Способ разработки нефтяной залежи


 


Владельцы патента RU 2551571:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяной залежи. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, проведение гидроразрыва пласта в нагнетательных и добывающих скважинах. 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, а в скважинах с низкопроницаемым глинистым коллектором проводят интенсивный гидроразрыв с максимальной длиной трещины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта.

 

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

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/м3, обводненность продукции 17%. Коллектор - песчаник.

Отбирают пластовую продукцию через 11 добывающих скважин и закачивают рабочий агент - пластовую воду через 6 нагнетательных скважин. Средняя приемистость нагнетательных скважин 24 м3/сут, средний дебит добывающих скважин 10,2 м3/сут.

В пласте До выявляют участок с низким пластовым давлением порядка 10 МПа. На выбранном участке выявляют нагнетательную скважину с низкой приемистостью, равной 5 м3/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.

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 м3, с загрузкой гелеобразователя 3,2 кг/м3, конечной концентрацией 550 кг/м3.

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 м3/сут до 64 м3/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.

Проводят тестовую закачку. Начальная приемистость объекта гидроразрыва Q-320 м3/сут, начальное давление Рнач=10,5 МПа, конечное давление Ркон=11 МПа. Выполняют определение качества связи с пластом закачкой 5 м3 технической жидкости плотностью 1,1 г/см3 без предварительного насыщения призабойной зоны.

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 м3 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.

Производят тестовую закачку с записью спада давления и обработкой полученных данных по спаду давления - в объеме 28 м3 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.

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/м3. Конечная концентрация проппанта составляет 770 кг/м3.

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.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, проведение гидроразрыва пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта, содержащего прослой глины с водоносным пропластком.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применен для разработки низкопроницаемого нефтяного пласта горизонтальными скважинами с проведением многократного гидроразрыва пласта.

Группа изобретений относится к способу и устройству интенсификации добычи нефти. Способ включает спуск в скважину механического устройства, создающего раздвигающее усилие с помощью поперечно раздвигающихся в одной продольной плоскости плашек на стенки необсаженной скважины для создания трещины.

Группа изобретений относится к вторичным методам извлечения углеводородов из подземных пластов и, в частности, к методам гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, а также к селективной закачке в отдельные подземные пласты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки нефтяных залежей. Способ включает разбуривание залежи вертикальными, наклонно-направленными и/или горизонтальными скважинами, при этом коллектор пласта состоит, по меньшей мере, из двух продуктивных пластов или является слоистым, отбор продукции пластов добывающими скважинами, проведение геохимического анализа добываемой нефти, проектирование и осуществление гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола скважины, перфорацию обсадной колонны в горизонтальном стволе скважины, азимутально сориентированную интервалами с помощью гидромеханического щелевого перфоратора, спущенного в скважину на колонне труб за одну спуско-подъемную операцию, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации угольных пластов. Техническим результатом является повышение эффективности дегазации угольного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей включает бурение добывающих и нагнетательных скважин по рядной системе разработки с проведением гидроразрыва пласта (ГРП) на всех скважинах.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей.

Группа изобретений относится к интенсификации добычи углеводородов из пласта способом гидравлического разрыва. Технический результат - неоднородное размещение расклинивающего агента в трещинах гидроразрыва, повышающее их проводимость и продуктивность скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие.

Сваб // 2540728
Изобретение относится к оборудованию - свабу для снижения уровня жидкости и интенсификации притока прдукции при освоении нефтяных, газовых, водозаборных скважин. Технический результат - повышение надежности работы и расширение технологических возможностей сваба.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, а именно к импульсной гидроударной обработке призабойной зоны пласта - ПЗП и освоению скважин. Обеспечивает повышение эффективности и технологичности способа и устройства за счет увеличения мощности и вариативности гидравлического воздействия на ПЗП при упрощении устройства и способа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для воздействия на застойную зону интервалов пластов. Способ включает многократное создание импульса пластового давления посредством закачки рабочего агента с заданными параметрами в нагнетательную скважину, осуществление регистрации и контроля скважинных параметров или времени в процессе эксплуатации нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины. Способ включает закачку рабочего агента по короткой колонне труб в верхний пласт и рабочего агента по длинной колонне труб, снабженной пакером, в нижний пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Обеспечивает снижение темпов падения добычи нефти добывающими скважинами и увеличение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполнение многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) и, согласно изобретению, параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно-направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважины в процессе ее эксплуатации с целью повышения продуктивности скважины. Устройство для освоения пласта скважины включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, установленным выше пласта, и фильтр, заглушенный снизу для сообщения с пластом, наконечник с рядом отверстий. Фильтр оснащен сверху насадкой с внутренней цилиндрической полостью. Наконечник вставлен сверху в насадку, от которой подпружинен пружиной вверх. Снизу наконечник оснащен седлом, на котором размещен шар. Пакер выполнен в виде надувного резинового элемента с гидравлической камерой, соединенной осевым каналом, выполненным в насадке с ее внутренней цилиндрической полостью. Причем в исходном положении ряд отверстий наконечника расположен напротив внутренней цилиндрической полости насадки и сообщается с внутренним пространством колонны НКТ. При этом сверху на наконечник телескопически установлен полый корпус, жестко соединенный сверху с колонной НКТ. Полый корпус зафиксирован относительно наконечника в исходном положении срезным элементом, а в рабочем положении наконечник имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и насадки, сжатия пружины, фиксации полого наконечника относительно насадки, герметичного отсечения ряда отверстия наконечника внутренней поверхностью насадки. При этом колонна НКТ выше полого корпуса оснащена штанговым глубинным насосом. Техническим результатом является повышение качества работы устройства, а также повышение надежности герметизации. 2 ил.
Наверх