СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта.

Известен способ разрыва пласта, включающий нагнетание суспензии полимера и расклинивающего материала (Патент РФ №2097547, опубл. 27.11.1997).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разрыва пласта, включающий закачку в скважину 5-6%-ной суспензии водонабухающего высокомолекулярного соединения в пластовой воде, а давление разрыва создают при набухании высокомолекулярного соединения в поровом пространстве пласта (Патент РФ №2183264, опубл. 10.06.2002 - прототип).

Недостатком известных способов является низкая успешность процесса вследствие того, что при набухании полимера не происходит растрескивания породы и не происходит образования трещины разрыва, а возникает лишь кольматация пор коллектора набухающим полимером. Дальнейшая закачка закрепляющего материала типа песка (проппанта) становится бессмысленной. Вместо увеличения проницаемости околоскважинной зоны, увеличения дебита или приемистости скважины получается снижение проницаемости и уменьшение дебита или приемистости скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения успешности проведения гидроразрыва.

Задача решается тем, что в способе гидроразрыва пласта, включающем предварительную закачку материала в пласт и проведение гидроразрыва пласта, согласно изобретению предварительную закачку материала проводят до установления максимального давления закачки, при установленном давлении закачки начинают операции по гидроразрыву пласта, а в качестве предварительно закачиваемого материала используют обратную нефтяную эмульсию, включающую 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.

Сущность изобретения

Проведение гидроразрыва в скважинах должно сопровождаться увеличением дебита или приемистости скважины. Однако далеко не всегда гидроразрыв бывает успешным. Особенно часто отсутствие успешности случается при проведении гидроразрыва в скважинах, вскрывших продуктивный пласт с низким пластовым давлением, продуктивный пласт с большой поглощающей способностью. В этом случае закачиваемая жидкость разрыва и проппант поглощаются пластом, давление разрыва не достигается и трещины разрыва не образуется. Существующие способы гидроразрыва в этих условиях не решают задачу успешности разрыва. В предложенном изобретении решается задача повышения успешности проведения гидроразрыва особенно в скважинах, вскрывших поглощающий пласт с низким пластовым давлением.

Задача решается следующим образом.

Перед проведением гидроразрыва через скважину закачивают в пласт обратную нефтяную эмульсию, включающую 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. В качестве эмульгатора используют ялан Э-1, нефтенол НЗ и т.п. Объем закачки составляет от 10 до 30 м³. Закачку проводят до установления максимального давления закачки. В таких условиях закачку начинают, как правило, с 0 и доводят значений порядка 3-6 МПа на устье скважины. При установленном давлении закачки сразу без перерыва начинают операции по гидроразрыву пласта и выполняют гидроразрыв пласта. Закачивают через скважину жидкость разрыва и жидкость разрыва с проппантом. Прекращают закачку, снижают давление и осваивают скважину.

В результате удается увеличить давление разрыва до давления образования трещины разрыва в пласте и закачать проппант. Продуктивность скважины возрастает. При освоении и дальнейшей эксплуатации скважины нефтяная эмульсия постепенно растворяется пластовой нефтью и перестает оказывать отрицательное воздействие на проницаемость околоскважинной зоны.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Нефтедобывающей скважиной вскрыт продуктивный нефтяной пласт со следующими характеристиками: глубина 900 м, пористость 13,9%, проницаемость 34,7 мД, нефтенасыщенность 42%, плотность нефти 910 кг/см³, вязкость нефти 128 сСт, пластовое давление 3 МПа. Дебит скважины составляет 1,5 м³/сут. При закачке воды скважина поглощает воду без увеличения давления закачки на устье скважины. При проведении гидроразрыва не удается добиться роста давления и образования трещины разрыва.

Согласно предложенного способа закачивают в пласт обратную нефтяную эмульсию, включающую нефть товарную в количестве 0,4 об. ч., эмульгатор в количестве 0,055 об. ч., пластовую девонскую воду плотностью 1175 кг/м³ в количестве 0,545 об. ч. Закачку проводят при начальном устьевом давлении 0 МПа и доводят до давления 4 МПа, т.е. до установления максимального давления закачки. При установленном давлении закачки начинают операции по гидроразрыву пласта и выполняют гидроразрыв пласта с подъемом давления до 12 МПа. В результате удается образовать трещину гидроразрыва и закачать в нее проппант. Дебит скважины увеличился до 4 м³/сут.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Закачивают в пласт обратную нефтяную эмульсию, включающую нефть товарную в количестве 0,35 об. ч., эмульгатор в количестве 0,05 об. ч., пластовую девонскую воду плотностью 1170 кг/м³ в количестве 0,5 об. ч. Закачку проводят при начальном устьевом давлении 0 МПа и доводят до давления 4 МПа, т.е. до установления максимального давления закачки. При установленном давлении закачки начинают операции по гидроразрыву пласта и выполняют гидроразрыв пласта с подъемом давления до 12 МПа. В результате удается образовать трещину гидроразрыва и закачать в нее проппант. Дебит скважины увеличился до 4 м³/сут.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Закачивают в пласт обратную нефтяную эмульсию, включающую нефть товарную в количестве 0,45 об. ч., эмульгатор в количестве 0,06 об. ч., пластовую девонскую воду плотностью 1180 кг/м³ в количестве 0,6 об. ч. Закачку проводят при начальном устьевом давлении 0 МПа и доводят до давления 4 МПа, т.е. до установления максимального давления закачки. При установленном давлении закачки начинают операции по гидроразрыву пласта и выполняют гидроразрыв пласта с подъемом давления до 12 МПа. В результате удается образовать трещину гидроразрыва и закачать в нее проппант. Дебит скважины увеличился до 4 м³/сут.

Применение предложенного способа позволит повысить успешность проведения гидроразрыва пласта и увеличить продуктивность скважин.