до и после ГРП по определению анизотропии азимутального распределения напряжений.

Пример 1. Нефтедобывающей скважиной вскрыт продуктивный нефтяной пласт со следующими характеристиками: общая мощность 75 м, эффективная мощность 36 м, интервал перфорации 2795-2870 м, пористость 18%, проницаемость 37,9 мД, нефтенасыщенность 47%, пластовое давление 236 Атм. Первый ГРП выполнен по всему разрезу пласта, в интервале 2795-2870 м с проницаемость 37,9 мД.

Предварительно была замерена приемистость пласта (310 м³/сут., при 70 атм.), определен вид и концентрация кольматирующего состава (глинопорошок 7%).

Согласно предложенному способу производят закачку в выработавшую ресурс трещину кольматирующего состава в объеме 250 м³ с нарастающим диапазоном концентраций, от 1% до 7%, при давлении, превышающем давление гидроразрыва (350 Атм на устье скважины). После технологического отстоя (от 2-х до 10 часов), необходимого для закрытия гидравлической трещины, выполнют ГРП по всему разрезу с массой проппанта от 3 до 10 т на метр перфорированной мощности. В зависимости от наличия или отсутствия рисков, фиксируется приток жидкости по разрезу пласта в интервале 2795 -2870 м с дебитом 100 м³ жидкости, 95% обводненности, 9,3 т нефти при базовых показателях 65 м³ жидкости, 98% обводненности, 6,9 т нефти.

Пример 2. Нефтедобывающей скважиной вскрыт продуктивный нефтяной пласт со следующими характеристиками: общая мощность 14 м, эффективная мощность 11 м, интервал перфорации 2820-2834 м, пористость 19%, проницаемость 21,8 мД, нефтенасыщенность 52%, пластовое давление 221 Атм. Первый ГРП выполнен по всему разрезу пласта, скважина снизила продуктивность, обводнилась с 55% до 96% по причине прорыва воды от нагнетательной скважины.

Ниже целевого объекта имеется неперфорированный участок мощностью 15 м, эффективная мощность 10 м, интервал перфорации 2849-2864 м, пористость 17%, проницаемость 23,4 мД, нефтенасыщенность 53%, пластовое давление 221 Атм.

Предварительно была замерена приемистость пласта (170 м³/сут., при 80 атм.), определен вид и концентрация кольматирующего состава (полимер и сшиватель с концентрациями 5% и 0,5% соответственно).

Согласно предложенному способу производят закачку в выработавшую ресурс трещину кольматирующего полимерного состава в объеме 150 м³ с нарастающим диапазоном концентраций, от 1% до 5% для полимерной основы и от 0,1% до 0,5% для сшивателя, при давлении, превышающем давление гидроразрыва (350 Атм на устье скважины). В процессе технологического отстоя (от 2-х до 10 часов), необходимого для закрытия гидравлической трещины выполняют перфорацию в интервале 2849-2864 м с последующим ГРП по всему разрезу с массой проппанта от 3 до 10 т на метр перфорированной мощности в зависимости от наличия или отсутствия рисков. Фиксируют приток жидкости из пласта, в интервале 2849-2864 м с дебитом 35 м³ жидкости, 70% обводненности, 9,3 т нефти при базовых показателях 16 м³ жидкости, 96% обводненности, 0,6 т нефти.

Применение предлагаемого способа в нефтяной промышленности позволит:

- повысить степень выработки запасов нефти и газа за счет вовлечения в разработку трудноизвлекаемых, слабодренируемых запасов нефти;

- увеличить рентабельный период работы действующих добывающих скважин;

- ввести в эксплуатацию простаивающий фонд скважин, остановленный по причине высокой обводненности добываемой продукции;

- увеличить темпы отбора нефти;

- повысить коэффициент нефтеотдачи без дополнительных капитальных вложений.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение степени выработки запасов нефти и газа, увеличение рентабельного периода работы действующих добывающих скважин, ввод в эксплуатацию простаивающего фонда скважин, остановленного по причине высокой обводненности добываемой продукции, увеличение темпов отбора нефти, повышение коэффициента нефтеотдачи. В способе проведения повторного гидроразрыва пласта ГРП, включающем создание геомеханического барьера в интервале старой ранее созданной трещины от предыдущего ГРП, выработавшей свой ресурс, закачкой в указанный интервал кольматирующего состава и его последующим технологическим отстоем, выполнение ГРП, формируя новую трещину или разрывы на участках пласта, ранее не задействованных или слабо задействованных в процессе разработки, кольматирующий состав закачивают в объемах от 10 до 1500 м³ в зависимости от показателя приемистости скважин пласта при ступенчатом повышении давления нагнетания до давления, превышающего давление гидроразрыва, производя раскрытие и заполнение кольматирующим составом объема указанной старой трещины ГРП, тампонируя матрицу породы пласта и проппантную набивку указанной старой трещины ГРП. Время технологического отстоя - время, необходимое для закрытия указанной старой трещины ГРП, составляет от 2 до 10 ч. Выполняют ГРП по всему разрезу с массой проппанта от 3 до 10 т на метр перфорированной мощности. В качестве кольматирующего состава используют суспензионный состав с нарастающей концентрацией основного вещества в диапазоне концентраций от 1 до 3% или полимерный состав с нарастающей концентрацией полимерной основы в диапазоне концентраций от 1 до 5% и с нарастающей концентрацией сшивателя в диапазоне концентраций от 0,1 до 0,5%. 4 ил., 1 табл., 2 пр.

Способ проведения повторного гидроразрыва пласта ГРП, включающий создание геомеханического барьера в интервале старой ранее созданной трещины от предыдущего ГРП, выработавшей свой ресурс, закачкой в указанный интервал кольматирующего состава и его последующим технологическим отстоем,

выполнение ГРП, формируя новую трещину или разрывы на участках пласта, ранее не задействованных или слабо задействованных в процессе разработки, которые могут совпадать с расположением старой трещины ГРП, а также располагаться как выше, так и ниже закольматированного интервала, в результате чего создаваемая трещина ГРП получит развитие в отличающемся от азимута старой трещины ГРП направлении, отличающийся тем, что

кольматирующий состав закачивают в объемах от 10 до 1500 м³ в зависимости от показателя приемистости скважин пласта при ступенчатом повышении давления нагнетания до давления, превышающего давление гидроразрыва, производя раскрытие и заполнение кольматирующим составом объема указанной старой трещины ГРП, тампонируя матрицу породы пласта и проппантную набивку указанной старой трещины ГРП,

время технологического отстоя - время, необходимое для закрытия указанной старой трещины ГРП, составляет от 2 до 10 ч,

выполняют ГРП по всему разрезу с массой проппанта от 3 до 10 т на метр перфорированной мощности,

причем в качестве кольматирующего состава используют суспензионный состав с нарастающей концентрацией основного вещества в диапазоне концентраций от 1 до 3% или полимерный состав с нарастающей концентрацией полимерной основы в диапазоне концентраций от 1 до 5% и с нарастающей концентрацией сшивателя в диапазоне концентраций от 0,1 до 0,5%.