Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, для гидроразрыва низкопроницаемых пластов и песчаников, содержащих прослои глин. Обеспечивает повышение эффективность проведения гидроразрыва. Сущность изобретения: способ включает закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта. В качестве гидроразрывной жидкости используют пенную систему на водной основе, содержащую: 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия и водный раствор поверхностно-активного вещества. Процесс гидроразрыва пласта, сложенного из продуктивных и непроницаемых пропластков, начинают при начальной плотности пенной системы 0,25 г/см³, которую с помощью устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом подают по колонне НКТ в призабойную зону пласта с постепенным увеличением давления закачки до максимального. При этом максимальное давление, создаваемое в процессе гидроразрыва пласта, должно быть выше давления гидроразрыва продуктивных пропластков, но ниже давления гидроразрыва глинистых прослоев. Образуют трещины гидроразрыва в породах, имеющих наименьший критический градиент разрушения породы. После этого производят крепление трещин гидроразрыва путем закачки пенной системы с проппантом, в качестве которого применяют кварцевый песок с концентрацией песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см³. По окончании гидроразрыва пласта скважину закрывают на технологическую паузу в течение 30 мин. На устье скважины в состав колонны НКТ устанавливают регулируемый штуцер и производят отработку скважины на излив. Регулированием штуцера достигают того, чтобы при изливе давление в колонне НКТ было ниже давления при закрытии скважины не менее чем на 1,5-2 МПа. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности для гидравлического разрыва низкопроницаемых пластов и песчаников, содержащих прослои глин.

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

Данный способ не позволяет освоить под закачку скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках.

Также известен способ гидравлического разрыва пласта (см. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта, М., Недра, 1986, стр.164), осуществляемый 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.

Недостатком данного способа является то, что при высоких давлениях (до 50 МПа), возникающих в процессе гидравлического разрыва пласта (ГРП), происходит разрыв не только продуктивного пласта, но и вышележащих и/или нижележащих экранирующих пластов-перемычек (непроницаемых пропластков), например водонабухающих и мигрирующих глин. Это приводит к интенсивному обводнению добываемой продукции и в целом к снижению эффективности ГРП.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта (патент RU №2402679, МПК 8 Е21В 43/26, опубл. 27.10.2010 г., бюл. №30), включающий закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, при этом в процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гидроразрывной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па·с со скоростью закачки не менее 8 м³/мин, причем жидкость содержит частицы проппанта, радиус σ, которых определяют расчетным путем, при этом предварительно осуществляют закачивание в скважину маловязкой гидроразрывной жидкости, не содержащей проппант, а после закачки гидроразрывной жидкости с частицами проппанта в трещину закачивают гидросмесь с проппантом, покрытым резиновой оболочкой. Недостатками данного способа являются:

- во-первых, для расклинивания трещины вместе с проппантом в трещину производят закачку гидроразрывной жидкости, которая остается в пласте и зачастую пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной гидроразрывной жидкости ГРП в ствол скважины во время ее последующего освоения, кроме того, плотность гидроразрывной жидкости не регулируется как в процессе образования трещины, так и при ее последующем закачивании в трещину вместе с проппантом с целью ее крепления, в связи с чем снижается эффективность ГРП, что не позволяет достичь необходимого повышения продуктивности пласта;

- во-вторых, для осуществления данного способа в малопроницаемых продуктивных пластах добывающих скважин, сложенных низкопроницаемыми (с проницаемостью (0,1-10)×10^-3 мкм²) продуктивными пропластками (песчаниками) с малой суммарной толщиной, чередующихся глинистыми прослоями, необходимо производить поинтервальный ГРП каждого продуктивного пропластка с отсечением каждого из них пакерами сверху и снизу, что требует большое количество спуско-подъемных операций с колонной труб, в связи с чем увеличиваются трудозатраты и длительность проведения ГРП;

- в-третьих, вследствие того, что отработанная гидроразрывная жидкость ГРП остается в пласте, увеличиваются сроки освоения скважины, при этом очистка призабойной зоны пласта (ПЗП) и песчаного слоя от жидкой фазы минимальны, что не позволяет качественно выполнить ГРП.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности проведения ГРП за счет применения в качестве гидроразрывной жидкости пенной системы, плотность которой регулируется в широких пределах в процессе проведения ГРП, повышение качества проведения ГРП путем отработки скважины на излив после ГРП, вследствие чего происходит очистка призабойной зоны пласта (ПЗП) и песчаного слоя в трещине пласта от жидкой фазы (отработанной жидкости разрыва), а также снижения трудозотрат и сокращения сроков проведения ГРП в малопроницаемых продуктивных пластах добывающих скважин, сложенных низкопроницаемыми (с проницаемостью (0,1-10)×10^-3 мкм) продуктивными пропластками (песчаниками) с малой суммарной толщиной чередующихся глинистыми прослоями за счет сокращения количества спуско-подъемных операций и проведения одного ГРП сразу в нескольких продуктивных пропластках с применением пенной системы.

Поставленная задача решается способом гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями, включающим закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб НКТ с пакером в продуктивный пласт, гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта.

Новым является то, что в качестве гидроразрывной жидкости используют пенную систему на водной основе, содержащую 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия и водный раствор поверхностно-активного вещества, процесс гидроразрыва пласта, сложенного из продуктивных и непроницаемых пропластков, начинают при начальной плотности пенной системы 0,25 г/см³, которую с помощью устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом подают по колонне НКТ в призабойную зону пласта ПЗП с постепенным увеличением давления закачки до максимального, причем максимальное давление, создаваемое в процессе гидроразрыва пласта, должно быть выше давления гидроразрыва продуктивных пропластков, но ниже давления гидроразрыва глинистых прослоев, при этом в ПЗП происходит образование трещин гидроразрыва в породах - продуктивных пропластках, имеющих наименьший критический градиент разрушения, после чего производят крепление трещин гидроразрыва путем закачки пенной системы с проппантом, в качестве которого применяют кварцевый песок с концентрацией песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см³, по окончании гидроразрыва пласта скважину закрывают на технологическую паузу в течение 30 мин, а на устье скважины в состав колонны НКТ устанавливают регулируемый штуцер и производят отработку скважины на излив, регулированием штуцера достигают того, чтобы при изливе давление в колонне НКТ было ниже давления при закрытии скважины не менее чем на 1,5-2 МПа.

Новым также является то, что при температуре пласта, подлежащего гидроразрыву, свыше 60°С для повышения стабильности пенной системы в нее добавляют 2-4 кг/м³ водорастворимого полимера Foam (Halliburton Co) Stabilized Foam (DowelSch Co).

Данный способ применим в нефтегазодобывающих скважинах с низкопроницаемыми пластами (с проницаемостью (0,1-10)×10^-3 мкм²) и песчаниках, содержащих прослои высоконабухающих или мигрирующих глин.

Суть предлагаемого способа заключается в следующем.

На фиг.1 и 2 представлена последовательность проведения гидроразрыва пласта, где 1 - добывающая скважина; 2 - низкопроницаемый пласт; 3'; 3"…3ⁿ - непроницаемые пропластки (глинистые прослои); 4'; 4"…4ⁿ - продуктивные пропластки (проницаемые песчаники); 5 - колонна НКТ; 6 - пакер; 7 - задвижка; 8 - нагнетательная линия; 9 - призабойная зона пласта (ПЗП); 10 - регулируемый штуцер; 11 - емкость.

Добывающая скважина 1 (см. фиг.1), вскрывшая низкопроницаемый пласт 2 (далее пласт) с непроницаемыми пропластками (глинистыми прослоями) 3'; 3"…3ⁿ, чередующимися с продуктивными пропластками (проницаемые песчаники) 4'; 4"…4ⁿ с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью (с проницаемостью (0,1-10)×10^-3 мкм²) эксплуатируется, например, штанговым глубинным насосом (на фиг.1 и 2 не показано). В процессе эксплуатации дебит в добывающей скважине 1 быстро снижается, в связи с чем необходимы работы по интенсификации добычи нефти из пласта 2 добывающей скважины 1.

С этой целью производят гидроразрыв (гидравлический разрыв пласта - ГРП). Для этого извлекают из скважины эксплуатационное оборудование (на фиг.1 и 2 не показано). Спускают колонну НКТ 5 с пакером 6. Производят посадку пакера 6 выше интервалов перфорации пласта 2, т.е. осуществляют герметизацию заколонного пространства колонны НКТ 5 (применяют пакер 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). На устье скважины 1 на верхний конец колонны НКТ 5 наворачивают задвижку 7, которую посредством нагнетательной линии 8 обвязывают с устройством (на фиг.1 и 2 не показано) для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом.

В качестве гидроразрывной жидкости используют пенную систему на водной основе, содержащую 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия и водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ).

В качестве устройства для подачи пенной системы может применяться, например, газобустерная установка или азотно-компрессорная установка, позволяющие создать необходимое максимальное давление в процессе ГРП и позволяющие газировать (азотировать) жидкость (воду) на 55-75%.

На устье скважины 1 готовят пенную систему на водной основе, содержащую 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия, остальное (24-44%) водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ). Поверхностно-активные вещества (ПАВ) применяются в качестве пенообразователя.

В качестве пенообразователя используют известные легкорастворимые в воде ПАВ (например, реагент ДС-РАС), который представляет собой раствор натриевых солей алкилароматических сульфокислот - ПАВ анионного класса, изготовляемый по ТУ 38-107-64-75; Сульфанол НП-3, который представляет собой натрий алкилбензолсульфонат на основе α-олефинов термического крекинга парафинов - ПАВ анионного класса, изготовляемого по ТУ 84-509-81), свойства и основы которых приведены в справочнике рабочего «Химические реагенты для добычи нефти» авторы Г.З.Ибрагимов, В.А.Сорокин, Н.И.Хисамутдинов стр.179-180. Также применение НП-3 в сочетании с Сульфанолом описано в патенте RU 2250361, «Способ регулирования разработки нефтяной залежи» опубл. в 10.02.2004 г., бюл. №4.

Для этого на устье скважины 1, например, в цистерне водовоза или в мерной емкости бустерного агрегата готовят водный раствор ПАВ, для чего в пресную воду, например, плотностью ρ=1000 кг/м³ добавляют 0,1% ПАВ от общего объема пресной воды (на фиг.1 и 2 не показано). Затем в водный раствор ПАВ добавляют 1%-ный раствор хлористого калия (1% от общего объема водного раствора ПАВ), который предотвращает набухание глин (непроницаемых пропластков 3'; 3"…3ⁿ) в процессе проведения ГРП.

При температуре пласта 2, подлежащего гидроразрыву, свыше 60°С для повышения стабильности пенной системы в нее, т.е. в водный раствор ПАВ в процессе его приготовления добавляют 2-4 кг/м³ водорастворимого полимера Foam (Halliburton Co) Stabilized Foam (DowelSch Co), который представляет собой смесь щелочных солей алкил-амидопропильной группы. Данный полимер обладает структурирующими свойствами, повышающими стабильность пенной системы и предотвращающий ее преждевременный распад на газ и воду при высоких температурах. Изготовляется по фирменной рецептуре фирмой Halliburton (США), основные свойства которого описаны, например, в патентах US 5990052 и US 7407916. Пример применения данного полимера приведен в монографии Рябоконь С.А. «Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин» (ОАО НПО «Бурение», 2006, таблица 33, стр.154).

В качестве дополнительного примера может применяться водорастворимый полимер ВРП-3 по ТУ РБ 00280198.024-99, выпускаемый ОАО «Лесохимик» (Республика Беларусь, г.Борисов Минской обл.).

На Ромашкинском месторождении Республики Татарстан добавление данного полимера не требуется, так как температура пластов не превышает 40°С.

Устройство (на фиг.1 и 2 не показано) для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом, в качестве которого используется кварцевый песок, в процессе проведения ГРП должно создавать максимальное давление, которое должно быть выше давления гидроразрыва продуктивных пропластков, но ниже давления гироразрыва глинистых прослоев.

Например, при давлении гидроразрыва продуктивных пропластков 4'; 4"…4ⁿ низкопроницаемого пласта 2 от 20 до 24 МПа и при давлении гидроразрыва непроницаемых пропластков 3'; 3"…3ⁿ пласта 2 от 35 до 45 МПа, максимальное давление, создаваемое устройством (на фиг.1 и 2 не показано) для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом, должно быть выше 24 МПа, но ниже 35 МПа, поэтому для этих целей можно использовать, например, газобустерную установку марки ГБУ (Г) 12/25, с максимально создаваемым давлением 25 МПа, выпускаемую ЗАО "Завод Тамбовполимермаш" (г.Тамбов, Российская Федерация). В качестве дополнительного примера устройства для закачки гидроразрывной жидкости может служить передвижная азотно-компрессорная станция ТГА-35/301 с максимально создаваемым давлением 30 МПа (производства Краснодарского компрессорного завода, г.Краснодар, Российская Федерация) и работающая в комплексе (через тройник) с насосным агрегатом ЦА-320, выпускаемым по ТУ (ТУ 4523-010-057336-2000).

Далее начинают процесс ГРП пласта 2, сложенного из продуктивных (4'; 4"…4ⁿ) и непроницаемых 3'; 3"…3ⁿ пропластков. Для этого на устье скважины 1, например, в смесителе газобустерной установки смешивают приготовленный в цистерне водовоза или в мерной емкости бустерного агрегата водный раствор ПАВ в объеме 44% + 1%-й раствор хлористого калия и азот в объеме 55% от общего объема с образованием пенной системы. Далее приготовленную на устье скважины 1 пенную систему (гидроразрывную жидкость) при начальной плотности пенной системы 0,25 г/см³ с помощью устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом, например, газобустерной установки марки ГБУ (Г) 12/25, подают по нагнетательной линии 8 в колонну НКТ 5 и начинают процесс ГРП.

При этом пенная система по колонне НКТ 5 попадает в призабойную зону пласта (ПЗП) 9, постепенно увеличивают давление закачки до максимального в нагнетательной линии 8 бустерного агрегата (на фиг.1 и 2 не показано), при этом в ПЗП 9 происходит разрыв пласта 2 с образованием трещин гидроразрыва в породах в месте с наименьшим критическим градиентом разрушения породы, например, под давлением 21 МПа, происходит разрыв в продуктивном пропластке 4" пласта 2, после чего давление закачки снижается, например, до 15 МПа.

Далее, продвигаясь по продуктивному пропластку 4" пласта 2, закачиваемая пенная система будет встречать сопротивление со стороны продуктивного пропластка 4" пласта 2. Давление в колонне НКТ 5 и в ПЗП 9 вновь начнет возрастать. При достижении определенного критического градиента разрушения породы, например, при давлении 23 МПа разорвется другой продуктивный пропласток пласта 2 в другом интервале, например, продуктивный пропласток 4' пласта 2, при этом давление снижается, например, до 16 МПа, затем по мере продвижения пенной системы по второму пропластку, т.е. пропластку 4' пласта 2, начнется рост давления в колонне труб 5 и в ПЗП 9. Далее аналогично при достижении определенного критического градиента разрушения породы, например при давлении 24 МПа, произойдет разрыв третьего пропластка пласта 2, т.е. продуктивного пропластка 4" пласта 2, при этом пакер 6 защищает эксплуатационную колонну скважины 1 от действия высоких давлений (до 25 МПа), возникаемых при осуществлении ГРП. В результате в каждом из продуктивных пропластков 4'; 4"…4ⁿ (см. фиг.1 и 2) образуются трещины гидроразрыва.

Затем производят крепление трещин гидроразрыва путем закачки пенной системы с проппантом, в качестве которого применяют кварцевый песок с концентрацией песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см³. Смешивание проппанта с пенной системой при креплении трещин в пласте 2 производят по любой известной технологической схеме на устье скважины 1, например, с применением блендера и дополнительного насосного агрегата (на фиг.1 и 2 не показано).

По окончании гидроразрыва пласта 2 скважину 1 закрывают на технологическую паузу в течение 30 мин, а на устье скважины 1 отсоединяют нагнетательную линию 8 от устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом, в состав колонны НКТ 5 устанавливают регулируемый штуцер 10 (см. фиг.2) и обвязывают нагнетательную линию 8 с емкостью 11.

Регулированием пропускной способности штуцера 10 производят отработку скважины 1 на излив в емкость 11 (например, вращением его вентиля по часовой или против часовой стрелки изменяют площадь поперечного сечения S) и достигают того, чтобы при изливе давление в колонне НКТ 5 было ниже давления при закрытии скважины 1 после осуществления ГРП не менее чем на 1,5-2 МПа, например давление при закрытии скважины после ГРП составляло 9 МПа, тогда регулированием пропускной способности штуцера 10 достигают, чтобы отработка скважины 1, т.е. излив отработанной гидроразрывной жидкости (пенной системы) из продуктивных пропластков 4'; 4"…4ⁿ пласта 2, попавших туда в процессе осуществления ГРП, происходил при давлении не ниже 7-7,5 МПа.

Снижение давления в колонне НКТ 5 до 7-7,5 МПа в пласте 2 приводит к тому, что газ (азот) в пене расширяется, и при его содержании в жидкости 95% и выше превращается в туман, а кварцевый песок (проппант) оседает на дно трещины, при этом происходит вынос жидкой фазы по колонне НКТ 5 на устье скважины 1 потоком газа.

Это проводится для того, чтобы достичь наиболее полного выноса отработанной пенной системы из пласта 2 и повысить качество проведенного ГРП.

ГРП на основе пенных систем позволяют проводить ГРП сразу в нескольких интервалах перфорации, не разобщая их друг от друга, что позволяет повысить эффективность предлагаемого способа, разрыв пласта будет происходить в наиболее ослабленном участке пласта или в зоне с лучшими коллекторскими свойствами.

Преимуществами предложенного способа являются:

- использование минимального числа пакеров, а следовательно, меньшее число спуско-подъемных операций и операций установки пакеров, низкая трудоемкость процесса;

- возможность проведения ГРП в нескольких проперфорированных интервалах без их разобщения за один спуск скважинного оборудования;

- малая длительность взаимодействия пласта с пенной системой.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность проведения ГРП за счет применения в качестве гидроразрывной жидкости пенной системы, плотность которой регулируется в широких пределах в процессе проведения ГРП, и качество проведения ГРП путем отработки скважины на излив после ГРП, вследствие чего происходит очистка призабойной зоны пласта (ПЗП) и песчаного слоя в трещине пласта от жидкой фазы (отработанной жидкости разрыва), в связи с чем резко сокращаются сроки последующего освоения скважины. Кроме того, предложенный способ позволяет снизить трудозотраты и сократить сроки проведения ГРП в малопроницаемых продуктивных пластах добывающих скважин, сложенных низкопроницаемыми (с проницаемостью (0,1-10)×10^-3 мкм) продуктивными пропластками (песчаниками) с малой суммарной толщиной, чередующихся глинистыми прослоями за счет сокращения количества спуско-подъемных операций и проведения одного ГРП сразу в нескольких продуктивных пропластках с применением пенной системы.

1. Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями, включающий закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб - НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта, отличающийся тем, что в качестве гидроразрывной жидкости используют пенную систему на водной основе, содержащую: 55-75% азота, 1%-ный раствор хлористого калия и водный раствор поверхностно-активного вещества, процесс гидроразрыва пласта, сложенного из продуктивных и непроницаемых пропластков, начинают при начальной плотности пенной системы 0,25 г/см³, которую с помощью устройства для закачки гидроразрывной жидкости с проппантом подают по колонне НКТ в призабойную зону пласта - ПЗП с постепенным увеличением давления закачки до максимального, причем максимальное давление, создаваемое в процессе гидроразрыва пласта, должно быть выше давления гидроразрыва продуктивных пропластков, но ниже давления гидроразрыва глинистых прослоев, при этом в ПЗП образуют трещины гидроразрыва в породах - продуктивных пропластках, имеющих наименьший критический градиент разрушения, после чего производят крепление трещин гидроразрыва путем закачки пенной системы с проппантом, в качестве которого применяют кварцевый песок с концентрацией песка в пенной системе от 800 до 1000 г/л с доведением конечной плотности пенной системы до 0,8 г/см³, по окончании гидроразрыва пласта скважину закрывают на технологическую паузу в течение 30 мин, а на устье скважины в состав колонны НКТ устанавливают регулируемый штуцер и производят отработку скважины на излив, регулированием штуцера достигают того, чтобы при изливе давление в колонне НКТ было ниже давления при закрытии скважины не менее чем на 1,5-2 МПа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при температуре пласта, подлежащего гидроразрыву, свыше 60°С для повышения стабильности пенной системы в нее добавляют 2-4 кг/м³ водорастворимого полимера Foam Halliburton Co Stabilized Foam DowelSch Co.