Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

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

Известен способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, включающий кислотный гидравлический разрыв пласта (ГРП) путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачки в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва. После кислотного ГРП производят повторный ГРП в два этапа. На первом этапе образовавшуюся вследствие кислотного ГРП трещину закрепляют закачкой жидкости гидроразрыва с проппантом в расчетном количестве, достаточном для изменений горизонтальных напряжений в карбонатном пласте и обеспечения перпендикулярного направления второй трещины, образующейся при проведении второго этапа кислотного ГРП относительно первой трещины. После проведения первого этапа повторного ГРП проводят отработку скважины на излив через штуцеры в возрастающей последовательности их диаметров. На первом этапе ГРП в качестве жидкости гидроразрыва используют гель, а на втором - кислотный состав (патент РФ №2462590, опублик. 27.09.2012).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта, 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 - прототип).

Общим недостатком известных способов является малая эффективность повторного (вторичного) ГРП.

В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности повторного ГРП.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение первичных и повторных ГРП в скважинах, согласно изобретению, при повторных ГРП выполняют перфорацию пластов плотностью не менее 10 отверстий на погонный м интервала гидроразрыва, 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%, а объем загрузки гелеобразователя в сравнении с первичным ГРП уменьшают не менее чем на 10%.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи дебит и приемистость скважин неизбежно снижаются. Одним из наиболее эффективных способов увеличения продуктивности скважин является ГРП. Однако и после ГРП снижение продуктивности скважин продолжается. При снижении продуктивности проводят повторный ГРП в тех же скважинах и в тех же интервалах продуктивных пластов. Однако эффективность повторного ГРП оказывается невысокой. В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности повторного ГРП. Задача решается следующим образом.

При повторных ГРП выполняют повторную перфорацию пластов плотностью не менее 10 отверстий на погонный м интервала гидроразрыва, 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%, уменьшают объем загрузки гелеобразователя в сравнении с первичным ГРП не менее чем на 10%.

Как правило, чем больше загрузка гелеобразователя, тем больше осадок, снижение загрузки гелеобразователя, начиная с загрузки в 4 кг/м³ на каждые 0,1 кг, дает уменьшение осадкообразования в среднем на 0,5%.

Концентрированные жидкости имеют свои преимущества, например: жидкость с концентрацией 4 кг/м³ гидратирует быстрее, чем жидкость с концентрацией 3.6 кг/м³,но присутствует побочный эффект: при разложении полимера остается неразлагающийся остаток в зависимости от концентрации гелеобразователя (соотношение 100 г гелеобразователя добавляет в среднем 0,5% неразложившегося остатка). Осадок действует на пласт как закупоривающий материал или как тампонажный материал в поровом пространстве пласта.

Если принять за базу загрузку гелеобразователя в 4 кг/м³ с осадкообразованием в среднем для жидкости разрыва 10-20%, то в случае уменьшения загрузки полимеров до 3,6 кг осадкообразование уменьшится в среднем на 2%.

Все эти режимы в совокупности изменяют и увеличивают геометрию закрепленной трещины - происходит открытие новых зон, отклонение и частичная переориентация трещины, изменяется область дренирования запасов. Также большое влияние на повторный ГРП оказывает качество жидкости разрыва. Необходимо применять более современную жидкость разрыва - с меньшей концентрацией гелеобразователя для уменьшения осадкообразования.

Пример конкретного выполнения

Пример 1 (по прототипу). Разрабатывают нефтяную залежь с продуктивными пластами Д1а и Д1б3 в интервалах 1642-1644 м, 1654-1656 м.

Отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины и закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины.

Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины. Скважина введена в эксплуатацию с начальным дебитом на уровне 4 м³/сут и обводненностью продукции 18%. Литология объектов: верхний пласт Д1а - заглинизированный песчаник (абсолютная проницаемость 338,5 мД, пористость 16,7%, глинистость 2,0%); нижний пласт Д163 - заглинизированный песчаник (абсолютная проницаемость 731,1 мД, пористость 22%, глинистость 3,5%).

Конструкция скважины и спущенного оборудования эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.

Первичный ГРП

Спускают колонну насосно-компрессорных труб, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1661,7 м.

Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1633 м и производят посадку пакера.

Дебит жидкости до ГРП составляет 4 м³/сут, дебит нефти 3 тн/сут. ГРП проведен с закачкой 8000 кг проппанта (фракцией 16/30 меш - 6000 кг, фракцией 12/18 - 2000 кг), использовано жидкости разрыва 73 м³, загрузка гелеобразователя составила 4,2 кг/м³, конечная концентрация 370 кг/м³.

По результатам обработки результатов записи устьевых давлений выполненного ГРП получены следующие данные: длина трещины закрепленная (одно крыло) - 23,6 м; высота трещины созданная - 14,08 м, закрепленная - 1,78 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 0,88 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации 7,04 мм, проводимость трещины 478,3 мД/м. По результату ГРП получен среднесуточный прирост по нефти 2,5 тн/сут.

В процессе эксплуатации после первого ГРП произошло постепенное снижение дебита в течение 3-х лет. Дебит скважины по нефти снизился с 9 тн/сут (после первого ГРП) до 3 тн/сут.

Выполняют повторный ГРП по технологии и режимам в соответствии с первым ГРП.

Пример 2. Выполняют, как пример 1.

Выполняют первичный ГРП, как в примере 1. После снижения дебита до 3 тн/сут выполняют повторный ГРП по следующей технологии режима.

В интервалах ГРП 1654-1656 м, 1642-1644 м проводят кумулятивную перфорацию в количестве 40 отверстий - с плотностью 10 отверстий на погонный м.

Спускают колонну насосно-компрессорных труб, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1658 м.

Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1633,2 м и производят посадку пакера.

Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-240 м³/сут, начальное давление Рнач=11 МПа, конечное давление Ркон=11 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м³ технической жидкости плотностью 1,18 г/см³ без предварительного насыщения призабойной зоны.

При гидроразрыве производят отбор проб технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление жидкости разрыва, выполняют тест на распускание и сшивку. Результаты удовлетворительные. Готовят гель в объеме 25 м³ на основе гелеобразователя WG 46 «Эконотек» на основе гуаровой камеди (производитель "Economy Polymers&Chemicals"). Реология - температура 27°С, вязкость 21 сП, время сшивки 4 сек. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.

Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 25 м³ жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления с 22 МПа до 24 МПа. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса гидроразрыва к полученным данным обработки тестовой закачки. Проводят основной процесс ГРП.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и уточнения плана проведения гидроразрыва. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической жидкости и приготовление жидкости разрыва с проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 3,4 кг/м³ и с концентрацией проппанта по стадиям: 120 кг/м³, 200 кг/м³, 250 кг/м³, 300 кг/м³, 350 кг/м³, 400 кг/м³, 500 кг/м³, 600 кг/м³. 700 кг/м³, 800 кг/м³ для улучшения гидродинамической связи пласта с трещиной.

Конечная концентрация проппанта составляет 800 кг/м³, что соответствует 216% от конечной концентрации проппанта при первом ГРП.

Загрузка гелеобразователя составляет 3,4 кг/м³, т.е. ее уменьшают на 19%.

Давление на устье скважины начальным 22 МПа, конечным 27 МПА, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Рабочий расход при основном процессе 3,3 м³/мин. По окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, после чего устье скважины закрывают, оборудование демонтируют и скважину оставляют для ожидания спада давления. По окончании необходимого времени для деструкции геля производят стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного. Начало стравливания избыточного давления производят по истечении 12-ти часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.

По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса получены следующие данные: длина трещины закрепленная (одно крыло) - 64,68 м; высота трещины созданная - 15,04 м; закрепленная - 9,34 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 2,7 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации 14,1 мм; проводимость трещины 622,8 мД/м. Масса закачанного проппанта 10000 кг (20/40 - 1000 кг, 16/30 - 6000 кг, 12/18 - 3000 кг), что на 25% выше чем при предыдущей обработке.

Пример 3. Выполняют, как пример 2.

В интервалах ГРП 1654-1656 м, 1642-1644 м проводят кумулятивную перфорацию в количестве 48 отверстий - с плотностью 12 отверстий на погонный м. Общее количество проппанта составляет 8,8 тн, что больше на 10% в сравнении с предыдущей обработкой. Увеличивают конечную концентрацию проппанта на 10% до 410 кг/м³. Одновременно снижают загрузку гелеобразователя - WG - 40 DS на основе гидроксипропилгуара (производитель "Economy Polymers&Chemicals") на 10% до 3,7 кг/м³.

Скважина введена в эксплуатацию через 19 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением коэффициента продуктивности более чем 4 раза без роста обводненности продукции. Среднесуточный прирост по нефти составил 6,7 тн/сут, превысил более чем в 2 раза показатели от первого ГРП.

Пример 4. Выполняют, как пример 2. В качестве гелеобразователя используют ГПГ-3 - полисахарид по ТУ 2499-072-17197708-2003 (производитель ЗАО «Петрохим»).

Сравнительный анализ предложенного способа и прототипа представлен в таблице 1.

В приведенной таблице указаны параметры по скважине с проведенными ГРП с разницей по времени в четыре года. Как видно из таблицы, существуют различия в режимах проведения гидравлического разрыва пласта на одной скважине при первичном и повторном ГРП. Предложенный ГРП проводят с большим, чем в ГРП по прототипу, количеством проппанта на 25%, конечная концентрация также выше. В предложенном ГРП используют жидкость разрыва с меньшим удельным количеством полимеров - загрузка гелеобразователя уменьшена с 4,2 до 3,4 кг/м³, что позволило снизить осадкообразование. В итоге трещина имеет большую длину, закрепленные высоту и ширину. Изменение геометрии позволило получить более проводящую трещину, а уменьшение количества гелеобразователя позволило уменьшить осадкообразование. В конечном итоге среднесуточный прирост по нефти по предложенному способу более чем на 30% превышает показатели ГРП по прототипу без увеличения обводненности продукции. Таким образом, предлагаемый способ позволяет повышать эффективность ГРП за счет изменения геометрии трещины, распределения проппанта по пласту и применения более совершенных жидкостей разрыва.