Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтематеринских коллекторов с применением управляемого гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Известен способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид (ПАА) со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество (ПАВ) и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента – воды. В известном способе используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %: ПАА 0,1-0,5, сшиватель - ацетат хрома 0,01-0,05, вода остальное, а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций - водный раствор состава, %: неионогенное ПАВ 1,0-5,0, хлористый кальций 1,5-3,5, вода – остальное (патент РФ №2279540, кл. Е21В 43/22, опубл. 10.07 2006).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий приготовление и последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов. Согласно изобретению предварительно определяют объем закачки, закачивают первую оторочку полимерного состава в объеме 15% порового объема, в качестве первой оторочки используют состав на основе карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМЦ - 0,3-5,0, ацетат хрома - 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, причем для приготовления сшивателя используют воду с минерализацией 50-290 г/л, затем закачивают вторую оторочку порциями, чередующимися с закачкой воды с ПАВ и первой оторочкой, в качестве второй оторочки используют состав на основе ПАА со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА - 0,01-2,0, ацетат хрома 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, а затем останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью от 1 до 5 сут. Дополнительно суммарную массу концентрации второй оторочки определяют из соотношения оторочек и закачиваемой воды 1:0,5:0,5. ПАА по сухому продукту составляет 0,5-40% от количества КМЦ. Для высокопроницаемых интервалов пласта начиная, по крайней мере, со второй оторочки производят закачку регулируемого вязкоупругого состава, включающего полиакриламид, сшиватель, наполнитель и воду (патент РФ №2339803, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.11.2008 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность при применении в слабопроницаемых нефтематеринских коллекторах. Закачка в такие слабопроницаемые коллекторы значительно затруднена, что приводит к низким коэффициентам охвата и нефтеизвлечения. Тем не менее гелеобразующий состав может быть использован для кольматации трещин ГРП.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом, включающем применение в скважинах для изоляции высокопроницаемых зон и трещин закачки смеси ПАВ, ПАА, сшивателя – ацетата хрома, наполнителя и воды, остановку скважины на технологическую выдержку, отбор продукции из скважин, согласно изобретению выбирают слабопроницаемый коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, в каждой из данных скважин проводят первый ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, затем в скважины с проведенным ГРП закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное, после технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же скважинах второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, по полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении ГРП, причем количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины, после всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую скважину растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную скважину.

Сущность изобретения

Под нефтематеринскими здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые коллекторы с проницаемостью, варьирующейся в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10^-6 мкм²). Небольшие прослои коллектора также могут составлять несколько единиц мД (10^-3 мкм²). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.

На нефтеотдачу нефтематеринских нефтяных коллекторов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки. Основным объектом воздействия для повышения нефтеотдачи является скелет породы – повышение его проницаемости. Для этого широкое применение нашли технологии ГРП. Для карбонатных коллекторов – кислотные ГРП. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные коллекторы с достижением максимального охвата за счет ГРП. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Способ реализуют следующим образом.

На участке нефтематеринского слабопроницаемого коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет менее 2 мД, бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины. В каждой из данных выбранных скважин проводят первый по одной из известных технологий ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин.

Как известно, трещины ГРП распространяются вдоль векторов максимальных напряжений коллектора. Поэтому для вертикальных и/или наклонно-направленных скважин трещины ГРП пойдут по обе стороны от ствола в зависимости от векторов напряжений, при этом в остальных направлениях коллектор останется не охваченным воздействием. Определить, куда пошли трещины ГРП, легче всего методом низкочастотной сейсмики, которая проводится в процессе ГРП. Для того чтобы создать трещины вокруг скважины во всех направлениях, необходимо предварительно изолировать уже созданные трещины. Поэтому после проведения первого ГРП в данные скважины закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%:

- ПАВ – 0,2-5,0,

- ПАА – 0,005-2,5,

- ацетат хрома – 0,01-1,0,

- наполнитель – 0,5-15,0,

- вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное.

В качестве наполнителя используют мел, тальк, древесную муку, глинопорошок, сломель и/или др. компоненты. Необходимость добавления наполнителя связано с достаточно высокой проницаемостью трещин ГРП.

Далее проводят технологическую выдержку в течение 1-10 сут. Согласно исследованиям указанное соотношение компонентов наиболее эффективно кольматирует трещины в большинстве коллекторов. Время схватывания состава не превышает 10 сут и зависит от температуры и пластового давления, однако при выдержке менее 1 сут состав не успевает загустеть до максимальной своей кондиции.

После кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же скважинах второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Ввиду того что трещины первого ГРП были закольматированы, при втором ГРП трещины пойдут в другом направлении. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки указанного изоляционного состава для кольматации трещин и проведении ГРП. Количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины.

После всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую из данных скважин растворителя изоляционного состава в объеме по V=(0,8-2,0)·Q, где Q – сумма объемов закачанных ранее изоляционных составов в соответствующую скважину. Согласно исследованиям при объеме V<0,8·Q растворителя не хватает, чтобы растворить изоляционный состав в трещинах ГРП, а при V>2,0·Q закачка экономически не целесообразна. В качестве растворителя применяют воду, формамид, уксусную или муравьиную кислоты, диметилсульфоксид.

Далее скважины пускают в добычу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтематеринского коллектора.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке нефтематеринского слабопроницаемого карбонатного коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет 2 мД, залегающего на глубине 1600 м с пластовой температурой 32ºС и пластовым давлением 15 МПа, мощностью 30 м, бурят пять наклонно-направленных скважин – пятиточечный элемент с расстоянием между скважинами 300 м. В каждой из данных скважин проводят первый кислотный ГРП по традиционной технологии с использованием 21%-ного раствора соляной кислоты. Во время ГРП методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Для этого датчики размещают на дневной поверхности на расстоянии от скважины в радиусе до 1 км. Было выявлено, что направление трещин первого ГРП во всех скважинах северо-западно – юго-восточное.

После проведения первого ГРП во все пять скважин закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%:

- ПАВ – 5,0,

- ПАА – 2,5,

- ацетат хрома – 1,0,

- наполнитель – 15,0,

- вода с минерализацией 1,5 г/л – остальное.

В качестве поверхностно-активного вещества используют водорастворимый ПАВ – НЕОНОЛ марки АФ_9-12 с концентрацией 0,5%, в качестве полиакриламида – Alkoflood 1175, водный раствор ацетата хрома, являющийся сшивателем в данном составе, используют по ТУ 6-0200209912-7000. В качестве наполнителя используют древесную муку.

Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 сут. После кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же пяти скважинах аналогичным образом второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Было выявлено, что направление трещин второго ГРП во всех скважинах западно–восточное.

Принимают решение о необходимости проведении в данных пяти скважинах последующих этапов закачки указанного изоляционного состава и проведении ГРП. В результате направления трещин третьего ГРП северо–южное, четвертого ГРП северо-восточно – юго-западное.

В результате четырех ГРП с соответствующей закачкой изоляционного состава перед каждым ГРП, кроме первого, охват коллектора трещинами ГРП составил 360º в плане вокруг каждой из пяти скважин. Общий объем закачанного изоляционного состава в каждую скважину – Q=240-290 м³.

После всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую из пяти скважин растворителя изоляционного состава с соответствующим объемом V=2,0·Q= 480-580 м³. В качестве растворителя применяют 7%-ную уксусную кислоту.

Далее центральную скважину пускают под нагнетание воды, а четыре окружающие скважины – в добычу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтематеринского слабопроницаемого карбонатного коллектора.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор имеет иные геолого-физические характеристики. Используют одну пробуренную вертикальную скважину, на которой проводят два ГРП. В результате первого получают сеть трещин, охватывающих северо-западно – юго-восточное и северо-южное направления, а в результате второго ГРП – северо-восточно – юго-западное и восточно-западное направления. После проведения первого ГРП, в данную скважину закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2, ПАА – 0,005, ацетат хрома – 0,01, наполнитель – 0,5, вода с минерализацией 1 г/л – остальное. В качестве наполнителя используют мел. После закачки проводят технологическую выдержку в течение 10 сут. Общий объем закачанного изоляционного состава в данную скважину составил Q=120 м³. После двух ГРП проводят обработку коллектора закачкой растворителя изоляционного состава в объеме V=0,8·Q=96 м³. Затем скважину пускают в добычу.

В результате разработки участка, которую ограничили достижением обводненности скважин 98%, было добыто 424,6 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,623 д. ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) – 0,193 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 290,4 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,425 д. ед., КИН – 0,132 д. ед. Прирост коэффициента охвата по предлагаемому способу – 0,198 д. ед., КИН – 0,061 д. ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициенты охвата и нефтеизвлечения нефтематеринских слабопроницаемых коллекторов за счет применения управляемого ГРП.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.