СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ, ВСКРЫВШЕЙ МНОГОПЛАСТОВУЮ ЗАЛЕЖЬ
METHOD TO INTENSIFY OPERATION OF WELL THAT EXPOSED MULTIPAY DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважин.
3
3
3
3
3
3
Известен способ гидроразрыва пласта, в котором предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли интервале перфорации и еще 2-4 м, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении 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, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, при выявлении роста устьевого давления при закачке пробной пачки жидкости разрыва с проппантом на величину от 1 до 2,5 МПа увеличивают объем закачиваемого проппанта малой и средней фракции 20/40, 16/30 и 16/20 меш на минимальных концентрациях от 30 до 120 кг/м до 800-1000 кг на стадию, эффективность данного мероприятия оценивают по снижению устьевого давления по мере прохождения данной пачки проппанта через зону перфорации и при снижении давления на 1 и более МПа делают вывод, что гидравлическая связь с пластом улучшена и процесс гидроразрыва следует выполнять согласно запланированным параметрам по измененному плану, при отсутствии признаков восстановления связи с пластом концентрацию подачи проппанта в следующих стадиях снижают, ограничиваясь максимальными значениями до 350-400 кг/м, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля, и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля, и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании закачки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, после чего устье скважины закрывают, 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 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (патент РФ №2453694, опубл. 20.06.2012).
3
3
3
3
3
3
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ гидроразрыва пласта, согласно которому предварительно производят анализ технической воды, тестируют гелеобразователь на растворимость в воде и структурообразование, при удовлетворительном результате растворяют гелеобразователь в воде и вновь тестируют на структурообразование, при удовлетворительных результатах в раствор гелеобразователя в воде добавляют стабилизатор глин, деэмульгатор и регулятор деструкции, закачивают в скважину полученный раствор и в процессе закачки в раствор вводят деструктор и сшиватель, образуя тем самым жидкость разрыва, закачкой заменяют объем скважины на жидкость разрыва, останавливают закачку и производят запись спада давления, возобновляют закачку жидкости разрыва с рабочим расходом на гидравлический разрыв, закачивают «подушку» жидкости разрыва в объеме от 3 до 6 м, затем выполняют закачку пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой до 1 т с концентрацией от 30 до 200 кг/м, доводят ее до интервала перфорации, отмечают начальное устьевое давление и затем регистрируют характер его изменения в процессе прохождения пачки через интервал перфорации и движения ее по трещине, пачку продавливают жидкостью разрыва без проппанта в объеме 1,5-1,8 м, производят продавку жидкости разрыва в объеме, равном объему колонны насосно-компрессорных труб, подпакерной зоны до кровли в интервале перфорации и еще 2-4 м, останавливают продавку и производят запись спада давления, производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления, полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении 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 полученных данным обработки тестовой закачки, откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта гидроразрыва, изменяют первоначальный план проведения основного процесса гидроразрыва путем замены первоначальных данных горно-геологических коэффициентов на полученные программой после проведения процесса тестовой закачки, проводят измененный основной процесс гидроразрыва, при проведении измененного основного процесса гидроразрыва на основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема технологической воды и приготовление геля с проведением тестирования, при удовлетворительных результатах теста процесс гидроразрыва проводят в соответствии с измененным планом, где объем конечной продавки определяют как сумму объема колонны насосно-компрессорных труб и подпакерной зоны до кровли интервала перфорации, закачку проппантно-гелевой смеси выполняют двумя порциями, в первой порции устанавливают концентрацию проппанта до 300 кг/м, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей полный процесс разложения геля, и времени смыкания трещины не менее 12 часов, во второй порции устанавливают концентрацию проппанта свыше 300 кг/м, дозировку деструктора осуществляют согласно концентрации, обеспечивающей процесс полного разложения геля, и времени смыкания трещины не более 4 часов, по окончании продавки проппантно-гелевой смеси насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления для получения информации о качестве проведения процесса гидроразрыва, об интенсивности спада давления, наличии остаточной связи с пластом, отсутствии эффекта перепродавки, 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 4-х часов, при давлении свыше 4 МПа на устьевом манометре стравливание производят с расходом не более 30 л/мин до атмосферного, а при давлении менее 4 МПа на устьевом манометре стравливание производится полным открытием устьевой задвижки, устье скважины разгерметизируют, производят срыв пакера и подъем подземного оборудования (патент РФ №2453695, опубл. 20.06.2012 - прототип).
Недостатком известных технических решений является то, что способ успешно и эффективно применим только на терригенных коллекторах девона. В прочих условиях и в условиях многопластовых залежей, когда необходимо интенсифицировать добычу нефти из разных пластов на разных глубинах в одной скважине, способ оказывается малоэффективным или даже приводит к обратному эффекту, выражающемуся в обводнении скважины.
В предложенном изобретении решается задача интенсификации скважины, вскрывшей многопластовую залежь.
3
Задача решается тем, что в способе интенсификации работы скважины, вскрывшей многопластовую залежь, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва с закачкой «подушки» жидкости разрыва, согласно изобретению для проведения гидроразрыва выбирают многопластовую залежь с продуктивными пластами, разделенными непроницаемой перемычкой толщиной не менее 10 м, по скорректированному проекту разрыва давление разрыва поддерживают достаточным для раскрытия трещин разрыва одновременно в двух пластах, проводят основной процесс гидроразрыва пластов с закачкой «подушки» жидкости разрыва в объеме не менее 8 м, расход жидкости разрыва поддерживают достаточным для поддержания трещин в открытом состоянии одновременно в двух пластах и исключения закрытия одной из них, массу закачиваемого проппанта определяют с учетом закрепления трещин в двух пластах.
Сущность изобретения
При проведении гидроразрыва в скважинах, вскрывших многопластовую залежь, приходится много времени и средств тратить на проведение гидроразрыва отдельно в каждом продуктивном пласте. В предложенном изобретении решается задача проведения гидроразрыва одновременно в двух продуктивных пластах, что способствет экономии времени и материальных затрат на проведение гидроразрыва. Задача решается следующим образом.
3
3
3
Гидроразрыв проводят не поинтервально, а одновременно в двух пластах, позволяя тем самым интенсифицировать добычу нефти из разных пластов на различных глубинах в одной скважине. Для этого выбирают пласты с сопоставимыми фильтрационно-емкостными свойствами, отделенные непроницаемой глинистой перемычкой толщиной не менее 10 м. Сопоставимыми являются пласты, отличающиеся по эффективной толщине не более чем в 2 раза. По результату проведения тестовой закачки жидкости разрыва и пробной пачки жидкости разрыва с проппантом массой от 0,5 до 2 т с концентрацией от 30 до 300 кг/м, регистрируют устьевые давления в процессе прохождения пробной пачки проппанта через интервалы перфорации. Производят запись и обработку интенсивности снижения устьевого давления. Полученные данные обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении 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. Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели гидроразрыва и проведения уточненного варианта одновременного гидроразрыва на два пласта. По скорректированному дизайну проводят основной процесс гидроразрыва пластов с закачкой «подушки» - жидкости разрыва в объеме не менее 8 м. Расход жидкости разрыва поддерживают не менее 3 м/мин для поддержания трещин в открытом состоянии и исключения закрытия одной из них. Массу закачиваемого проппанта определяют с учетом закрепления трещин в двух пластах - от 1,5 до 2 раз больше, чем при гидроразрыве одного пласта (в среднем при стандартном гидроразрыве используется около 8 т проппанта), однако примерно сопоставимо по количеству проппанта, используемого при поинтервальном (двойном) гидроразрыве.
Пример конкретного выполнения
Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины.
Объекты интенсификации: пласт До в интервале 1707-1711 м, пласт Д1а в интервале 1723,2-1725,2 м, пласты отделены между собой глинистой перемычкой толщиной 12,2 м.
Литология объектов: До - заглинизированные песчаники (абсолютная проницаемость 151,6 мД, пористость 18,1%, глинистость 4,9%); Д1а - алевролиты (абсолютная проницаемость 96,6 мД, пористость 18,4%, глинистость 5,1%).
Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм герметична.
Перфорацию перед гидроразрывом проводят системой кумулятивного действия ЗПК-89-АТМ (на кабеле) в интервалах 1707-1711 м, 1723,2-1725,2 м плотностью перфорации 20 отверстий на погонный м интервала.
Спускают насосно-компрессорных трубы, проводят отсыпку забоя песчаным мостом до глубины 1728 м.
Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на глубину 1685,7 м и производят посадку пакера.
Объекты, вскрытые перфорацией, не участвующие в гидроразрыве: Д1б2, перфорирован в интервале 1733,6-1734,6 м, отсыпан песком.
3
3
3
Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-205 м/сут, начальное давление Рнач=12 МПа, конечное давление Ркон=11 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м технической жидкости плотностью 1,05 г/см без предварительного насыщения призабойной зоны.
3
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 30 м на основе жидкого гелеобразователя WG 40 LDS «Эконотек» с загрузкой 7,5 л/м. Реология - температура 27°С, вязкость 21 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 27 м жидкости разрыва с добавлением 1000 кг проппанта фракции 20/40. Пробная пачка прошла интервал перфорации с ростом давления на 2 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.
3
3
3
3
3
3
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 с закачкой подушки в объеме 9 м, концентрацией проппанта по стадиям: 120 кг/м, 200 кг/м, 300 кг/м, 400 кг/м, 600 кг/м, 800 кг/м, с общим количеством проппанта 13 т и давлении на устье скважины начальном 23 МПа, конечном 28 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. Рабочий расход при закачке компонентов гидроразрыва при основном процессе 3,0 м/мин. 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.
2
2
По результатам обработки результатов записи устьевых давлений проделанного процесса получены следующие данные: длина трещины созданная (одно крыло) пласт До - 64,8 м, пласт Д1а - 35,9 м; закрепленная До - 64,6 м, Д1а - 30,1 м; высота трещины созданная До - 15,7 м, Д1а - 16,6 м; закрепленная До - 3,4 м, Д1а - 1,7 м. Ширина трещины после снятия давления по пласту До 3,21 мм, по пласту Д1а - 2,88 мм; концентрация проппанта в интервале продуктивной части пласта До 6,04 кг/м, Д1а - 4,28 кг/м. Масса закачанного проппанта распределилась по пластам следующим образом: До - 8970 кг, Д1а - 3870 кг.
Скважина введена в эксплуатацию через 9 суток после завершения работ по гидроразрыву пласта с увеличением дебита жидкости более чем в 5 раз, коэффициент продуктивности вырос в 4,5 раза. После завершения освоения скважины проведен комплекс ГИС СТД, ДГД, Т со снижением уровня, по результату исследования приток жидкости из пласта До - 73%, из пласта Д1а - 27%, что в целом коррелируется с полученными результатами дизайна гидроразрыва.
Сравнительный анализ предложенного и контрольного способов представлен в таблице 1.
Из таблицы 1 следует, что предлагаемый способ проведения гидроразрыва многопластовой залежи одновременно на два пласта, разделенных между собой непроницаемой глинистой перемычкой не менее 10 м, в отличие от поинтервального гидроразрыва, позволяет создать одновременно две высокопроводимые трещины в разных пластах, что способствует экономии времени и материальных затрат на проведение ГРП - порядка 3 млн. рублей (пп.9, 10). Полученные параметры геометрии трещин, их свойств (проводимости, концентрации проппанта), а также эффективности от мероприятия (кратности увеличения дебита жидкости) говорят о сопоставимости полученных результатов гидроразрыва предлагаемым способом в сравнении со стандартным поинтервальным ГРП с одновременной экономией затрат.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет проводить гидроразрыв в скважинах, имеющих потенциал повышения продуктивности по двум пластам и более, однако ввиду ряда существовавших технических ограничений, допускавших проведение процесса гидроразрыва раздельно на каждый пласт, предлагаемый способ позволяет проводить гидроразрыв одновременно на два пласта с созданием высокопроводимых трещин в каждом пласте.
Применение предложенного способа позволит интенсифицировать работу скважин с двумя пластами и более с минимальными затратами на проведение гидроразрыва пластов и подготовительных работ, проводить гидроразрыв одновременно в двух продуктивных пластах.
Таблица 1
№
Сопоставительные параметры
Предложенный способ
Контрольный способ - поинтервальный гидроразрыв
1
Назначение скважины
Добывающая
Добывающая
1707-1711
1711-1713
2
Интервалы перфорации До/Д1а, м
1723,2-1725,2
1724,5-1727,5
3
Проницаемость (фазовая) До/Д1а, мД
75/43
55/145
4
Пористость До/Д1а, %
18,1-16,3
54/42,3
5
Глинистость, %
4,9/5,1
7,4/3,1
6
Толщина перфорированной части пластов До/Д1а, м
4/2
2/3
7
Литология коллекторов До/Д1а
Заглинизированный песчаник / алевролит
Алевролит / Алевролит
8
Количество закачанного проппанта, (в т.ч. с разбивкой по пластам До/Д1а), т
13
12,4
(9/4)
(9/3,4)
9
Затраты на проведение ГРП, млн. руб.
1,83
3,13
10
Затраты на проведение ПЗР к ГРП, млн. руб.
2,92
3,58
11
Объем подушки, м<sup>3</sup>
9
6/4
12
Расход при закачке, м<sup>3</sup>/мин
3,1
3,3/2,2
13
Максимальная концентрация проппанта, кг/м<sup>3</sup>
800
603/400
14
Эффективность работы жидкости (% утечек с учетом влияния расхода)
55%
50/36%
15
Длина трещины созданная/закрепленная До/Д1а (одно крыло), м
64,8/64,6 До
93,9/93,6 Д0
35,9/30,1 Д1а
84,7/24,4 Д1а
16
Высота трещины созданная/закрепленная До/Д1а, м
15,7/3,4 До
20,1/2,0 Д0
16,6/1,7 Д1а
14,1/2,7 Д1а
17
Ширина трещины после смыкания максимальная/средняя, мм
16,4/3,2 До
15,5/3,0 До
13,5/2,8 Д1а
10,0/1,01 Д1а
18
Проводимость трещины (продуктивная зона) До/а, мД-м
1150,1/988,63
564,7/432,1
19
Дебит жидкости, до ГРП/после ГРП, м<sup>3</sup>/сут
3,3/21
4,2/21,4
20
Кратность увеличения дебита жидкости
6,3
5,1