Способ гидравлического сжатия пласта
Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для увеличения дебита нефти продуктивных и приемистости нагнетательных скважин. Для создания предельной депрессии на пласт, определяемой по модулю Юнга и коэффициенту пористости пласта-коллектора, отбирается жидкость из скважины. Не вовлеченная в разработку месторождения нефть находится в порах под первоначальным пластовым давлением. Под действием перепада давления между пластовым и забойным давлениями, равного пределу прочности на сжатие пласта, жидкость разрушает межпоровые перегородки и движется по направлению к скважине. Создаются дополнительные микротрещины, увеличиваются коэффициенты пористости и проницаемости пласта, продлевается срок службы скважин. 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для увеличения продуктивности или приемистости пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти на ранней стадии разработки, для продления срока работы эксплуатационных скважин на поздней стадии разработки месторождения, для устранения эффекта двойной проницаемости в трещиновато-пористых коллекторах на всех стадиях разработки месторождения.
Существует "Способ многоциклового импульсного воздействия на пласт с очисткой прискважинной зоны" (E21B 43/25, Е21B 37/100, E21B 43/18 RU 2136874 от 10.09.1999 г.), при котором в скважину на кабеле спускают депрессионную вставку. Воздействие осуществляют чередованием импульсов депрессии и репрессии на пласт при мгновенном открытии впускного клапана камеры, создавая условия для лучшей очистки прискважинной зоны пласта потоком скважинной жидкости в камеру при последующем ее спуске в скважину. Эффект от воздействия кратковременен и охватывает только прискважинную зону.
Способ импульсно-тепловой обработки призабойной зоны скважины (E21B 43/263, E21B 43/24 от 10.04.2007 г.) включает воздействие на продуктивный пласт импульсами давления парогазовой смеси для создания микротрещин в пласте. Метод хотя и длительного воздействия, но требует значительных финансовых вложений и трудозатрат.
Устройство для обработки призабойной зоны скважин (E21B 43/263, 2235869 от 10.09.2004) обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта за счет образования дополнительных микротрещин в призабойной зоне, а также химической и термической обработки продуктивного интервала скважины. При кратковременности эффекта этот способ не только затратный, но и требует соблюдения особых условий безопасности.
Ближайшим аналогом к заявляемому изобретению является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв пласта - метод повышения дебитов нефтяных скважин и приемистости нагнетательных скважин с помощью искусственного расслоения пород продуктивного пласта с образованием в призабойной зоне трещин, простирающихся на десятки метров от скважины. Гидроразрыв пласта осуществляется путем закачки в скважину вязкой жидкости. При достижении на забое больших давлений, близких к величине давления за счет веса горных пород (но практически часто и пр несколько меньших давлениях), происходит разрыв пласта. Образовавшиеся трещины заполняются жидкостью разрыва с крупнозернистым песком, который препятствует смыканию трещин после окончания закачки и обеспечивает этим свободную циркуляцию жидкости по трещинам [Словарь по геологии нефти. Под руководством А.Н.Федорова. Гостоптехиздат, 1958].
Гидравлическое сжатие пласта - метод повышения дебитов нефтяных скважин и приемистости нагнетательных скважин с помощью образования в зоне влияния скважины микротрещин. Гидравлическое сжатие пласта осуществляется путем откачивания жидкости из скважины. При достижении на забое малых давлений, близких к величине пластового давления (но практически часто и при несколько больших давлениях), происходит разрушение межпоровых перегородок и образование микротрещин. За счет сохранения основного кристаллического скелета никаких дополнительных мероприятий не требуется.
Гидросжатие пласта осуществляется следующим образом. Чтобы высвободить ранее не затронутые разработкой участки залежи необходимо разрушить межпоровые перегородки, запирающие жидкость, и создать дополнительные пути для выхода флюида к скважине. Для этого, исходя из модуля Юнга (E) для каждого конкретного участка залежи, рассчитывается значение предела сжатия минеральной фазы пород (σсж0):
Затем определяется предел прочности при сжатии пласта исходя из пористости пород (σсж):
где σсж0 - предел прочности при сжатии минеральной фазы; a, b - эмпирические коэффициенты, характеризующие форму пор: а=1,4÷4,0, b=0,3÷0,65.
Депрессия (ΔP), необходимая для разрушения межпоровых перегородок, определяется из расчета
где Pт.пл. - текущее пластовое давление.
С помощью любого оборудования (сваб, струйный насос любого типа и т.д.) плавно, без резких скачков, достигается депрессия, значение которой приближается к значению, рассчитанному по формулам (1)-(4). Снижение давления продолжается до тех пор, пока совершенно не прекратиться приток жидкости из скважины. Под действием депрессии в ближайшей к скважине зоне пласт сжимается. В сжатом состоянии пласт необходимо держать до тех пор, пока пьезометрическая волна не дойдет до границ области влияния скважины, постоянно контролируя приток и увеличивая депрессию в случае выброса жидкости. Через некоторое время (T), рассчитанное по формуле
где R - контур питания скважины, χ - коэффициент пьезопроводности, сжатие пласта прекращается, и скважина переходит в режим ожидания восстановления давления. Проводятся мероприятия по очистке забоя от вынесенных из пласта твердых осадочных фракций.
Новизна способа заключается в том, что для увеличения дебита или приемистости скважины используется не репрессивное воздействие на пласт, а депрессивное, охватывается вся область влияния скважины.
Пример. На скв. 21 Свердловского поднятия было проведено гидросжатие пласта в процессе свабирования. Объектом эксплуатации являются верейские отложения с порово-трещинным типом пласта, размер залежи 2,1×0,8 км. По состоянию на 1.03.2009 г. пластовое давление составило 5,7 МПа, дебит скважины - 1,4 м3/сут безводной нефти.
Определено минимальное давление на кровлю пласта, при котором может начаться необратимое изменение ФЕС коллектора.
При давлении 0,923 МПа дебит скважины уменьшился из-за сжатия пласта.
При достижении давления на кровлю в интервале 0,57…0,84 МПа приток из пласта практически прекратился. Был сделан вывод о необходимости регистрации КВД для определения причин изменения ФЕС коллектора. Перед регистрацией КВД давление в этом диапазоне поддерживалось в течение 75 часов.
В результате проведенных исследований после гидросжатия пласта в окрестностях скважины образовались три области:
- область с образовавшимися микротрещинами радиусом 0,4-3 м;
- переходная область, характеризующаяся сжатием трещин и выдавливанием жидкости радиусом 80-83 м;
- область резкого раскрытия трещин и поглощения жидкости радиусом 109-114 м.
Результаты обработки КВД до и после воздействия приведены в таблице.
| Таблица | ||||
| Изменение параметров пласта по результатам обработки КВД | ||||
| № п/п | Параметры | Ед. изм | Значения | |
| До воздействия | После воздействия | |||
| 1 | Гидропроводность | Д*см/сП | 2,758 | 3,28 |
| 2 | Пьезопроводность | см2/сек | 670 | 796 |
| 3 | Потенциальный коэффициент продуктивности | м /сут*атм | 0,15 | 0,54 |
| 4 | Потенциальный дебит при депрессии 1 МПа | м3/сут | 1,46 | 5,37 |
| 5 | Пластовое давление | МПа | 5,7 |
После воздействия произошло качественное изменение ФЕС продуктивного пласта. Гидропроводность и пьезопроводность изменились примерно в одинаковой степени (в 1,2 раза), что может произойти вследствие увеличения проницаемости за счет увеличения пористости. Пластовая жидкость, заключенная в закрытом поровом пространстве, находящаяся под первоначальным горным давлением, в процессе сжатия коллектора разрушает межпоровые перегородки и создает дополнительные микротрещины, увеличивая тем самым эффективную пористость пласта.
Техническими преимуществами изобретения является то, что способ гидросжатия пласта может применяться на любой стадии разработки месторождения. Способ наиболее эффективен в карбонатных коллекторах и на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. Гидросжатие пласта охватывает всю область влияния скважины и ограничивается только временем воздействия. С помощью этого метода существенно продлевается срок службы эксплуатационных скважин за счет вызова притока из зон, не затронутых даже гидроразрывом пласта. Это единственный метод, выравнивающий приемистость нагнетательной скважины в глубине пласта.
Технология увеличения дебита эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин с применением гидросжатия пласта не требует никаких дополнительных капитальных вложений и может проводиться как в ходе планового отбора жидкости (свабирование), так и целевыми работами с применением струйных насосов или какого-либо другого оборудования, предназначенного для создания депрессии в скважине.
Способ гидравлического сжатия пласта осуществляют за счет отбора жидкости из скважины для создания предельной депрессии на пласт (ΔР) по значению близкой, но не превышающей значение, определяемое по формуле ΔP=Рт.пл-σсж, где Ртпл - текущее пластовое давление, σсж - предел прочности при сжатии пласта, определяемый по формуле σсж=σсж0(1-an)2 при пористости коллектора менее 30% или σcж=σcж0(1-nb) при пористости коллектора более 30%, где n - коэффициент пористости коллектора, σсж0 - значение предела сжатия минеральной фазы пород, определяемое по формуле σcж0=420(E·10-10-1,06)·105, где Е - модуль Юнга, до полного прекращения притока жидкости из пласта, удерживают достигнутое давление на забое на протяжении времени (Т), рассчитанного по формуле T=2R2/χ, где R - контур питания скважины, χ - коэффициент пьезопроводности, контролируют уровень жидкости в скважине увеличением депрессии и прекращают отбор жидкости до полного восстановления гидростатического давления в скважине.
