RU2462588C2 - Method of formation hydraulic compression - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: in order to create limit depression on formation determined by Young 's modulus and porosity factor of reservoir bed, liquid is extracted from well. But oil involved in deposit development is in pores under original pressure. Under pressure differential between formation pressure and bottom-hole pressure equal to formation ultimate compression strength, liquid destroys interpore partitions and moves towards well. Additional micro cracks are produced, factors of porosity and permeability of formation are increased, well service life is prolonged.

EFFECT: increasing oil production of production wells and injection well water-intake capacity.

Description

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.The invention relates to oil production and is intended to increase the productivity or injectivity of formations in fields with hard-to-recover oil reserves at an early stage of development, to extend the life of production wells at a late stage of field development, to eliminate the effect of double permeability in fractured-porous reservoirs at all stages of field development .

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.There is a “Method of multi-cycle pulsed stimulation of a formation with cleaning of the borehole zone” (E21B 43/25, E21B 37/100, E21B 43/18 RU 2136874 dated 09/10/1999), in which a depression insert is lowered into the well on the cable. The impact is carried out by alternating pulses of depression and repression on the formation with instant opening of the inlet valve of the chamber, creating conditions for better cleaning of the borehole zone of the formation by the flow of borehole fluid into the chamber during its subsequent descent into the well. The effect of exposure is short-lived and covers only the borehole zone.

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.The method of pulse-heat treatment of the bottom-hole zone of the well (E21B 43/263, E21B 43/24 of 04/10/2007) involves exposing the reservoir to pressure pulses of a vapor-gas mixture to create microcracks in the reservoir. Although a long-term method, it requires significant financial investments and labor.

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.A device for processing the bottom-hole zone of wells (E21B 43/263, 2235869 dated 09/10/2004) provides enhanced oil recovery due to the formation of additional microcracks in the bottom-hole zone, as well as chemical and heat treatment of the productive interval of the well. With the short duration of the effect, this method is not only costly, but also requires the observance of special safety conditions.

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].The closest analogue to the claimed invention is hydraulic fracturing (hydraulic fracturing). Hydraulic fracturing is a method of increasing oil production rates and injectivity of injection wells by artificially stratifying the rocks of a productive formation with formation of cracks in the bottom-hole zone, extending tens of meters from the well. Hydraulic fracturing is carried out by injecting viscous fluid into the well. Upon reaching high pressures at the bottom close to the pressure due to the weight of the rocks (but almost often and somewhat lower pressures), the formation ruptures. The resulting cracks are filled with a fracture fluid with coarse sand, which prevents the cracks from closing after injection and ensures free circulation of fluid through the cracks [Dictionary of Petroleum Geology. Under the leadership of A.N. Fedorov. Gostoptekhizdat, 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.Hydraulic formation compression is a method of increasing oil well flow rates and injectivity of injection wells by the formation of microcracks in the zone of influence of the well. Hydraulic compression of the reservoir is carried out by pumping fluid from the well. When the bottom pressure reaches close to the reservoir pressure (but almost often at somewhat higher pressures), inter-pore septa break up and microcracks form. Due to the preservation of the main crystalline skeleton, no additional measures are required.

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 (σ_сж0):Hydrocompression of the reservoir is as follows. In order to free the previously unaffected areas of the reservoir, it is necessary to destroy the inter-pore walls that block the fluid and create additional ways for the fluid to exit to the well. For this, based on the Young's modulus (E) for each specific area of the reservoir, the value of the compression limit of the mineral phase of rocks (σ _sr0 ) is _calculated :

Затем определяется предел прочности при сжатии пласта исходя из пористости пород (σ_сж):Then, the compressive strength of the formation is determined based on the porosity of the rocks (σ _sr ):

где σ_сж0 - предел прочности при сжатии минеральной фазы; a, b - эмпирические коэффициенты, характеризующие форму пор: а=1,4÷4,0, b=0,3÷0,65.where σ _sr0 is the compressive strength of the mineral phase; a, b - empirical coefficients characterizing the shape of the pores: a = 1.4 ÷ 4.0, b = 0.3 ÷ 0.65.

Депрессия (ΔP), необходимая для разрушения межпоровых перегородок, определяется из расчетаDepression (ΔP), necessary for the destruction of inter-pore septa, is determined from the calculation

где P_т.пл. - текущее пластовое давление.where P _mp - current reservoir pressure.

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 формулеUsing any equipment (swab, jet pump of any type, etc.), a depression is achieved smoothly, without sharp jumps, the value of which approaches the value calculated by formulas (1) - (4). The pressure reduction continues until the flow of fluid from the well completely stops. Under the influence of depression, the formation is compressed in the zone closest to the well. In a compressed state, the formation must be kept until the piezometric wave reaches the boundaries of the well influence region, constantly monitoring the inflow and increasing the depression in case of a fluid discharge. After some time (T) calculated by the formula

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.where R is the well supply circuit, χ is the piezoelectric conductivity coefficient, the formation compression is stopped, and the well goes into standby pressure recovery mode. Measures are being taken to clean the bottom of solid sedimentary fractions removed from the formation.

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.The novelty of the method lies in the fact that to increase the flow rate or injectivity of the well, it is not a repressive effect on the formation that is used, but a depressive one, the entire area of the well’s influence is covered.

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.Example. In the well. 21 Sverdlovsk uplift was carried out hydrocompression in the process of swabbing. The object of exploitation is Verei sediment with a pore-fissure type of reservoir, the size of the deposit is 2.1 × 0.8 km. As of March 1, 2009, the reservoir pressure was 5.7 MPa, and the well flow rate was 1.4 m ³ / day of anhydrous oil.

Определено минимальное давление на кровлю пласта, при котором может начаться необратимое изменение ФЕС коллектора.The minimum pressure on the roof of the reservoir was determined at which an irreversible change in the reservoir properties can begin.

При давлении 0,923 МПа дебит скважины уменьшился из-за сжатия пласта.At a pressure of 0.923 MPa, the well production rate decreased due to reservoir compression.

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.When the pressure on the roof in the range of 0.57 ... 0.84 MPa, the inflow from the formation practically stopped. It was concluded that it is necessary to register the KVD to determine the reasons for changing the reservoir properties. Before registering the HPC, the pressure in this range was maintained for 75 hours.

В результате проведенных исследований после гидросжатия пласта в окрестностях скважины образовались три области:As a result of the studies, after hydro-compression of the reservoir, three areas were formed in the vicinity of the well:

- область с образовавшимися микротрещинами радиусом 0,4-3 м;- area with microcracks formed with a radius of 0.4-3 m;

- переходная область, характеризующаяся сжатием трещин и выдавливанием жидкости радиусом 80-83 м;- transition region, characterized by compression of cracks and extrusion of a liquid with a radius of 80-83 m;

- область резкого раскрытия трещин и поглощения жидкости радиусом 109-114 м.- the region of sharp crack opening and liquid absorption with a radius of 109-114 m

Результаты обработки КВД до и после воздействия приведены в таблице.The results of processing the HPC before and after exposure are shown in the table.

ТаблицаTable Изменение параметров пласта по результатам обработки КВДChanging the parameters of the reservoir according to the results of processing HPC № п/пNo. p / p ПараметрыOptions Ед. измUnits ism ЗначенияValues До воздействияBefore exposure После воздействияAfter exposure 1one ГидропроводностьWater conductivity Д*см/сПL * cm / sP 2,7582,758 3,283.28 22 ПьезопроводностьPiezoconductivity см²/секcm ² / s 670670 796796 33 Потенциальный коэффициент продуктивностиPotential Productivity Ratio м /сут*атмm / day * atm 0,150.15 0,540.54 4four Потенциальный дебит при депрессии 1 МПаPotential production rate for depression of 1 MPa м³/сутm ³ / day 1,461.46 5,375.37 55 Пластовое давлениеReservoir pressure МПаMPa 5,75.7

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.After exposure there was a qualitative change in the reservoir properties of the reservoir. Hydraulic conductivity and piezoconductivity have changed approximately to the same extent (1.2 times), which can occur due to an increase in permeability due to an increase in porosity. The reservoir fluid, enclosed in a closed pore space, under the initial rock pressure, during the compression of the reservoir destroys the inter-pore septa and creates additional microcracks, thereby increasing the effective porosity of the reservoir.

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.The technical advantages of the invention are that the method of hydrocompression of the formation can be applied at any stage of field development. The method is most effective in carbonate reservoirs and in fields with hard-to-recover hydrocarbon reserves. Hydrocompression of the formation covers the entire area of influence of the well and is limited only by the time of exposure. Using this method, the service life of production wells is significantly extended due to the inflow from zones that are not even affected by hydraulic fracturing. This is the only method that levels the injectivity of the injection well in the depth of the reservoir.

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.The technology to increase the production rate and injectivity of injection wells using hydraulic squeezing of the formation does not require any additional capital investments and can be carried out both during the planned selection of fluid (swabbing) and targeted work using jet pumps or any other equipment designed to create depression in the well.

Claims (1)

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=Р_т.пл-σ_сж, где Р_тпл - текущее пластовое давление, σ_сж - предел прочности при сжатии пласта, определяемый по формуле σ_сж=σ_сж0(1-an)² при пористости коллектора менее 30% или σ_cж=σ_cж0(1-n^b) при пористости коллектора более 30%, где n - коэффициент пористости коллектора, σ_сж0 - значение предела сжатия минеральной фазы пород, определяемое по формуле σ_cж0=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. Hydraulic compression formation method is carried out by recovering fluid from the well to create the ultimate drawdown (? P) by the value close to but not exceeding a value determined by the formula ΔP = P _mp -σ _{compression channel} wherein P _Tm - current reservoir pressure, σ _cr - ultimate compressive strength determined by the formula σ _cr = σ _cr0 (1-an) ² with reservoir porosity less than 30% or σ _cr = σ _cr0 (1-n ^b ) with reservoir porosity more than 30%, where n - coefficient reservoir porosity, σ _szh0 - compression limit value mineral phase rocks determined by pho mule _czh0 σ = 420 (E · 10 ^-10 -1.06) · 10 ⁵ where E - Young's modulus before the complete cessation of fluid flow from the reservoir is held achieved bottomhole pressure over time (T) calculated by the formula T = 2R ² / χ, where R is the well supply circuit, χ is the piezoelectric conductivity coefficient, the liquid level in the well is controlled by an increase in depression, and fluid withdrawal is stopped until the hydrostatic pressure in the well is completely restored.