Способ обработки пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ обработки пласта заключается в том, что предварительно осуществляют гидравлический разрыв пласта жидкостью гидроразрыва с образованием техногенной трещины гидроразрыва заданной длины, после чего производят закачку в скважину и продавливание посредством продавочной жидкости в пласт, в образованную трещину гидроразрыва и прилегающие к ней поры пород гидрореагирующего состава, вступающего в гетерогенную химическую реакцию с водой и включающего суспензию алюминийсодержащего материала, активированного, по меньшей мере, галлием, в безводной жидкости-носителе, с обеспечением термобарического воздействия на пласт с прогревом пород и содержащихся в них флюидов на 20°С и более, снижением вязкости нефти ниже 10 мПа·с, переводом в жидко-текучее состояние парафиновых и асфальтено-смолистых углеводородных соединений, выделением газофазных продуктов и образованием сети дополнительных микротрещин, ответвленных от созданной техногенной трещины гидроразрыва и сообщающихся с системой естественных трещин пласта. Технический результат - повышение фильтрационных свойств пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 6 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности при освоении новых, а также действующих добывающих и нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях с вязкими и тяжелыми нефтями.

Широко известны химические способы воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) с целью интенсификации добычи нефти эксплуатационных скважин и увеличения приемистости нагнетательных скважин как для терригенных, так и для карбонатных пород (SU №1480413, 1994, SU №1756546, 1992, SU №1816035, 1996, SU №1607481, SU №1647202, SU №1648108, SU №1682542, RU №2013528, 1994, RU №2054533, 1996, RU №2070964, 1996).

При реализации данных способов интенсификация добычи нефти достигается, в основном, за счет увеличения площади дренажа, растворения асфальтосмолистых и парафиновых отложений в зоне перфорации, декольматации (разглинизации). При этом восстанавливаются коллекторские свойства ПЗП, образуются дополнительные каналы фильтрации в горной породе, благодаря которым интенсифицируется приток флюида в скважину, увеличивается приемистость нагнетательных скважин.

Однако указанные способы обработки имеют локальный характер воздействия и малоэффективны на месторождениях с продуктивными пластами, представленными коллекторами среднего и низкого качества и содержащими вязкие и тяжелые нефти.

Известен способ интенсификации добычи нефти с проведением гидравлического разрыва пласта, заключающийся в разрыве пластовой породы в результате закачивания в скважину жидкости разрыва с темпом закачки, обеспечивающим давление на забое скважины выше давления разрыва пласта, с последующим закачиванием в скважину суспензии закрепляющего материала в жидкости-носителе и продавочной жидкости, технологической выдержкой и вводом скважины в эксплуатацию (Recent Advances in Hydraulic Fracturing. J.L.Gidley, S.A.Holditch, D.E.Nierode, R.W.Veatch. - Monograph SPE, Volume 12, 452 р., 1989).

Данный способ позволяет создавать в пласте высокопроводящие техногенные трещины гидроразрыва, в результате чего интенсифицируется и повышается выработка запасов нефти.

К недостаткам данного способа следует отнести низкую эффективность процесса в пластах, содержащих вязкие и тяжелые нефти.

Широко известны способы тепловой обработки, обеспечивающие прогрев ПЗП с целью плавления парафинистых и снижения вязкости асфальтосмолистых отложений. Восстановление проницаемости ПЗП происходит в результате выноса после прогрева этих компонентов в скважину под действием пластового давления. (О.В.Кожемяко, В.А.Сиротко. Состояние и пути развития термических методов добычи нефти. - Деп. ВНИИОЭНГ №1515, 1988.).

К таким способам относятся следующие: способы тепловой обработки ПЗП путем электронагрева или закачивания горячего теплоносителя - перегретого пара или воды (Технологические газогенераторы для интенсификации нефтеизвлечения. В.В.Баширов, Н.Ш.Хайретдинов, З.Г.Шайхутдинов и др. - М., ВНИИОЭНГ, 1984.), автономных термогазовых прогревателей и пороховых аккумуляторов (Патент РФ, №2092682, кл. Е21В 43/263, 1996), применения различных пиротехнических составов, например железоалюминиевых или марганцево-алюминиевых термитов (Патент США, №4372213, МКИ С06D 5/00, НКИ 166-301, 1983), нагнетания в скважину металлического магния в виде коллоидной суспензии (Патент США №4530396, МКИ³ Е21В 29/02, Е21В 43/25, НКИ 166-63, 1985), использования реакции щелочных металлов с водой (Н.К.Приходько, А.В.Перевалов, Т.Атакулов. Применение химических взрывчатых веществ для интенсификации разработки нефтяных и газовых месторождений // Нефтепромысловое дело: экспресс-информация. Вып.19, ВНИИОЭНГ, 1981).

Вышеперечисленные тепловые способы восстановления проницаемости ПЗП либо обладают невысокой эффективностью, либо повышенным риском повреждения скважины или скважинного оборудования, взрыво- и пожароопасностью.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки пласта, обеспечивающий восстанавление проницаемости призабойной зоны нефтегазоносных пластов в разнообразных геологических условиях за счет использования веществ, реагирующих с водой и водосодержащими составами с выделением тепла. Способ предусматривает размещение в скважине изолированных зарядов гидрореагирующего алюминийсодержащего вещества с последующим введением его в контакт со скважинной жидкостью, при этом давление и температуру в интервале продуктивного пласта поддерживают на уровне, обеспечивающем восстановление проницаемости призабойной зоны (RU №2186206, 2001).

Результатом данной обработки пласта является локальный газо-гидроразрыв, который приводит к образованию одной или нескольких трещин, расходящихся от скважины на 3-5 м, связывающих скважину с продуктивным пластом, а совмещение газо-гидроразрыва с термокислотной обработкой пласта позволяет улучшить фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта, что, на ряде скважин, утративших в течение эксплуатации свою продуктивность, обеспечивает достаточно эффективное восстановление их дебита.

Однако из-за своего локального воздействия данный способ является малоэффективным при его использовании при освоении новых скважин и обработке скважин, утративших свою продуктивность, на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефтей, относящихся к группам вязких и высоковязких (неньютоновских) жидкостей, в условиях месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, а также характеризующимися низкими пластовыми температурами и давлениями, количество которых среди разрабатываемых запасов представителей жидких углеводородов к настоящему времени начинает существенно преобладать. Даже в тех случаях, когда обработка пласта сопровождается достаточно большим выделением тепла и газа, глубина воздействия является незначительной, особенно в коллекторах с низкими значениями проницаемости и пористости горной породы, а выделившееся при этом тепло расходуется на расплавление тугоплавких фракций парафина и смолистых веществ, которые вновь застывают и частично закупоривают поры пласта в призабойной зоне, снижая эффективность обработки.

Задача изобретения состоит в создании эффективного способа освоения новых скважин и восстановления дебита скважин, утративших свою продуктивность, на месторождениях вязких и тяжелых нефтей в скважинах за счет повышения фильтрационных свойств пласта путем создания дополнительных путей фильтрации флюидов в виде системы техногенных трещин, включающих: основную магистральную трещину, «оперяющие» ее трещины, обычно, меньшей протяженности и раскрывающиеся природные трещины.

Поставленная задача решается описываемым способом обработки пласта, заключающимся в том, что предварительно осуществляют гидравлический разрыв пласта жидкостью гидроразрыва с образованием техногенной трещины гидроразрыва заданной длины, после чего производят закачку в скважину и продавливание посредством продавочной жидкости в пласт, в образованную трещину гидроразрыва и прилегающие к ней поры пород гидрореагирующего состава, вступающего в гетерогенную химическую реакцию с водой и включающего суспензию алюминийсодержащего материала, активированного, по меньшей мере, галлием, в безводной жидкости-носителе, с обеспечением термобарического воздействия на пласт с прогревом пород и содержащихся в них флюидов на 20°С и более, снижением вязкости нефти ниже 10 мПа·с, переводом в жидкотекучее состояние парафиновых и асфальтено-смолистых углеводородных соединений, выделением газофазных продуктов и образованием сети дополнительных микротрещин, ответвленных от созданной техногенной трещины гидроразрыва и сообщающихся с системой естественных трещин пласта.

А также тем, что:

- длина техногенной трещины гидроразрыва составляет от 30-50 м до 100-150 м.

- используют суспензию алюминийсодержащего материала, активированного галлием, индием и оловом;

- закачиваемую в скважину суспензию активированного алюминийсодержащего материала изолируют от жидкости разрыва и продавочной жидкости, содержащих воду, порциями разделительной безводной жидкости;

- при обработке терригенных пластов в скважину вводят проппант в виде суспензии в безводной жидкости-носителе или жидкости-носителе на водной основе;

- при обработке терригенных пластов проппант вводят в скважину перед закачкой активированного алюминийсодержащего материала;

- размер частиц закачиваемой суспензии алюминийсодержащего материала составляет для коллекторов среднего и низкого качества 0,5-5,0 мкм и не превышает 0,5 диаметра поровых каналов нефтесодержащих пород или упаковки проппанта в трещине.

Под термином «алюминийсодержащий материал» в рамках данной заявки понимают как алюминий, так и его сплавы, в частности конструкционные, активированные, по меньшей мере, галлием. Возможно использование алюминиевого лома.

При реализации описываемого способа используют следующие технологические жидкости:

1. Безводные жидкости-носители гранулированных материалов (пропант, активированный алюминий):

- линейный гель на основе безводных углеводородных жидкостей (дизельное топливо, керосин, конденсат, нефть). Для образования геля используют гелеобразующие присадки, например, из фосфата сложного эфира.

- сшитый гель, который получают из линейного добавлением в него сшивателя, например, из органо-металлического комплекса.

2. Жидкости на водной основе, используемые в качестве жидкостей разрыва и жидкостей-носителей пропанта:

- линейный гель на водной основе, который получают добавлением в воду гелеобразователя, например, на основе гидроксипропилгуара.

- сшитый гель, который получают из линейного добавлением в него сшивателя, например, на основе бората.

3. Водные жидкости, используемые в качестве продавочной жидкости:

- пресная вода,

- пластовая вода,

- водно-спиртовой раствор.

Гидравлический разрыв сплошности пород возможно также осуществлять с использованием жидкостей разрыва различного состава и физико-химических свойств, в частности, в том числе, водный раствор аммиачной селитры, водный раствор соляной кислоты с добавками, в частности, ингибитора коррозии, коррекции железа и других стандартных добавок.

Сущность способа заключается в следующем.

В продуктивном пласте посредством гидравлического разрыва создают техногенную трещину, которая может соединяться с системой естественных трещин. Трещина гидроразрыва характеризуется длиной, высотой и шириной (раскрытием). Трещину оптимальной длины, которая зависит от проницаемости пласта, создают, осуществляя расчетный регламент закачки. Высота и ширина трещины при этом являются произвольными величинами. Для нефтяных пластов в зависимости от проницаемости коллектора оптимальная длина трещины составляет от 30-50 м до 100-150 м. Гидроразрыв терригенных пластов, как правило, проводят с закреплением трещин пропантом, карбонатных пластов - без закрепления трещин.

Под термином «техногенная трещина» подразумевается система отдельных, взаимосвязанных между собой трещин, достаточно близкой пространственной ориентировки, получаемых при гидроразрыве.

Созданные трещины гидроразрыва заполняют гидрореагирующим составом на основе активированного алюминия, который представляет собой суспензию порошка активированного алюминийсодержащего материала в безводной жидкости-носителе. Предпочтительно использовать суспензию алюминийсодержащего материала, активированного металлом, выбранным из группы галлий, и/или индий, и/или олово. Состав не способен к горению за счет внутренних ресурсов и обладает свойством вступать в гетерогенную химическую реакцию с водой с выделением тепла и газофазных продуктов, то есть оказывать термобарическое воздействие на пласт. При этом размер частиц закачиваемой суспензии алюминийсодержащего материала составляет для коллекторов среднего и низкого качества 0,5-5,0 мкм и не превышает 0,5 диаметра поровых каналов нефтесодержащих пород или упаковки проппанта в трещине.

Применяют несколько способов заполнения трещин гидрореагирующим составом. Наиболее простой способ применяют при гидроразрыве без закрепления трещины проппантом. В этом случае состав закачивают в трещину после жидкости разрыва после того, как трещина достигла заданной длины, составляющей, в частности, от 30-50 до 100-150 м

При проведении гидроразрыва с закреплением трещины пропантом применяют следующие способы:

- после осуществления гидроразрыва гидрореагирующий состав вводят в поток суспензии проппанта в безводной жидкости-носителе во время ее закачки в скважину;

- после осуществления гидроразрыва сначала осуществляют закачку проппанта, после чего продавливают гидрореагирующий состав в межзерновые поры упаковки проппанта, заполняющего трещину. В этом случае размер зерен алюминия не должен превышать 0,5 диаметра поровых каналов упаковки проппанта в трещине. Такой способ возможно применять для относительно коротких трещин с многослойной упаковкой проппанта.

Далее инициируют химическую реакцию закачанного в трещину активированного алюминия с водой или водными растворами. При этом, инициирование гетерогенной химической реакции осуществляют контактированием гидрореагирующего состава с пластовой водой, или с водой, предварительно закаченной в пласт вместе с проппантом, или с водой, содержащейся в продавочной жидкости.

Для этого, после продавливания технологических жидкостей из насосно-компрессорных труб в трещину гидроразрыва, закрывают скважину на время деструкции жидкости-носителя. В «голове» продавочной жидкости закачивают порцию разделительной безводной жидкости. После технологической паузы возобновляют закачку при малом расходе, соответствующем забойному давлению, которое ниже давления раскрытия трещины. При этом замещают безводную жидкость-носитель, находящуюся в трещине, продавочной жидкостью. Затем прекращают закачку и закрывают скважину на время прохождения реакции, после чего приступают к освоению скважины.

В результате реакции суспензии активированного алюминия с водой происходит комплексное воздействие на пласт: термическое за счет выделения тепла и барическое за счет выделения газофазных продуктов. При этом, регулируя скорость реакции, можно усилить один вид воздействия, соответственно ослабив другой. Так, например, при обработке пласта средней и высокой проницаемости (более 50 мД), содержащего высоковязкие нефти (более 10 сП), реакцию более эффективно проводить с малой скоростью, в результате чего достигается прогрев большего объема породы. Для низкопроницаемых пластов с легкими нефтями более эффективно проводить реакцию с большой скоростью, что приводит к резкому подъему давления в трещине и создает в дополнение к магистральной трещине гидроразрыва систему ответвленных трещин, увеличивая, таким образом, зону повышенной проницаемости. При средних пластовых параметрах целесообразно применять комплексное термобарическое воздействие при средних скоростях реакции.

Скоростью реакции активированного алюминия с водой возможно управлять в широких пределах путем варьирования технологических параметров приготовления гидрореагирующих составов.

Скорость реакции фактически определяется размером частиц (зерна) суспензии. Таким образом, последний является естественным параметром управления скоростью процесса. При получении гидрореагирующего порошка эффективное управление размером зерна в достаточно широком диапазоне достигают введением в его состав небольшого количества индия и олова.

На скорость реакции существенно влияет реакционная среда. Скорость реакции активированного алюминия в слабых растворах соляной кислоты значительно выше, чем в большинстве нейтральных и щелочных растворов. При использовании в качестве реакционной среды водного раствора аммиачной селитры, помимо увеличения скорости реакции, почти в два раза увеличиваются энергетические параметры обработки.

Пример 1.

В качестве примера реализации описываемого способа обработки пласта проведено описание технологии кислотного гидроразрыва пласта (КГРП) в комплексе с термобарическим воздействием (ТБВ) на нефтесодержащие коллекторы карбонатного состава артинского яруса нижнепермского возраста в вертикальной добывающей скважине Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

В разрезе скважины продуктивная нефтесодержащая толща залегает в интервале глубин 1852-1958 м. Выше нее на глубине 1784-1852 м располагаются газонасыщенные породы. Эффективная толщина нефтенасыщенных пород-коллекторов в разрезе скважины по данным геофизических исследований составляет 18,6 м. Пористость пород варьирует в пределах 5-15% при их проницательности 0,1-1,2 мД. Вязкость нефти, содержащейся в порах коллекторов, в пластовых условиях (при давлении 20,6 МПа и температуре +38°С) составляет 1,5-2,0 сП.

Скважина пробурена диаметром 216 мм до глубины 2050 м и имеет искусственный забой на глубине 2000 м. В нее помимо направления, кондуктора и технической колонны спущена до глубины 1994 м эксплуатационная колонна труб с наружным диаметром 139,7 мм. Заколонное пространство зацементировано до устья и скважина проперфорирована в интервалах глубин 1852-1860 м, 1896-1908 м и 1916-1946 м. В скважину до глубины 1940 м спущена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм, на которой на глубине 1800 м установлен пакер. Перед выполнением работ по КГРП+ТБВ дебит скважины составлял 12,6 т/сут.

Вариант первый - без применения проппанта.

Работы по комплексному воздействию на продуктивные нефтесодержащие породы выполняют в 4 этапа.

Первый этап: на технологической площадке скважины производят расстановку и обвязку требующейся для выполнения работ техники, включающей: два насосных агрегата АН-2000, насосный агрегат СИН-31, смесительный агрегат УСА-1, блок манифольда БМ-700, станцию контроля за процессом СК-1, цементировочный агрегат ЦА-320, три емкости по 30 м³ для приготовления и хранения технологических жидкостей. Затем выполняют опрессовку манифольда высокого давления на 700 атм, установку ограничителей давления насосов на 550 атм, предохранительного клапана на затрубье скважины - на 120 атм и включение аппаратуры, фиксирующей давление и расход жидкости на устье скважины.

Второй этап: производят кислотный гидроразрыв пласта с созданием «техногенной» трещины в интервале перфорированной части продуктивного пласта и обработку ее стенок кислотным раствором. Для этого в скважину закачивают 20 м³ сшитого геля на водной основе с расходом 3,8 м³/мин. Затем при том же расходе закачивают 30 м³ кислотного раствора (соляная кислота 12% концентрации со стандартным комплексом присадок), который продавливают продавочной жидкостью (вода с понизителем трения) в объеме 8 м³ в созданную «техногенную» трещину и пустотное пространство, прилегающее к ее стенкам пород-коллекторов. Кислотный раствор входит в контакт с породообразующими карбонатными минералами (кальцит, доломит), растворяет их, увеличивая проводимость трещин и природных поровых каналов пород, прилегающих к их стенкам.

Третий этап: в скважину при темпе 0,5-1,0 м³/мин закачивают 6 м³ безводного геля на основе дизельного топлива в следующей последовательности: 1,5 м³ - нижняя буферная пачка, 3,0 м³ в смеси с 75 кг суспензии алюминия, активированного галлием, с размерами частиц (фракция) 3-5 мкм (при этом размер частиц суспензии не превышает 0,5 диаметра поровых каналов нефтесодержащих пород), 1,5 м³ - верхняя буферная пачка. Затем поднимают темп закачки до 3,8 м³/мин и продавливают суспензию продавочной жидкостью (вода с понизителем трения) в объеме 8 м³ в «техногенную» трещину и поры прилегающих к ней пород. Расчетные величины повышения температуры пород и флюидов (нефть, вода и газ) в районе «техногенной» трещины от взаимодействия введенного активированного алюминия с водой составляют не менее 100°С, а дополнительная репрессия - не менее 20% от созданного пластового давления при КГРП.

Четвертый этап все агрегаты останавливают, снижают давление в манифольде до безопасного уровня, задвижку на устьевой головке скважины закрывают и после технологической паузы продолжительностью 36 часов приступают к освоению обработанной скважины. После обработки дебит скважины составил 50,5 т/сут.

Вариант примера с применением пропанта

Работы по комплексному воздействию на продуктивные нефтесодержащие породы выполняют в 3 этапа.

Первый этап аналогичен первому этапу в варианте без применения пропанта.

Второй этап: производят гидроразрыв пласта с созданием «техногенной» трещины в интервале перфорированной части продуктивного пласта. Вначале в скважину закачивают 20 м³ сшитого геля на водной основе с расходом 3,8 м³/мин, в результате чего в пласте образуется трещина гидроразрыва. Затем при том же расходе закачивают 30 м³ сшитого геля на основе дизельного топлива. При закачке в поток геля вводят 10 т керамического пропанта фракции 0,4-0,8 мм с возрастающей концентрацией от 100 кг/м³ до 700 кг/м³. Одновременно в скважину по отдельной линии насосным агрегатом СИН-31 закачивают с расходом 0,4 м³/мин 3,0 м³ геля на основе дизельного топлива в смеси с 75 кг суспензии алюминия с размерами частиц 3-5 мкм (при этом размер частиц суспензии не превышает 0,5 диаметра упаковки проппанта в трещине), активированного галлием, индием и оловом. После заполнения трещины гидроразрыва пропантом в смеси с активированным алюминием в скважину закачивают 10 м³ кислотного раствора (соляная кислота 12% концентрации со стандартным комплексом присадок) с расходом 0,5-1,0 м³/мин, который продавливают в трещину продавочной жидкостью (вода с понизителем трения) в объеме 8 м³. Кислотный раствор входит в контакт с алюминием, что дает эффект термобарического воздействия на породы и флюиды (нефть, вода и газ) в районе «техногенной» трещины.

Третий этап аналогичен четвертому этапу в варианте без применения пропанта.

После обработки дебит скважины составил 50,7 т/сут.

Таким образом, способ согласно изобретению позволяет повысить дебит за счет улучшения фильтрационных свойств пласта путем создания дополнительных путей фильтрации флюидов, что обеспечивает 4-кратное увеличение дебита нефти. Описываемая технология позволяет почти в 2 раза увеличить эффективность по сравнению с традиционно применяемыми способами кислотного гидроразрыва пласта.

Аналогичный технический результат достигается при использовании в процессе реализации способа любых описанных выше технологических жидкостей, при иных оговоренных численных значениях размеров частиц суспензии активированного алюминийсодержащего материала, а также при обработке терригенных пластов в случае ввода проппанта в скважину перед закачкой активированного алюминийсодержащего материала.

1. Способ обработки пласта, заключающийся в том, что предварительно осуществляют гидравлический разрыв пласта жидкостью гидроразрыва с образованием техногенной трещины гидроразрыва заданной длины, после чего производят закачку в скважину и продавливание посредством продавочной жидкости в пласт, в образованную трещину гидроразрыва и прилегающие к ней поры пород гидрореагирующего состава, вступающего в гетерогенную химическую реакцию с водой и включающего суспензию алюминийсодержащего материала, активированного, по меньшей мере, галлием, в безводной жидкости-носителе, с обеспечением термобарического воздействия на пласт с прогревом пород и содержащихся в них флюидов на 20°С и более, снижением вязкости нефти ниже 10 мПа·с, переводом в жидкотекучее состояние парафиновых и асфальтено-смолистых углеводородных соединений, выделением газофазных продуктов и образованием сети дополнительных микротрещин, ответвленных от созданной техногенной трещины гидроразрыва и сообщающихся с системой естественных трещин пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что длина техногенной трещины гидроразрыва составляет от 30-50 до 100-150 м.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют суспензию алюминийсодержащего материала, активированного галлием, индием и оловом.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачиваемую в скважину суспензию активированного алюминийсодержащего материала изолируют от жидкости разрыва и продавочной жидкости, содержащих воду, порциями разделительной безводной жидкости.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при обработке терригенных пластов в скважину вводят проппант в виде суспензии в безводной жидкости-носителе или жидкости-носителе на водной основе.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что при обработке терригенных пластов суспензию проппанта вводят в скважину перед закачкой суспензии активированного алюминийсодержащего материала.

7. Способ по любому из пп.1 или 4, отличающийся тем, что размер частиц суспензии активированного алюминийсодержащего материала составляет для коллекторов среднего и низкого качества 0,5-5,0 мкм и не превышает 0,5 диаметра поровых каналов нефтесодержащих пород или упаковки проппанта в трещине.