СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD TO DEVELOP OIL POOL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, включающий кислотный гидравлический разрыв пласта (ГРП) путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачки в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва. После кислотного ГРП производят повторный ГРП в два этапа. На первом этапе образовавшуюся вследствие кислотного ГРП трещину закрепляют закачкой жидкости гидроразрыва с проппантом в расчетном количестве, достаточном для изменений горизонтальных напряжений в карбонатном пласте и обеспечения перпендикулярного направления второй трещины, образующейся при проведении второго этапа кислотного ГРП относительно первой трещины. После проведения первого этапа повторного ГРП проводят отработку скважины на излив через штуцеры в возрастающей последовательности их диаметров. На первом этапе ГРП в качестве жидкости гидроразрыва используют гель, а на втором - кислотный состав (патент РФ №2462590, опубл. 27.09.2012).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта, включающий проведение на первом этапе разработки ГРП во всех добывающих скважинах. Одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при ГРП, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту. При снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят ГРП во всех нагнетательных скважинах, при этом сразу же после проведения ГРП в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости. При падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений, в них осуществляют повторный ГРП (патент РФ №2496001, опубл. 20.10.2013 - прототип).
Общим недостатком известных способов является малая эффективность ГРП в добывающих скважинах с низким пластовым давлением.
В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности ГРП на скважинах с низким пластовым давлением и увеличения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, проведение гидроразрыва пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, согласно изобретению, выявляют участок залежи с низким пластовым давлением и нагнетательной скважиной с низкой приемистостью, проводят гидравлический разрыв в выявленной нагнетательной скважине, проводят разработку до увеличения пластового и забойного давления в реагирующих добывающих скважинах, проводят гидроразрыв пласта в добывающих скважинах последовательно от скважины с наименьшим увеличением пластового и забойного давления до скважины с наибольшим увеличением пластового и забойного давления, при этом в скважинах с коллектором с высокой проницаемостью проводят щадящий гидроразрыв, в скважинах с низкопроницаемым глинистым коллектором проводят интенсивный гидроразрыв с максимальной длиной трещины.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи дебит и приемистость скважин неизбежно снижаются. Недостаточная приемистость скважин препятствует заводнению залежи. Одним из наиболее эффективных способов увеличения продуктивности и приемистости скважин является ГРП, однако известные способы повышения приемистости и продуктивности скважин с низким пластовым давлением путем гидравлического разрыва позволяют добиться временного эффекта в околоскважинной зоне или не добиться вообще. В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности ГРП на залежах с низким пластовым давлением. Задача решается следующим образом.
При ГРП на добывающих скважинах с низким пластовым давлением не всегда достигается технологический результат в виде увеличения дебита. Как правило, причинами низкой продуктивности добывающих скважин на участке могут являться различные факторы: снижение продуктивности добывающих скважин в процессе эксплуатации, наличие пластов с низкой природной продуктивностью как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах (на всем участке), а также слабая связь с зонами коллекторов, обладающих высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ограниченная связь между добывающими и нагнетательными скважинами). Исходя из данных причин и определяются режимы для каждой конкретной скважины, обеспечивающие наиболее оптимальное соотношение длины, ширины, высоты и проводимости закрепленной трещины. Предлагается при отсутствии достаточного значения продуктивности и пластового давления в добывающих скважинах на участке (менее 14 МПа) проводить ГРП на нагнетательной скважине, имеющей недостаточную приемистость (низкую или близкую к нулевой). После запуска нагнетательной скважины в работу отслеживают динамику изменения коэффициента продуктивности и пластового давления в реагирующих добывающих скважинах в течение трех месяцев. Прослеживают увеличение пластового и забойного давления в реагирующих добывающих скважинах. При незначительном росте коэффициента продуктивности и пластового давления проводят гидроразрыв пласта в добывающих скважинах последовательно от скважины с наименьшим увеличением пластового и забойного давления до скважины с наибольшим увеличением пластового и забойного давления, при этом в скважинах с коллектором с высокой проницаемостью проводят щадящий гидроразрыв, в скважинах с низкопроницаемым глинистым коллектором проводят интенсивный гидроразрыв с максимальной длиной трещины.
При щадящем гидроразрыве длину трещины разрыва выполняют уменьшенной на 10-30%, при интенсивном гидроразрыве длину трещины увеличивают на 10-30% по сравнению с оптимальным для конкретных условий конкретного пласта, доводя ее до максимальных значений.
Данные подходы в совокупности позволяют добиться высокого и продолжительного эффекта от ГРП на добывающих скважинах с низким пластовым давлением.
Пример конкретного выполнения
3
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь с продуктивными пластом До. Пласт расположен на глубине в интервале 1704,1-1710 м, среднее пластовое давление в добывающих скважинах составляет 10,3 МПа, пластовая температура 31°С, пористость 25,3%, глинистость 1,3%, проницаемость 1484 мД, нефтенасыщенность 74%, вязкость нефти 13 СП, плотность нефти 860 кг/м, обводненность продукции 17%. Коллектор - песчаник.
3
3
Отбирают пластовую продукцию через 11 добывающих скважин и закачивают рабочий агент - пластовую воду через 6 нагнетательных скважин. Средняя приемистость нагнетательных скважин 24 м/сут, средний дебит добывающих скважин 10,2 м/сут.
3
В пласте До выявляют участок с низким пластовым давлением порядка 10 МПа. На выбранном участке выявляют нагнетательную скважину с низкой приемистостью, равной 5 м/сут. Проводят интенсификацию работы в выбранной нагнетательной скважине.
Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм герметична.
Спускают колонну насосно-компрессорных труб, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1713 м.
Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1684 м и производят посадку пакера.
3
3
3
ГРП проводят с закачкой 10000 кг проппанта (фракцией 20/40 меш - 3000 кг, фракцией 16/20 - 4000 кг, фракцией 12/18 - 3000 кг) с использованием жидкости разрыва 70 м, с загрузкой гелеобразователя 3,2 кг/м, конечной концентрацией 550 кг/м.
3
3
По результатам обработки результатов записи устьевых давлений выполненного ГРП получены следующие данные: длина трещины закрепленная (одно крыло) - 57,6 м; высота трещины созданная - 11,1 м; закрепленная - 7,05 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 2,46 мм, максимальная ширина трещины у интервалов перфорации 14,06 мм; проводимость трещины 679,5 мД/м. По результату ГРП получено увеличение приемистости нагнетательной скважины с 5 м/сут до 64 м/сут.
После запуска скважины в работу и через 3 месяца регистрируют изменения пластового давления и значения продуктивности на реагирующих добывающих скважинах на данном участке. Для обработки выбирают реагирующую добывающую скважину с наименьшими изменениями продуктивности. Пластовое давление после гидроразрыва влияющей нагнетательной скважины увеличилось незначительно с 9,4 МПа до 9,7 МПа. Литология объектов: пласт До в интервале 1829,6-1837 м - песчаник (абсолютная проницаемость 799,8 мД, пористость 22,6%, глинистость 0,6%).
Проводят интенсификацию работы в выбранной реагирующей добывающей скважине. Начальный дебит до ГРП составляет 2,5 мЭ/сут, обводненность продукции 16%.
Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 146 мм герметична.
Спускают колонну насосно-компрессорных труб, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1842,5 м.
Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1811 м и производят посадку пакера.
3
3
3
Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-320 м/сут, начальное давление Рнач=10,5 МПа, конечное давление Ркон=11 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м технической жидкости плотностью 1,1 г/см без предварительного насыщения призабойной зоны.
3
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 28 м на основе гелеобразователя WG 46 «Эконотек». Реология - температура 27°С, вязкость 25 сП, время сшивки 4 сек. Производят добавление к гелю деэмульгатора, активатора деструкции и стабилизатора глин, смесь доводят до гомогенного состояния при перемешивании, производят запуск и прогрев нагнетательных насосов.
3
Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 28 м жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления с 26 МПа до 27 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 ГРП.
3
3
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 проведением тестирования. Результаты теста удовлетворительны. Процесс гидроразрыва проводят в соответствии с составленным уточненным планом, приготовление жидкости разрыва производят с загрузкой гелеобразователя 3,2 кг/м. Конечная концентрация проппанта составляет 770 кг/м.
Давление на устье скважины начальным 23,9 МПа, конечным 29 МПА, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации за вычетом объема расчетной недопродавки. 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-и часов. Устье скважины разгерметизируют, производят срыв и подъем пакерного оборудования.
По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса получены следующие данные: длина трещины закрепленная (одно крыло) - 62,7 м; высота трещины созданная - 9,69 м; закрепленная - 7,87 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту 2,7 мм, максимальная ширина трещину у интервалов перфорации 14,1 мм; проводимость трещины 622,8 мД/м. Масса закачанного проппанта 10000 кг (20/40 - 2000 кг, 12/18 - 12000 кг).
Скважина введена в эксплуатацию через 7 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением коэффициента продуктивности более чем 6 раз без роста обводненности продукции. Среднесуточный прирост по нефти составил 18 тн/сут, что превышает более чем в 9 раз показатели до ГРП.
Проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине со вторым по величине увеличением пластового и забойного давления, пластовое давление в которой после гидроразрыва влияющей нагнетательной скважины увеличилось с 9,9 МПа до 10,3 МПа. Процесс ГРП проводят аналогично ГРП в предыдущей добывающей скважине. В районе данной скважины имеется пласт с низкопроницаемым глинистым коллектором, поэтому в скважине проводят интенсивный гидроразрыв с максимальной длиной трещины, равной 74,3 м.
Проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине с третьим по величине увеличением пластового и забойного давления, пластовое давление в которой после гидроразрыва влияющей нагнетательной скважины увеличилось с 9,4 МПа до 10,5 МПа. Процесс ГРП проводят аналогично ГРП в предыдущей добывающей скважине.
Проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине с четвертым по величине увеличением пластового и забойного давления, пластовое давление в которой после гидроразрыва влияющей нагнетательной скважины увеличилось с 9,4 МПа до 11,2 МПа. Процесс ГРП проводят аналогично ГРП в предыдущей добывающей скважине. В районе данной скважины коллектор имеет высокую проницаемость порядка 370 мД, поэтому в скважине проводят щадящий гидроразрыв с небольшой длиной трещины, равной 52,3 м.
Продолжают разработку пласта До, по плану проводят ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины и закачивают пластовую воду через нагнетательные скважины.
В приведенном примере видно, что для эффективной обработки добывающих скважин на участке с низким пластовым давлением необходимо в первую очередь провести гидроразрыв на нагнетательной скважине с низкой (или близкой к нулевой) приемистостью. Геометрические параметры трещины определяют в зависимости от литологии коллектора, а также причин низкой продуктивности добывающих скважин на участке: снижение продуктивности добывающих скважин в процессе эксплуатации, наличие пластов с низкой природной продуктивностью как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах (на всем участке), а также слабая связь с зонами коллекторов, обладающих высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ограниченная связь между добывающими и нагнетательными скважинами). После проведения гидроразрыва и запуска нагнетательной скважины необходимо проследить изменение пластового давления и продуктивности добывающих скважин. Для проведения ГРП необходимо выявить добывающие скважины с минимальным реагированием от ГРП нагнетательной скважины (изменением пластового давления и продуктивности), и самое главное, данная скважина должна удовлетворять остальным критериям подбора для проведения ГРП. Проведение ГРП на добывающей скважине так же проводят с созданием необходимых геометрических размеров, в зависимости от причины низкой продуктивности скважины. Предложенные подходы и режимы позволяют эффективно проводить ГРП в добывающих скважинах с низким пластовым давлением.
В результате нефтеотдача выделенного участка возросла на 11%, а нефтеотдача всей залежи увеличилась на 0,4%.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность ГРП и увеличить нефтеотдачу залежи.