Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти
METHOD FOR HYDRAULIC FRACTURING OF A FORMATION ON A CARBONATE DEPOSIT OF HIGH-VISCOSITY OIL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении гидравлического разрыва в скважинах, эксплуатирующих продуктивную залежь высоковязкой нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах, с отсутствием системы поддержания пластового давления.
Особенностями литологического строения башкирских отложений месторождений Юго-Востока Татарстана являются наличие подошвенных вод в протвинском горизонте, низкое пластовое давление и отсутствие организованной системы поддержания пластового давления, что повышает риск проведения гидравлического разрыва пласта. Скважины с низким пластовым давлением, что наиболее характерно для залежей в карбонатных отложениях, обычно не рассматриваются как кандидаты для проведения гидравлического разрыва пласта (критерий - текущее пластовое давление не ниже 0,7 начального). Однако установлено, что в них создаются трещины с очень благоприятным соотношением длины и высоты (Р.Р. Ибатуллин, д.т.н., О.В. Салимов, к.т.н., В.Г. Салимов, к.г-м.н., А.В. Насыбуллин, к.т.н. - Гидравлический разрыв пластов с низким пластовым давлением. Нефтяное хозяйство, 2011). Это особенно важно в условиях, когда продуктивный карбонатный пласт сверху и снизу ограничен карбонатами или другими породами, имеющими тот же коэффициент Пуассона.
Известен способ гидроразрыва пласта (ГРП) (патент RU №2170818, МПК E21B 43/26, опубл. 20.07.2001, бюл. №20), предусматривающий образование в пласте с подошвенной водой трещины гидроразрыва, при этом в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и ниже них спускают гибкие трубы (ГТ) до нижних отверстий интервала перфорации для прокачки по ним проппанта в смеси с водоизолирующим цементом в количестве, достаточном для заполнения смесью нижней части трещины до уровня выше водонефтяного контакта с заполнением части трещины в зоне подошвенной воды в части трещины внизу нефтенасыщенной зоны, при этом одновременно по колонне НКТ подают жидкость-песконоситель с проппантом в количестве, достаточном для заполнения верхней части вертикальной трещины.
Недостатки данного способа:
- во-первых, ГРП осуществляют перед водоизоляцией, что в карбонатных породах может привести к образованию трещин по всей высоте пласта от подошвенной воды до кровли, и нет гарантии того, что при проведении последующей водоизоляции подошвенной части пласта их полностью удастся изолировать (перекрыть канал поступления подошвенной воды в продуктивную часть пласта), что снижает эффективность способа гидроразрыва пласта и вызывает быстрое обводнение скважины при последующей эксплуатации карбонатного пласта;
- во-вторых, после образования трещин в пласте закачкой жидкости разрыва по колонне НКТ в колонну НКТ спускают ГТ и на проведение этой операции затрачивают определенное количество времени, в течение которого трещины частично смыкаются, затем производят одновременно водоизоляцию цементом по ГТ подошвенной части пласта и закачку жидкости-песконосителя по кольцевому пространству между колоннами НКТ и ГТ для уплотнения уже начавшей смыкаться трещины, что усложняет технологический процесс осуществления способа и снижает проницаемость образуемых трещин;
- в-третьих, колонна НКТ должна иметь большой диаметр, так как для прокачки жидкости-песконосителя используется кольцевое пространство между колоннами НКТ и ГТ, поэтому перед проведением ГРП необходимо совершать дополнительные спуско-подьемные операции по замене эксплуатационной колонны НКТ;
- в-четвертых, необходимо привлекать дорогостоящее оборудование (пескосмеситель) и насосные агрегаты высокого давления для продавки жидкости-песконосителя с проппантом в пласт.
Известен способ обработки обводненных карбонатных коллекторов (патент RU №2383724, МПК Е21В 43/22, 43/27, опубл. 10.03.2010, бюл. №7), включающий предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом путем закачки 20%-ного раствора хлористого кальция, последующую закачку буферного слоя пресной воды, затем раствора гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - ГОПАН, буферного слоя пресной воды и осуществление солянокислотного воздействия, при этом указанную закачку повторяют, причем в состав первой порции раствора ГОПАН дополнительно вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, осуществляют закачку первой порции раствора ГОПАН при давлении закачки на устье скважины, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, закачку каждой последующей порции раствора ГОПАН - с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, причем давление закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, каждую последующую порцию раствора ГОПАН, начиная с третьей, разбавляют водой по отношению к предыдущей в 2 раза.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность интенсификации притока нефти и повышения нефтеотдачи;
- во-вторых, сложный технологический процесс изоляции обводненных карбонатных коллекторов, причем лишь точное соблюдение указанных концентраций, давлений и четкой последовательности проведения технологических операций позволит произвести качественную водоизоляцию.
Наиболее близким является способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2734892, МПК Е21В 43/26, опубл. 26.10.2020, бюл. №30), включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта, герметизацию межтрубного пространства пакером, осуществление гидроразрыва горной породы пласта в три этапа, создание трещин в пласте и последующее освоение скважины. 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 водонасыщенных частях пласта блокирующего состава из геля. На втором этапе осуществляют гидравлический разрыв пласта (ГРП), где в качестве жидкости разрыва пласта используют также СКС, благодаря этому в нефтенасыщенной части пласта образуется система вторичных трещин и каналов. После повторного загеливания СКС во вторичных трещинах на третьем этапе продолжают закачку СКС в качестве жидкости ГРП для образования системы третичных трещин и каналов в нефтенасыщенной части пласта. В качестве СКС применяют состав, состоящий из 12 %-ный водный раствор соляный кислоты, 6 %-ный водный раствор Сурфогель, 0,5 %-ный водный раствор Акватек 50 Стандарт.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, ограничение для применения способа на скважинах с обводненной нижележащей частью карбонатного пласта в следствие того, что закачиваемый самоотклоняющийся кислотный состав обладает низкой площадью проникновения, гелирование происходит только отдельных высокопроницаемых каналов в продуктивном пласте. В общей толще, насыщенной 100% водой – не эффективно, т.к. СКС применим только на объектах с обводненностью продукции не выше 70 %. Компоненты СКС – 6 %-ный водный раствор Сурфогель и 0,5 %-ный водный раствор Акватек 50 Стандарт позволяют увеличить добывающие возможности скважин за счет блокировки «промытых» зон и вовлечения в разработку ранее не обработанных интервалов продуктивного пласта. Однако эта блокировка носит временный характер, длительность которого не позволяет достичь максимального коэффициента нефтеизвлечения, особенно в случае высокой вязкости нефти. После проведения обработки образуемый в пласте вязкоупругий гель легко разрушается добываемой нефтью и выносится из скважины, тем самым раскупоривая водоносные каналы пласта;
- во-вторых, снижение эффективности способа при отсутствии системы поддержания пластового давления, связанная с со снижением пластового давления в призабойной зоне пласта. При снижении пластового и забойного давлений возрастает величина геостатического давления, что приводит к заметной деформации пород-коллекторов, особенно в призабойной зоне пласта. В нефтяном пласте забойное давление может быть ниже давления насыщения, при этом происходит выделение свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти, образуя непроницаемое кольцо в околоскважинной зоне. По мере снижения пластового давления накопление свободного газа в пласте увеличивается вследствие выделения из нефти новых порций и расширения ранее образовавшихся пузырьков. В результате возникает газовый режим эксплуатации пласта, при котором эффективная проницаемость породы для нефти уменьшается, а для газа растёт, что приводит к быстрому снижению дебитов нефти скважин;
- в-третьих, невозможность применения на скважинах с высоковязкой нефтью так, как закачиваемый СКС, не способен снижать вязкость нефти и как следствие не может вытеснить высоковязкую нефть;
- в-четвертых, в следствие применения в СКС 12 %-ного водного раствора соляной кислоты, возникает высокая коррозионная агрессивность по отношению к внутрискважинному оборудованию и колоннам обсадных труб. Кроме того, в способе не определено соотношение компонентов СКС.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, вытесняемой без системы поддержания пластового давления, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, с подошвенной водой в пласте за счет повышения качества гидравлического разрыва пласта, улучшения фильтрационно-емкостных свойств пласта, увеличения устойчивости изолирующего барьера от потока подошвенных вод, увеличения охвата воздействия на пласт, повышения нефтеотдачи пласта, снижения обводненности добываемой продукции, а также расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта, герметизацию межтрубного пространства пакером, осуществление гидроразрыва горной породы пласта в три этапа, создание трещин в пласте и последующее освоение скважины.
нач.пл
пл
пл
нач.пл
3
Новым является то, что предварительно проводят геофизические исследования, определяют пористость, толщину пласта, начальное пластовое давление Р, пластовое давление Р, обводненность добываемой продукции, наличие водоносного пласта по протвинского объекту, выбирают скважину с пластовым давлением Р<0,7*Р, водоносным пластом по протвинскому объекту, обводненностью добываемой продукции более 60%, отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта, рассчитывают объем порового пространства пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, на первом этапе гидроразрыва пласта закачивают состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида – ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 18-23 м на 1 м толщины пласта, на втором этапе закачивают сжиженный пропан в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта, осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч, на третьем этапе закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 0,7 % от объема порового пространства пласта, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 1-2 ч, далее выполняют освоение скважины до жидкости постоянной минерализации.
Способ реализуется при использовании следующих реагентов:
- пропан – органическое вещество класса алканов. Массовая доля компонентов пропана и пропилена не менее 75 %, объемная доля жидкого остатка при 20°С не более 0,7 %, избыточное давление насыщенных паров при температуре плюс 45°С не более 1,6 МПа, при температуре минус 20°С не менее 0,16 МПа, массовая доля сероводорода и меркаптановой серы не более 0,013 %, в том числе сероводорода не более 0,003 %, интенсивность запаха не менее 3 баллов. Выпускаемый по ГОСТ 20448-90;
2
- гелеобразный полиакриламид (ПАА) - продукт омыления нитрила акриловой кислоты технической серной кислотой с последующей нейтрализацией омыленного продукта аммиачной водой или известью и полимеризацией полученного раствора акриламида в щелочной среде с помощью окислительно-восстановительных инициаторов. Внешний вид - гелеобразная вязкая масса от светло-желтого до голубого или зеленого цвета; массовая доля основного вещества не менее 5,0 %, кинематическая вязкость 0,25 %-ного раствора ПАА в 3%-ном растворе хлористого натрия при Т=30 0 не менее 2,2 мм/с; скорость осаждения по оксиду меди не менее 4,0 мм/с, массовая доля остаточных мономеров: сумма непредельных не более 0,025 %. Выпускаемый по ТУ-6-01-1049-76;
- этанол, выпускаемый по ГОСТ 18300-87.
Сущность способа состоит в следующем.
нач.пл
пл
Предварительно проводят геофизические исследования. Определяют пористость и толщину пласта, начальное пластовое давление Р, пластовое давление Р, обводненность добываемой продукции, наличие водоносного пласта по протвинского объекту.
пл
нач.пл
Выбирают скважину с пластовым давлением Р<0,7*Р, водоносным пластом по протвинскому объекту, обводненностью добываемой продукции более 60% с отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта.
Рассчитывают объем порового пространства пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия.
Производят спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта.
Осуществляют герметизацию межтрубного пространства пакером.
3
На первом этапе гидроразрыва пласта под давлением по колонне насосно-компрессорных труб закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 18-23 м на 1 м толщины пласта. Нарушают целостность призабойной зоны пласта с учетом особенностей месторождения, создают новое поровое пространство с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами пласта. Образуют сеть трещин, улучшающих гидравлическую проводимость породы пласта и увеличивающих зону дренирования скважины. При этом также составом частично блокируют воду, поступающую в сеть созданных трещин.
На втором этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом на устье скважины закачивают сжиженный пропан в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта. Например, насосный агрегат применяют АНД 320 (АНД 320У).
В пласте пропан смешивается с нефтью, происходит изменение состава нефти, преобразуются тяжелые ароматические структуры, преимущественно смолы и асфальтены, увеличивается доля легкокипящих фракций углеводородных компонентов, нефть становиться более легкой, снижается вязкость добываемой нефти, образуется однофазная жидкость без границы раздела фаз. В результате изменяется реология поведения флюидов, увеличивается подвижность нефти в порах и каналах в пласте и облегчается ее продвижение к скважине, происходит более полное вытеснение нефти из охваченных процессом участков продуктивного пласта, т.е. коэффициент вытеснения стремится к 100%.
Далее осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч для реагирования.
На третьем этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом на устье скважины закачивают состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 0,7% от объема порового пространства. Например, насосный агрегат применяют АНД 320 (АНД 320У). Затем осуществляют технологическую выдержку в течение 1-2 ч в ожидании реакции.
Благодаря подобранному соотношению компонентов состава происходит образование гелевой пробки в зоне водонефтяного контакта в пласте и водоносного нижележащего горизонта, запирают поток подошвенной воды, поступающий в основном по образованным трещинам после гидроразрыва пласта, но при этом исключается образования гелевой пробки во всем объеме скважины и позволяет осуществлять подъем флюида.
ПАА в составе самопроизвольно блокирует подошвенную воду в результате гидрофобной ассоциации боковых н-додецильных групп в своем составе, принадлежащих разным макромолекулам.
При контакте с подошвенной водой этанол в составе быстро диффундирует в воду, в результате в месте контакта с водой образуется прочная гелевая пробка. Присутствие в составе этанола приводит к разрушению гидрофобных агрегатов, образованных в водной среде. Разрушение позволяет среагировать ПАА с водой образовав закупоривание каналов, иначе говоря, как запуск кнопки «старт» для реакции и деятельности ПАА.
Выполняют освоение скважины до жидкости постоянной минерализации.
Пример практического применения способа.
Выбирали скважину № 1, на которой предварительно провели геофизические исследования, по результатам которых были определены верей-башкирские отложения мощностью 27,2 м и наличие водоносного пласта по протвинскому объекту мощностью 12 м.
нач.пл
пл
Начальное пластовое давление Р составило 8,2 МПа, пластовое давление – Р 5,7 МПа, обводненность добываемой продукции – 85% с отсутствием системы поддержания пластового давления и ранее проводимых гидроразрывов продуктивного пласта, определили пористость 0,158 доли ед. и толщину пласта 8 м, вязкость нефти в пластовых условиях – 68 МПа⋅с, начальный дебит скважины по нефти – 1,6 т/сут.
3
Рассчитали объем порового пространства пласта 1,886 тыс. м, зависимый от пористости и толщины пласта, площади воздействия.
Произвели спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва продуктивного пласта. Осуществили герметизацию межтрубного пространства пакером.
3
На первом этапе гидроразрыва пласта под давлением по колонне насосно-компрессорных труб закачали состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида – ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 152 м.
3
На втором этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом АНД 320 на устье скважины закачали сжиженный пропан в объеме 12 м. Далее осуществляют технологическую выдержку в течение 2 ч для реагирования.
3
На третьем этапе гидроразрыва пласта насосным агрегатом АНД 320 на устье скважины закачали состав, состоящий из ПАА и этанола, при соотношении ПАА и этанола 1:3 соответственно, в объеме 13,2 м. Далее осуществляют технологическую выдержку в течение 2 ч для реагирования.
Выполнили освоение скважины до жидкости постоянной минерализации.
Дебит по нефти составил 3,4 т/сут, прирост дебита нефти составил 1,8 т/сут, обводненность добываемой продукции составила 54 %, снизилась на 31 % (пример 1 в таблице).
Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл.
Полученные результаты показывают, что способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти повышает эффективность способа гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти, вытесняемую без системы поддержания пластового давления, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, подошвенной водой в пласте, за счет повышение качества гидравлического разрыва пласта, улучшения фильтрационно-емкостных свойств пласта, увеличения устойчивости изолирующего барьера от потока подошвенных вод, увеличения охвата воздействия на пласт, повышения нефтеотдачи пласта, снижения обводненности добываемой продукции, а также расширение технологических возможностей способа.
Таблица. Результаты осуществления способа гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти
№ скважины
Начальное пластовое давлениеР<sub>нач.пл</sub>,<sub></sub>МПа
Пластовое давление Р<sub>пл</sub>, МПа
Среднесуточные показатели работы добывающей скважины участка до гидроразрыва пласта
Толщина пласта, м
Объем порового пространства пласта, тыс. м<sup>3</sup>
Первый этап гидроразрыва пласта
Второй этап гидрораз-рыва пласта
Техно-логичес-кая выдерж-ка, ч
Третий этап гидроразрыва пласта
Техно-логичес-кая выдерж-ка, ч
Среднесуточные показатели работы добывающей скважины участка после гидроразрыва пласта
Дебит нефти, т/сут
Обводненность добываемой продукции, %
Объем состава, м<sup>3</sup>
ПАА, м<sup>3</sup>
Этанол, м<sup>3</sup>
Объем сжиженного пропана, м<sup>3</sup>
Объем состава, м<sup>3</sup>
ПАА, м<sup>3</sup>
Этанол, м<sup>3</sup>
Дебит нефти, т/сут
Прирост дебита нефти, т/сут
Обводненность добываемой продукции, %
Изменение обводненности добываемой продукции, %
1
8,2
5,7
1,6
85
8
1,886
152
38
114
12
2
13,2
3,3
9,9
2
3,4
1,8
54
-31
2
8,0
4,5
1,2
87
7,3
2,457
168
42
126
16
2,1
17,2
4,3
12,9
1,6
3,6
2,4
59
-28
3
7,9
2,8
0,5
69
8,9
2,343
160
40
120
14
2,5
16,4
4,1
12,3
1,9
2,7
2,2
51
-18
4
8,1
3,6
0,9
71
7,6
1,943
152
38
114
12
2,9
13,6
3,4
10,2
1,5
2,9
2
53
-18
5
7,6
5,1
1,5
75
8,4
2,0
160
40
120
13
2
14
3,5
10,5
1,3
3,1
1,6
49
-26
6
7,3
4,9
1,3
81
8,0
2,057
144
36
108
13
2,2
14,4
3,6
10,8
1
3,6
2,3
62
-19
7
6,4
3,8
1,1
89
7,3
2,229
152
38
114
14
2,4
15,6
3,9
11,7
1,8
3,0
1,9
53
-36
8
6,9
4,3
1,2
73
7,2
2,229
160
40
120
14
2,6
15,6
3,9
11,7
2
3,4
1,2
45
-28