СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
METHOD FOR HYDRAULIC FRACTURING OF A FORMATION

Изобретение относится к методам интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов путем проведения кислотного гидроразрыва пласта и может быть использовано для увеличения притока нефти к скважинам, эксплуатирующих высокообводненные карбонатные пласты
Известен способ гидравлического разрыва пласта (пат. РФ №2451174, Е21В 43/267, опуб. 2012 г.), включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва, герметизацию заколонного пространства пакером, закачку газа, жидкости разрыва под давлением по колонне НКТ. При этом газ подают вместе с жидкостью разрыва, в качестве которой используют сырую нефть. Техническим результатом является упрощение технологического процесса осуществления ГРП.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность ГРП, связанная с ограничением развития трещины в длину, так как ГРП проводится циклической закачкой жидкости разрыва и расклинивающего агента, поэтому при расклинивании трещины происходит вступление нефтекислотной эмульсии в реакцию с породой в приствольной зоне скважины. По этой причине невозможна доставка нефтекислотной эмульсии вглубь пласта, поэтому трещина не развивается в длину и при циклической закачке жидкости разрыва и расклинивающего агента равными долями от общего объема трещина лишь частично увеличивается в объеме;
- низкое качество очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции. В итоге закольматированные поры пласта снижают нефтеотдачу после проведения ГРП;
- применение сырой нефти создает высокую пожароопасность и требует значительного технического контроля за процессом закачки.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта по патенту РФ на изобретение №2631460 (МПК Е21В 43/22, Е21В 43/27, опубл. 22.09.2017, бюл. 27), по которому для снижения вероятности образования трещин в сторону водонасыщенных горизонтов обработка пласта проводится в три этапа. На первом этапе высокопроницаемые интервалы пласта блокируют эмульсионным составом, на втором - закачивают оторочку нефти, а на третьем - организуют организуют кислотное воздействие на низкопроницаемые зоны пласта.
Известная технология интенсификации добычи нефти, неприменима для блокировки высокопроницаемых трещин ГРП, т.к. не обладают необходимыми физическими свойствами для блокировки искусственных трещин.
Наиболее близким является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент РФ №2358100, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. в бюл.16 от 10.06.2009 г.), включающий перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины и закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» порциями: первой - в объеме 3-8 м3; второй - в объеме 10-12 м и с крепителем трещин разрыва; третьей - в объеме 2-3 м3, после чего осуществляют продавку порций гелеобразной жидкости в пласт с расходом 0,5-1 м3/мин.
Недостатками данного способа являются:
- сложный технологический процесс осуществления гидравлического разрыва пласта (ГРП), связанный с тем, что закачку гелеобразной жидкости производят в несколько порций, причем объем закачки гелеобразной жидкости с каждой порцией растет, при этом повышается и давление закачки с каждой порцией. Кроме того, закачку третьей порции гелеобразной жидкости производят вместе с закачкой крепителя трещин разрыва, в качестве которого используется песок или керамический проппант, для успешной закачки и продавки в пласт которого необходимо создавать высокие давления до 40 МПа и выше.
- во-вторых, низкая эффективность применения данного способа при проведении ГРП в карбонатных породах при низком пластовом давлении. Это обусловлено тем, что при высоких давлениях гидроразрыва создаются неконтролируемые трещины по высоте пласта, что при близости водоносных горизонтов приводит к обводнению скважин после ГРП.
Задачей данного изобретения является совершенствование технологического процесса осуществления гидравлического разрыва пласта в карбонатных породах, а также повышение качества ГРП в высокообводненных коллекторах за счет применения в качестве жидкости разрыва самоотклоняющегося кислотного состава (СКС), основные характеристики которого приведены в статье «Самоотклоняющиеся кислотные системы на основе вязкоупругих ПАВ: эксперимент и модель» (авторы: Пестриков А.В., Политов М.Е., электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2013. - №4. - С. 529-562).
Поставленная задача достигается тем, в способе проведения гидравлического разрыва пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в зону гидроразрыва продуктивного пласта, герметизацию межтрубного пространства пакером, закачку жидкости разрыва под давлением по колонне НКТ, осуществление гидроразрыва горной породы пласта, создание трещин в пласте и последующее освоение скважины, гидроразрыв осуществляют в три этапа, на первом этапе осуществляют закачку самоотклоняющегося кислотного состава (СКС), объем которой рассчитывается исходя из приемистости пласта, скважину выдерживают в бездействии некоторое время, которое необходимо для образования в водонасыщеных частях пласта блокирующего состава из геля, на втором этапе осуществляют гидравлический разрыв пласта (ГРП), где в качестве жидкости разрыва пласта используют так же самоотклоняющиеся кислотный состав, благодаря этому в нефтенасыщенной части пласта образуется система вторичных трещин и каналов, после повторного загеливания СКС во вторичных трещинах на третьем этапе продолжают закачку самоотклоняющегося кислотного состава в качестве жидкости ГРП для образования системы третичных трещин и каналов в нефтенасыщенной части пласта
Способ поясняется схемой, приведенной на фиг. 1. где позициями указано следующее: 1 - промытая водонасыщенная часть пласта, 2 - нефтенасыщенная часть пласта, 3- первичная трещиноватость пласта, 4 - загеливание самоотклоняющегося состава в водонасыщенной части пласта, 5 - вторичные трещины разрыва вследствие ГРП, 6 - третичные трещины ГРП.
Реакция СКС с карбонатной породой сопровождается образованием хлорида кальция и изменением водородного показателя рН состава, в результате сферические мицеллы вязкоупругого поверхностно - активного вещества из состава СКС переходят в червеобразные, образуя сетку зацеплений. Это приводит к повышению вязкости СКС и образованию высоковязкого геля в трещинах и поровых каналах пласта 4. Образованный в пластовых условиях гель блокирует высокопроницаемые, промытые водой пропластки в зоне 1. После образование высоковязкого геля начинает подниматься давление в зоне закачки из-за отсутствия движения жидкости в зоне 1.
В этот момент начинается второй этап способа по заявленному изобретению - насосным агрегатом на устье скважины продолжает закачиваться тот же самоотклоняющейся кислотный состав до достижения гидравлического разрыва пласта карбонатной породы. Данный этап направлен, для образования сети трещин и каналов 5 в низкопроницаемых нефтенасыщеных, и ранее неохваченных фильтрацией зонах пласта 2. В качестве жидкости гидроразрыва используют все тот же СКС для того чтобы уже в образованных вторичных трещинах произошло образование вязкопластичного геля.
На третьем этапе способа продолжают закачку СКС при неизменном подземного оборудования скважины при давлениях ГРП, обеспечивающих образование в зоне вторичных трещин 5 еще и третичных трещин 6 по аналогии с фрактальной геометрией (самоповторяющийся рисунок).
После осуществления трехэтапного гидравлического разрыва пласта, давление закачки на забое и на устье скважины снижается и стаблизируется. Происходит кислотное растворение породы и образование сети трещин. При взаимодействии с нефтью в зоне пласта 2 вязкоупругие поверхностно активные вещества СКС вновь принимает форму сферических мицелл, этим снижается вязкость состава. Во время освоения скважины это способствует продвижению в скважину нефти и геля как продукта реакции СКС с карбонатной породой пласта.
В водонасыщенной зоне пласта 1 из-за отсутствия нефти образованный гель 4 в течение длительного времени сохраняет свои блокирующие свойства первичных трещин и не допускает поступления пластовой воды в скважину.
По мнению авторов, по изобретению новизной и существенным отличием является то, что предложено в продуктивный пласт из карбонатных пород закачивать самоотклоняющейся кислотный состав, который по высокопроницаемым трещинам попадет в промытую водонасыщеннйю зону и в последующем превратится в гелевый состав высокой вязкости. Это позволит в последующем по технологии ГРП создать в малопроницаемой и нефтенасыщенной зоне пласта создать вторичные и третичные трещины и фильтрационные каналы.
Достигается положительный технический результат, заключающийся в сокращении времени воздействия на продуктивный пласт, в сокращении времени осваивания скважины и пласта после обработки, а также в снижении доли воды в добываемой продукции и в повышении нефтеотдачи пласта при существующей системе поддержании пластового давления.