Способ интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт

Способ интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором.

Известен способ гидравлического разрыва продуктивного пласта, включающий создание депрессии на пласт, перекрывающий или подстилающий продуктивный пласт, которая вызывает упругую деформацию сжатия, последующее создание депрессии на продуктивный пласт, вызывающей его упругую деформацию, и нагнетание жидкости гидроразрыва после восстановления давления. После восстановления давления осуществляют повторное дренирование пласта, а жидкость гидроразрыва начинают нагнетать при забойном давлении, которое не менее чем на 5 МПа ниже пластового давления (Авторское свидетельство СССР №1334806, опубл. 10.05.1999).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ интенсификации работы скважины, включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В низкопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости из расчета 1,0-3,0 м³ на 1 т проппанта, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта не более 300 кг/м³, при прокачке поддерживают расход жидкости 3,5 м³/мин и более, а концентрацию гелеобразователя устанавливают не более 2 кг/м³, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м³ (Патент РФ №2541974, опубл. 20.02.2015 - прототип).

Недостатком известных способов является невысокая эффективность при их применении для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором.

В предложенном изобретении решается задача интенсификации скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором.

Задача решается тем, что в способе интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш, с конечной концентрацией проппанта не более 250 кг/м³, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м³, согласно изобретению в низкопроницаемых Доманиковых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят перфорацию пластов перфорационной системой, создающей отверстия диаметром не менее 20 мм, используют оборудование, рассчитанное на поверхностные давления при обработке до 100 МПа, проводят предварительную кислотную обработку для инициации и вытравливания трещины из расчета не менее 2 м³ загущенной кислоты на 1 погонный м пласта, при проведении основного процесса гидроразрыва создают концентрации проппанта в диапазоне от 100 до 250 кг/м³ с начальным значением концентрации не более 100 кг/м³, при закачке концентрацию проппанта повышают с шагом не более 30 кг/м³, не превышая значения в конечной стадии 250 кг/м³ с корректировкой значений концентрации в зависимости от роста устьевых давлений путем регулирования расхода жидкости, но не превышая значений устьевого давления 100 МПа.

Сущность изобретения

Освоению запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах с Доманиковым коллектором мешает низкая проницаемость коллектора. Обычные средства интенсификации работы скважин с применением гидроразрыва не приводят к желаемому результату. Недостатком известных способов является невысокая эффективность при их применении для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором. В предложенном изобретении решается задача интенсификации скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором. Задача решается следующим образом.

Согласно предложенному способу кандидатами на проведение гидроразрыва пласта являются слабопроницаемые Доманиковые коллекторы, абсолютная проницаемость которых не превышает 1 мД. При проведении стандартного гидроразрыва в данных коллекторах образуется канал средней длины и довольно высокой проводимости. Контраст в проницаемости между пластом и расклиненной трещиной является определяющим фактором. В средне- и высокопроницаемых коллекторах развитие трещины в ширину с созданием высокой конечной концентрации проппантной пачки 300 кг/м³ и более может увеличить производительность скважины. Однако в Доманиковых пластах недостаточная длина трещины является сдерживающим фактором увеличения производительности скважин, тем самым вырабатывается не весь потенциал низкопроницаемого пласта. Главным показателем, который характеризует эффективность геометрических параметров создаваемой трещины при ГРП, является безразмерная проводимость. Этот параметр характеризует отношение проводимости трещины (проницаемость трещины на ширину трещины) к проводимости пласта (проницаемость пласта на длину трещины). Если в традиционных коллекторах наращивание данного параметра достигается за счет ширины трещины и фракционного состава проппанта, то в низкопроницаемых пластах безразмерная проводимость имеет и без того высокие показатели, поэтому для успешности процесса решается обратная задача - снизить данное значение за счет максимального развития трещины ГРП в длину и довести показатель безразмерной проводимости до величины порядка 10.

При постановке данных условий технологического процесса возрастает риск преждевременного экранирования проппанта из-за большой его массы и малой вязкости жидкости разрыва. Для предупреждения осложнений было принято решение использовать наиболее мелкую фракцию проппанта размерностью 30/60 меш и менее.

Обычно гидроразрыв выполняют с применением проппанта трех фракций: 20/40 меш - 10-20%, 16/20 меш - 60-80%, 12/18 меш - 10-20%. Фракция проппанта 16/20 меш является основной в отношении ко всему объему проппанта, более крупная (12/18 меш и крупнее) и соответственно более проводимая на конечной стадии занимает меньший объем, в итоге получается созданная трещина с невысокой длиной, как правило, не более 100 м (одно крыло), с высокой проводимостью в околоскважинной части. Однако в низкопроницаемых коллекторах не требуется высокая концентрация проппантной пачки, а главным условием повышения продуктивности является преобладающее развитие трещины в длину. В итоге, применение режимов и расчетов при проектировании гидроразрыва для стандартных коллекторов не позволит качественно повысить продуктивность скважин с низкопроницаемыми коллекторами. Одним из главных рисков проведения ГРП в Доманиковых отложениях является критический рост устьевых давлений по причине высокой плотности и низкой проницаемости данных коллекторов. Рост давления может быть обусловлен вязкостью жидкости разрыва, низкими фильтрационно-емкостными свойствами пластов, высоким темпом нагнетания жидкости и увеличением концентрации расклинивающего агента. Поэтому главным отличием предлагаемого способа ГРП низкопроницаемых коллекторов является возможность ограничения критического роста устьевых давлений путем регулирования концентрации проппанта на протяжении всего процесса, тем самым снижая риски получения «стопа» и повышая эффективность обработок.

Для более эффективного проведения ГРП с проницаемостью не более 1 мД предварительно проводят перфорацию пластов отверстиями диаметром не менее 20 мм.

Для возможности прокачки всех компонентов применяют оборудование (насосно-компрессорные трубы, насосы, фонтанную арматуру), рассчитанное на давление на поверхности до 100 МПа.

После перфорации проводят кислотную обработку для инициации и вытравливания трещины из расчета не менее 2 м³ загущенной кислоты на 1 погонный м пласта. Загущенную кислоту получают смешением кислоты с загустителем, который может представлять собой производные целлюлозы типа гидроксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилцеллюлозы, а также сульфитноспиртовую барду, сульфитнодрожжевую бражку или их комбинации. В качестве кислоты используют соляную, плавиковую кислоты или их смеси. Загуститель вводят в кислоту в количестве 2-5%.

При основном процессе ГРП применяют проппант только мелкой фракции - 30/60 меш и менее. Проведение гидроразрыва следует проводить с увеличенным объемом буферной жидкости, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш, с начальной концентрацией не выше 100 кг/м³, с одновременным контролем устьевых давлений, в случае не превышения устьевых давлений 100 МПа концентрацию увеличивают с шагом не более 30 кг/м³, с конечной концентрацией проппанта не более 250 кг/м³, при прокачке поддерживают расход жидкости 4 м³/мин и более, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м³. Конечное давление прокачки устанавливают в пределах от 70 до 100 МПа, что способствует увеличению длины трещины разрыва.

Применение низкой концентрации проппанта не более 250 кг/м³, с начальной концентрацией не выше 100 кг/м, увеличения с шагом не более 30 кг/м³, с конечной концентрацией проппанта не более 250 кг/м³, связано с необходимостью переориентации развития трещины в длину для увеличения производительности скважины в отличие от гидроразрыва стандартных коллекторов.

Для исключения выпадения в осадок проппанта по причине малой вязкости жидкости разрыва расход жидкости поддерживают на уровне не менее 4 м³/мин.

Предлагаемый способ позволяет ограничить развитие трещины в ширину, одновременно максимально увеличивая развитие трещины в длину, тем самым позволяя добиться максимальной продуктивности скважины. Созданная и закрепленная трещина предлагаемым способом позволяет существенно увеличить продуктивность низкопроницаемых пластов, создать длинные каналы для максимального использования потенциала скважины.

Пример конкретного выполнения

Пример 1. Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины.

Объекты интенсификации: глинисто-карбонатный коллектор в интервалах 1843-1847 м, 1848-1863 м, пласты отделены между собой глинистой перемычкой толщиной 1 м, расстояние до водонасыщенного пласта более 20 м.

Литология объекта: пласт - кремнистый карбонат (абсолютная проницаемость 0,1 мД, пористость 7%, глинистость 3%).

Проводят перфорацию пластов отверстиями диаметром 20 мм с количеством отверстий 8 на 1 п. м интервала перфорации.

Проводят кислотную обработку составом загущенной кислоты из расчета 2 м³ загущенной кислоты на 1 п. м интервала пласта.

Проводят гидроразрыв пласта.

Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм герметична.

Спускают насосно-компрессорных трубы, рассчитанные на давление в 100 МПа, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1935 м.

Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1820 м и производят посадку пакера.

Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-244 м³/сут, начальное давление Рнач=39,5 МПа, конечное давление Ркон=40 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м³ технической жидкости плотностью 1,0 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 27 м³ на основе гелеобразователя WG 46 «Эконотек» без добавления сшивателя. Реология - температура 27°C, вязкость 25 сП. 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 27 м³ жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 30/60 меш. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления с 54 МПа до 57,5 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 гидроразрыва пласта.

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 загрузкой гелеобразователя 2 кг/м³. Результаты теста удовлетворительны.

Проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости («подушки») в объеме 40 м³, с последующей закачкой только мелкой фракции проппанта размерностью 30/60 меш, начальная концентрация проппанта 100 кг/м³, при повышении концентрации проппанта до 130 кг/м³ рост устьевого давления составил с 57 до 62 МПа, далее плавно повышают концентрацию проппанта до значений 160, 210, 240 кг/м³, давление на каждом этапе составляет 63,5, 68,7, 73,6 МПа, с конечной концентрацией проппанта 240 кг/м³. Общий объем проппанта составляет 25 т. Средний рабочий расход жидкости составляет 5,5 м³/мин при давлении на устье скважины начальном 59,3 МПа, конечном 73,6 МПа.

Объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. Объем недопродавки составил 0,1 м³. 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.

Пример 2. Выполняют, как пример 1.

Предварительно проводят перфорацию пластов созданием отверстий диаметром 22 мм, плотностью 10 отв. на 1 п. м, проводят кислотную обработку из расчета 2,2 м³ загущенной кислоты на 1 п. м интервала пласта.

Проводят основной процесс гидроразрыва с применением проппанта размерностью 40/70 меш. Общий объем проппанта составляет 40 т. Расход жидкости составляет 4,5 м³/мин. Начальная концентрация проппанта 90 кг/м³, при повышении концентрации проппанта до 120 кг/м³ рост устьевого давления составил с 75,6 до 80 МПа, далее плавно повышают концентрацию проппанта до значения 140 кг/м³, давление на этом этапе составляет 85 МПа, т.е. максимальное для данного процесса, в связи с чем значение концентрации проппанта в процессе обработки не поднимали выше значения 140 кг/м³, объем недопродавки 0,3 м³.

Пример 3. Выполняют, как пример 1.

Предварительно проводят перфорацию пластов созданием отверстий диаметром 24 мм, плотностью 12 отв. на 1 п. м, проводят кислотную обработку из расчета 2,4 м³ загущенной кислоты на 1 п. м интервала пласта.

Проводят основной процесс гидроразрыва с применением проппанта размерностью 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта 100 кг/м³, начальная концентрация 100 кг/м³, при повышении концентрации до 130 рост устьевого давления составил с 75 до 82 МПа, далее плавно повышают концентрацию до значения 160, 210 кг/м³, давление на каждом этапе составляет 91,5, 99 МПа, выше значения концентрации 210 кг/м³ не поднимают из-за ограничений оборудования по давлению в 100 МПа, при прокачке поддерживают расход жидкости 5 м³/мин, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,5 м³. Общий объем проппанта составляет 33 т.

По результатам обработки записи устьевых давлений процесса по прототипу получены следующие данные: длина трещины созданная (одно крыло) - 117,25 м; закрепленная - 117,07 м; высота трещины созданная - 25,5 м; закрепленная - 18,5 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту - 1,06 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации - 11,1 мм; проводимость трещины - 159,78 мД/м.

По результатам обработки записи устьевых давлений проделанного процесса по примерам 1-3 получены следующие данные: длина трещины созданная (одно крыло) - 943 м; закрепленная - 516 м; высота трещины созданная - 18,7 м; закрепленная - 12 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту - 0,93 мм, максимальная ширина трещину у интервалов перфорации - 3,6 мм; безразмерная проводимость трещины - 10.

Скважина введена в эксплуатацию через 10 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением коэффициента продуктивности более чем 3 раза без роста обводненности продукции.

Применение предложенного способа позволит решить задачу интенсификации скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором.

Способ интенсификации работы скважины, вскрывшей низкопроницаемый пласт, включающий тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш, с конечной концентрацией проппанта не более 250 кг/м³, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м³, отличающийся тем, что в низкопроницаемых Доманиковых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят перфорацию пластов перфорационной системой, создающей отверстия диаметром не менее 20 мм, используют оборудование, рассчитанное на поверхностные давления при обработке до 100 МПа, проводят предварительную кислотную обработку для инициации и вытравливания трещины из расчета не менее 2 м³ загущенной кислоты на 1 погонный м пласта, при проведении основного процесса гидроразрыва создают концентрации проппанта в диапазоне от 100 до 250 кг/м³ с начальным значением концентрации не более 100 кг/м³, при закачке концентрацию проппанта повышают с шагом не более 30 кг/м³, не превышая значения в конечной стадии 250 кг/м³ с корректировкой значений концентрации в зависимости от роста устьевых давлений путем регулирования расхода жидкости, но не превышая значений устьевого давления 100 МПа.