способ гидравлического разрыва карбонатного пласта

Формула изобретения

Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта (ГРП) в скважине, включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации и циклическую закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва, отличающийся тем, что перед проведением ГРП скважину заполняют технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины, суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва рассчитывают по формуле



где V_г - объем гелеобразной жидкости разрыва, м³;

k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м³/м;

Н_п - длина интервала вскрытия, м,

причем гелеобразную жидкость разрыва закачивают равными порциями в 3-5 циклов с закачкой после них порций кислоты объемом 0,7-0,75 объема гелеобразной жидкости разрыва, по завершении последнего цикла закачки осуществляют закачку товарной нефти или пресной воды в полуторакратном объеме колонны труб с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего удаляют продукты реакции кислоты с породой, снимают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве карбонатного пласта.

Известен способ гидроразрыва пласта (патент РФ № 2122633, МПК 8 Е21В 43/27, опубл. 1998 г.), включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта кислотных агентов и проппанта.

Недостатком данного способа является то, что он не позволяет повысить продуктивность скважин и освоить под закачку скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках, кроме того, процесс осуществления способа отличается длительностью процесса и высокой стоимостью.

Также известен способ гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину жидкости под высоким давлением, чем обеспечивают открытие в пласте, в частности продуктивном пласте, существующих трещин или создания новых трещин, которые в значительной степени улучшают гидродинамическую связь между пластом и скважиной. При этом в жидкость разрыва вводят крепитель трещин - расклинивающий агент (например, кварцевый песок или скорлупу грецких орехов, или стеклянные шарики), которые проникают в трещины, остаются в них при пуске скважины в эксплуатацию и сохраняют трещины в раскрытом состоянии (см., например, кн. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М., Недра, 1986, стр.164).

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, большая трудоемкость и дороговизна осуществления способа, связанная с тем, что для проведения гидроразрыва пласта требуется большое количество насосных агрегатов, пескосмесительных машин, автоцистерн, причем насосные агрегаты предназначены для нагнетания жидких сред под давлением до 70 МПа, а пескосмесительные машины предназначены для транспортирования крепителя трещин - расклинивающего агента, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок. Автоцистерны используют для транспортирования жидкостей и подачи их в пескосмесительные и насосные установки, при этом для обвязки устья необходимо применение специальной высокопрочной арматуры, рассчитанной на высокое давление до 70 МПа. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления при гидравлическом разрыве пластов по описанному выше способу обязательно применение высокопрочных пакеров с якорными устройствами.

- во-вторых, при достижении высоких давлений происходит разрыв не только продуктивного пласта, но и вышележащих и/или нижележащих экранирующих пластов-перемычек. Это приводит к интенсивному обводнению добываемой продукции и в целом к снижению эффективности работ, в частности работ по интенсификации добычи нефти. К тому же полномасштабный гидравлический разрыв пласта приводит к образованию и масштабной трещины, как правило, единичной с дальним простиранием далеко за границы зоны кольматации. Интенсифицируемый пласт не дренирует продукцию в этом случае всей толщиной пласта, но приводит к катастрофическим поглощениям рабочего агента как на стадии собственно гидравлического разрыва пласта, так и на последующих стадиях воздействия на пласт.

Наиболее близким является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU № 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:

- во-первых, 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, а для осуществления этого требуются дорогостоящее оборудование (пескосмесители, пакера с якорем высокого давления) и агрегаты, создающие высокие давления, все это ведет к большим финансовым и материальным затратам при осуществлении способа;

- во-вторых, низкая эффективность применения данного способа при проведении ГРП в карбонатных породах при низком пластовом давлении, что 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 изобретения является упрощение технологического процесса осуществления гидравлического разрыва карбонатного пласта (ГРП) без привлечения дорогостоящего оборудования и агрегатов, создающих высокое давление, а также повышение эффективности проведения ГРП в карбонатных породах при низком пластовом давлении путем снижения давления разрыва при образовании трещин в карбонатном пласте с возможностью исключения обводнения скважин после гидроразрыва пласта даже при условии близости водоносных горизонтов.

Поставленная задача решается способом гидравлического разрыва карбонатного пласта (ГРП) в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации и циклическую закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва.

Новым является то, что перед проведением ГРП скважину заполняют технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины, суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва рассчитывают по формуле:

где V_г - объем гелеобразной жидкости разрыва, м³;

k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м³/м;

Н_п - длина интервала вскрытия, м,

причем гелеобразную жидкость разрыва закачивают равными порциями в 3-5 циклов с закачкой после них порций кислоты объемом 0,7-0,75 от объема гелеобразной жидкости разрыва, по завершении последнего цикла закачки осуществляют закачку товарной нефти или пресной воды в полуторакратном объеме колонны труб с последующей выдержкой 1-2 ч, после чего удаляют продукты реакции кислоты с породой, снимают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.

Суть способа заключается в многократном поочередном воздействии жидкостью разрыва и кислотой на карбонатный пласт, подлежащий ГРП, причем гелеобразная жидкость разрыва создает и расширяет (увеличивает геометрические размеры) трещины, а кислота с каждым циклом закачки гелеобразной жидкости разрыва проникает все глубже в пласт и там реагирует и растворяет карбонатную породу пласта.

Известно, что со снижением пластового давления в продуктивном пласте происходят увеличение длины и ширины трещины и уменьшение ее высоты. Для коэффициента Пуассона, равного 0,25, снижение пластового давления на 1 МПа снизит напряжение смыкания на 2/3 МПа. При этом изменение пластового давления на 1 МПа изменяет высоту трещины более чем на 2 метра. Поэтому в ситуациях, где рост высоты трещины критичен для успеха операции ГРП, целесообразно подбирать участки с пониженным пластовым давлением или снижать его в районе предполагаемых работ.

Особо важную роль пластовое давление играет в отложениях нижнего и среднего карбона, где отсутствуют надежные, ограничивающие рост высоты трещины, глинистые пласты. Близость водоносных пластов увеличивает риск обводнения скважин после гидроразрыва. Кроме того, многие залежи в карбонатных отложениях эксплуатируются на естественных режимах истощения и имеют низкие пластовые давления.

Пластами для проведения ГРП при низких пластовых давлениях на месторождениях Татарстана являются карбонаты башкирского яруса и верейского горизонта, а также турнейского яруса.

Предложенный способ гидравлического разрыва карбонатного пласта осуществляется следующим образом.

Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине включает перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины.

Далее в скважину в зону гидроразрыва пласта производят спуск колонны труб с пакером так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли пласта, подлежащего гидроразрыву, после чего осуществляют герметизацию заколонного пространства (производят посадку проходного пакера любой известной конструкции, например пакер с механической осевой установкой П-ЯМО (на 25 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Перед проведением ГРП скважину заполняют технологической жидкостью, например, сточной водой плотностью 1100 кг/м³ на 0,2-0,4 объема ствола скважины.

Определяют суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва по формуле:

где V_г - объем гелеобразной жидкости разрыва, м³;

k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м³/м;

Н_п - длина интервала вскрытия, м.

Например, длина интервала вскрытия Н_п=12 м. Тогда, подставляя в формулу [1], получаем суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва:

;

Примем суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва V_г=18 м³.

В качестве гелеобразной жидкости применяют известные составы, например, разработанные ЗАО «Химекоганг», имеющие торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ2481-053-17197708), «Химеко-Т» (ТУ2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98).

Порядок приготовления гелеобразной жидкости и ее закачки с помощью насосного агрегата ЦА-320 описан в патенте RU № 2358100, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. в бюл. № 16 от 10.06.2009 г. В качестве дополнительного примера использования гелеобразной жидкости может быть структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта, описанная в патенте № 2043491 МПК 8 Е21В 43/26, опубл. 10.09.1995 г.

Далее определяют общий объем кислоты, которой принимают объемом 0,7-0,75 от объема гелеобразной жидкости разрыва, т.е. V _к=(0,7-0,75)·18 м³=12,6-13,5 м³ . Примем общий объем кислоты V_к=13,2 м³ .

В качестве кислоты, выполняющей роль расклинивающего агента трещины, образуемой в результате разрыва карбонатного пласта гелеобразной жидкостью, используют любую известную кислоту: соляную, плавикововую или другие, применяемые при ГРП с целью расклинивания трещины. Например, в качестве кислоты применяют кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000 (производитель г.Стерлитамак, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

После чего производят поочередную закачку, например, с помощью насосного агрегата ЦА-320 в 3-5 циклов гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, например в 4 цикла, при этом в каждом цикле закачки как гелеобразной жидкости разрыва, так и кислоты производят в равных долях от общего объема. То есть в каждой стадии закачивается V_гi=18 м³/ 4=4,5 м ³ - гелеобразной жидкости разрыва и V_кi=13,2 м³/ 4=3,3 м³ - кислоты, при этом в процессе циклической поочередной закачки гелеобразной жидкости разрыва и кислоты расход не должен превышать 1,5 м³/мин, а давление на устье скважины должно быть не более 10 МПа.

По окончании поочередной закачки осуществляют продавку кислоты, находящейся в колонне труб в пласт дегазированной товарной нефтью или пресной водой в полуторакратном объеме колонны труб, после чего скважина остается на реагирование кислоты с породой пласта на 1-2 ч, после чего удаляют продукты реакции кислоты с породой любым известным способом, например свабированием по колонне труб, после чего срывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.

Применение предложенного способа в сравнении с прототипом позволяет:

- во-первых, простой технологический процесс осуществления способа и низкое давление до 10 МПа, при котором производят ГРП в карбонатных породах, позволяют не привлекать дорогостоящее оборудование (пескосмеситель) и насосные агрегаты высокого давления, при этом для проведения процесса ГРП в карбонатных породах достаточен один насосный агрегат ЦА-320, что позволяет сократить финансовые и материальные затраты на осуществление ГРП;

- во-вторых, гидроразрыв карбонатного пласта при низком пластовом давлении создает лучшую геометрию трещины (большое проникновение в пласт и малую высоту), а в условиях близости водоносных горизонтов и отсутствия достаточного контраста напряжений для ограничения высоты трещины перед проведением гидравлического разрыва производят снижение пластового давления в пласте за счет заполнения технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины, что позволяет сделать гидроразрыв карбонатного пласта более эффективным (исключить обводнение пласта после проведения ГРП).