Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОВТОРНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

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 (или гидроразрыв 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, опубл. 27.09.2012).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтегазовой залежи с применением 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, опубл. 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 повторного гидравлического разрыва пласта при прокачке жидкости разрыва по технологии и режимам в соответствии с первым гидроразрывом пласта в нее на стадии добавления сшивателя добавляют в количестве 1-2 л на 1 м³ жидкости разрыва смесь, содержащую, об. %: 10-27%-ную соляную кислоту 15-25, метилен-фосфорную кислоту 55-65, воду 15-25.

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. Одной из причин снижения продуктивности скважин являются соли, образующиеся в процессе эксплуатации, кольматирующие трещину разрыва. При снижении продуктивности проводят повторный ГРП в тех же скважинах и в тех же интервалах продуктивных пластов. Однако эффективность повторного ГРП оказывается невысокой по причине интенсивной кольматации трещины солями. В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности повторного ГРП за счет замедления процесса солеотложений в трещине гидроразрыва. Задача решается следующим образом.

При повторных ГРП выполняют закачку жидкости разрыва с добавлением в нее преимущественно на стадии добавления сшивателя замедлителя солеотложений, в качестве которого используют смеси 10-27%-ного раствора соляной кислоты (по объему), метилен-фосфорной кислоты и воды при их соотношении 20:60:20% (по объему) соответственно. Смесь вводят в концентрации 1-2 л на 1 м³ жидкости разрыва.

Все эти решения замедляют процесс солеобразования и кольматации трещин, что в итоге увеличивает продолжительность эффекта от обработки.

Пример конкретного выполнения

Пример 1 (по прототипу). Разрабатывают нефтяную залежь с продуктивным пластом До в интервале 1663,5-1672,5 м.

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

Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины. Скважина введена в эксплуатацию с начальным дебитом на уровне 7 м³/сут. и обводненностью продукции 60%. Литология объектов: пласт Д1о - песчаник (абсолютная проницаемость 340 мД, пористость 18,6%, глинистость 1,0%).

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

Первичный ГРП.

Дебит жидкости до ГРП составляет 7 м³/сут., дебит нефти 2,4 т/сут. ГРП проведен с закачкой 11000 кг проппанта (фракцией 20/40 меш - 3000 кг, 16/30 меш - 5000 кг, фракцией 12/18 - 3000 кг), использовано жидкости разрыва 77 м³, конечная концентрация 700 кг/м³.

По результатам обработки результатов записи устьевых давлений выполненного ГРП получены следующие данные: длина трещины закрепленная (одно крыло) - 84,8 м; высота трещины созданная - 11,08 м, закрепленная - 7,3 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 1,9 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации 6,8 мм; проводимость трещины 568,5 мД/м. По результату ГРП получен среднесуточный прирост по нефти 9 т/сут.

В процессе эксплуатации после первого ГРП произошло резкое снижение дебита в течении 1 года. Дебит скважины по нефти снизился с 9 т/сут. (после первого ГРП) до 0,5 т/сут.

Выполняют повторный ГРП по технологии и режимам в соответствии с первым ГРП. После повторного ГРП дебит скважины восстановился, но через 10 месяцев снизился с 9 т/сут. до 0,6 т/сут.

Пример 2. Выполняют, как пример 1.

Выполняют первичный ГРП. После снижения дебита до 0,5 т/сут. выполняют повторный ГРП, где при прокачке жидкости разрыва на стадии добавления сшивателя в жидкость разрыва при ее объеме 70 м³ добавляют в пропорции на ее 1 м³ 1 л (т.е. в объеме 0,07 м³) смеси, содержащей, об. %: 27%-ная соляная кислота 15, метилен-фосфорная кислота 60 и вода 25.

Пример 3. Выполняют, как пример 2.

Выполняют первичный ГРП. После снижения дебита до 0,5 т/сут. выполняют повторный ГРП. При выполнении повторного ГРП при прокачке жидкости разрыва на стадии добавления сшивателя в нее при ее объеме 70 м³ добавляют в пропорции на ее 1 м³ 1,5 л (т.е. в объеме 0,105 м³) смеси, содержащей, об. %: 10%-ная соляная кислота 25, метилен-фосфорная кислота 60 и вода 15.

Пример 4. Выполняют, как пример 2.

Выполняют первичный ГРП. После снижения дебита до 0,5 т/сут. выполняют повторный ГРП. При выполнении повторного ГРП при прокачке жидкости разрыва на стадии добавления сшивателя в нее при ее объеме 70 м³ добавляют в пропорции на ее 1 м³ 1 л (т.е. в объеме 0,07 м³) смеси, содержащей, об. %: 10%-ная соляная кислота 25, метилен-фосфорная кислота 55 и вода 20.

Пример 5. Выполняют, как пример 2.

Выполняют первичный ГРП. После снижения дебита до 0,5 т/сут. выполняют повторный ГРП. При выполнении повторного ГРП при прокачке жидкости разрыва на стадии добавления сшивателя в нее при ее объеме 80 м³ добавляют в пропорции на ее 1 м³ 2 л (т.е. в объеме 0,160 м³) смеси, содержащей, об. %: 25%-ная соляная кислота 20, метилен-фосфорная кислота 65 и вода 15.

По примерам 2-5 дебит скважины по нефти после повторного ГРП составил 9 т/сут. и сохраняется на этом уровне в течение 3 лет.

Во всех примерах в качестве гелеобразователя использован полисахарид по ТУ 2499-072-17197708-2003-ППГ-3, произодитель ЗАО «Петрохим», в качестве сшивателя Боратный сшиватель БС-1 ТУ 2499-069-17197708-2003, производитель ЗАО «Петрохим».

Заявленный способ обеспечивает сохранение дебита скважины в течение 3 лет, в то время как в скважине по прототипу дебит через 1 год снижается на 50% за счет кольматации трещин гидроразрыва солеотложениями.

Таким образом, предложенный способ позволяет повышать эффективность ГРП.