СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/11 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вскрытию продуктивных трещиноватых пород-коллекторов путем бурения.

Известен способ вскрытия продуктивных трещиноватых коллекторов бурением в условиях репрессии [1] Его недостатком является то, что в процессе вскрытия продуктивных пластов происходит их задавливание буровым раствором, приводящее к резкому снижению пропускной способности фильтрационных каналов.

Известен способ вскрытия продуктивных пластов [2] включающий бурение скважин по продуктивному пласту и осуществление гидроразрыва в зоне его осложнения путем продавливания жидкости разрыва и закрепляющего агента.

Недостатком данного способа является техническая сложность проведения работ, т. к. требуется специальное подземное скважинное оборудование. Кроме того, при наличии в продуктивном пласте развитой сети субвертикальных трещин процесс гидроразрыва становится неуправляемым, что грозит прорывом трещин в газо- или водонасыщенные части пласта. А прорывы верхнего газа или подошвенной пластовой воды приводят к дополнительным осложнениям в процессе испытания скважин. На их ликвидацию затрачивается много времени (рис. 1б). Кроме того, контроль за процессом гидроразрыва пласта (ГРП) в этом случае возможен только с помощью ядерных методов каротажа с применением радиоактивных изотопов.

Техническим результатом изобретения является повышение пропускной способности призабойной зоны пласта.

В способе вскрытия продуктивных пластов, включающем бурение скважины по продуктивному пласту и осуществление гидроразрыва в зоне осложнения продуктивного пласта путем продавки жидкости разрыва и закрепляющего агента, согласно изобретению при наличии в продуктивном пласте газонефтяных толщ первоначально вскрывают газонасыщенную толщу и устанавливают в ней газоизолирующий экран, после чего вскрывают нефтенасыщенную толщу, а гидроразрыв осуществляют в последней, причем трещину гидроразрыва выполняют с протяженностью больше протяженности зоны осложнения нефтенасыщенной толщи, но меньше протяженности газоизолирующего экрана.

На чертеже изображено состояние пород коллекторов в статистическом состоянии и в процессе их вскрытия бурением: позиция а горный массив в статистическом состоянии; позиция б водогазопроявления при стандартном вскрытии; позиция в состояние скважины после установки экранов и гидроразрыва пласта; позиция г состояние скважины при испытании в обсаженном стволе.

В процессе проводки ствола скважины посредством каротажа и корреляции с соседними скважинами определяют кровлю продуктивного пласта. Затем проводят углубление до кровли нефтенасыщенной его части и бурение прекращают (позиция а).

После этого устанавливают газоизолирующий экран в газонасыщенной части продуктивной толщи. Для этой цели применяют различные текущие маловязкие тампонажные смеси, например, на основе кремнийорганических соединений, полимерных составов и др. После выдержки тампонирующего состава в пласте продолжают вскрытие нефтенасыщенной толщи. При наличии аномально низкого пластового давления (АНПД) бурение производят в условиях равновесия. По достижении расчетной отметки нефтенасыщенной толщи дальнейшее бурение прекращают и приступают к ее гидроразрыву. При этом используют жидкости разрыва, которые не оказывают отрицательного влияния на фильтрационные свойства коллектора. После продавки расчетного объема жидкости разрыва и жидкости с закрепляющим агентом в пласт работы заканчиваются (позиция в).

Трещину гидроразрыва выполняют с протяженностью больше протяженности зоны осложнения нефтенасыщенной толщи, но меньше протяженности установленного газоизолирующего экрана (позиция в).

Пример. Предлагается вскрыть бурением продуктивный пласт, залегающий в интервале глубин 2500-2513 м. Пласт сложен карбонатными породами доломитами, кремнистыми доломитами, разбит субвертикальной трещиноватостью с густотой трещин 10 на 1/м и средней раскрытостью 0,003 м. Продуктивный пласт имеет сложное насыщение: в интервалах 2500-2503 м газ, 2503-2509 м нефть, 2509-2513 м пластовая вода. Предлагаемая протяженность зоны ухудшенной проницаемости за счет проникновения бурового раствора 3,5 м.

Ожидаемое давление раскрытия трещин Р_р Н•0,12 2505•0,12 30,0 МПа. Модуль упругости пород Е= 100000 МПа, коэффициент Пуансона 0,3, средняя плотность пород, залегающих над пластом, 2400 кг/м³, пластовое давление 25,0 МПа, вязкость жидкости разрыва 0,5 Па•с.

В процессе проводки ствола скважины посредством каротажа и корреляции с соседними скважинами определяют кровлю газоносного пласта и его предлагаемую толщину. Затем производят вскрытие на толщину газонасыщенной части и бурение прекращают. После этого начинают работы по установке газоизолирующего экрана.

Расчет установки газоизолирующего экрана
Исходные данные: R_э протяженность экрана 5 м; r радиус скважины 0,1 м; n густота трещин 10 на 1/м; w раскрытость трещины - 0,003 м.

Необходимый объем тампонирующей жидкости для установки экрана рассчитывают по формуле:
V=9,42(R2э

-r²)•h•n•w;
V 9,42(25-0,01)•3•10•0,003 21,78 22 м³
В качестве тампонирующего материала применяют композицию, состоящую из кремнийорганической жидкости (ЭТС), водного раствора CaCl₂, синтетической кислоты (СВК) или водные растворы полимеров (Седипур, ДК-дрилл).

После выдержки тампонирующего состава в пласте в течение 10 часов продолжают вскрытие нефтенасыщенной его части. По достижении расчетной отметки нефтенасыщенной части пласта дальнейшее бурение прекращают. Для расчета используют эмпирическую формулу
H H_кр + L r_раз при условии Н < H _под,
где H_кр глубина залегания кровли нефтеносной части пласта;
L радиус ухудшенной зоны пласта; r_раз радиус разгрузки пород за счет бурения скважины (по данным В. С. Войтенко, 1989 г. r_раз 1 м);
H_под глубина залегания подошвы нефтенасыщенной части пласта;
Н 2503 + 3,5 2506,5 м, т.е. вскрытие бурением проводят до 2506,5 м.

Далее производят гидравлический разрыв пласта.

Длина раскрытой и закрепленной трещины больше протяженности зон осложнения нефтенасыщенной толщи, но менее протяженности газоизолирующего экрана.

Принимаем, что l 5 м.

Раскрытость трещины определяют по формуле:
;
W 4(1-0,3²)/10¹⁰•(30,0-25,3)•10⁵ 0,0086 м.

Минимальный темп закачки жидкости составил 15,5 л/сек, который определили по формуле:
;
Q (450•0,86)/(5•500) 15,5 л/сек.

Необходимый объем жидкости разрыва составил 2,6 м³.

;
V_p(5,5•25•0,91•4,5•4,7•10⁶)/10¹⁰ 2,6 м³.

Необходимое количество закрепителя 0,5 т
Q = 1,1•V_тр•ρ_п= 1,1•5•4,5•0,0086•2,3 = 0,5 т.
Объем жидкости-песконосителя 1 м³.

;
V_ж.п. 10³•0,5/61,5 1 м³.

В результате проведенных работ появилась возможность оценить потенциальную продуктивность пласта с аномально низким пластовым давлением.

Преимущества предлагаемой технологии перед существующей состоят в следующем.

В дальнейшем, после вскрытия пласта бурением, при испытании нефтенасыщенной толщи пласта в обсаженном стволе будут отсутствовать газо- и водопроявления, так как газонасыщенные и водоносные пропластки изолированы в процессе бурения (рис. 1 в).

В результате работ с гидроразрывом пласта трещиноватый нефтенасыщенный коллектор искусственно превращается в коллектор порово-трещинного типа. Этот факт обязательно отразится на каротажных диаграммах и каверномере, так как они покажут наличие глинистой корки в интервале пласта, образующейся в процессе дальнейшей проводки скважины.

Формирование прискважинной зоны пласта будет идти преимущественно по принципу порового коллектора, т.е. при наличии глинистой корки, зоны внутренней глинизации. Все это, в конечном счете, приведет к ликвидации процессов интенсивного поглощения бурового раствора, что обеспечит получение достоверной информации о продуктивности пласта.

В основу предлагаемой технологии положен тот факт, что процесс установки верхнего газоизоляционного экрана в отличие от существующих будет управляемым, так как при изоляции газонасыщенной толщи фильтрация тампонирующей жидкости в нефтенасыщенной части пласта полностью исключается. В момент изоляции газонасыщенная толща не вскрыта бурением и является монолитом. Напряженное состояние массива горных пород, расположенных ниже газонасыщенной толщи, является естественным, и поэтому трещины находятся в закрытом состоянии.

Предлагаемая технология позволяет стандартными методами геофизических исследований скважин после проведения работ определить интервалы установки экранов и, что очень важно, интервал гидроразрыва пласта.

Использование: в нефтегазодобывающей промышленности, в частности при вскрытии продуктивных трещиноватых пород-коллекторов бурением. Обеспечивает повышение пропускной способности призабойной зоны пласта. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение скважины по продуктивному пласту. При наличии в нем газонефтяных толщ первоначально вскрывают газонасыщенную толщу. В ней устанавливают газоизолирующий экран. Затем вскрывают нефтенасыщенную толщу. Осуществляют в ней гидроразрыв. Трещину гидроразрыва выполняют с протяженностью больше протяженности зоны осложнения нефтенасыщенной толщи, но меньше протяженности газоизолирующего экрана. 1 ил.

Способ вскрытия продуктивных пластов, включающий бурение скважины по продуктивному пласту и осуществление гидроразрыва в зоне осложнения продуктивного пласта путем продавки жидкости разрыва и закрепляющего агента, отличающийся тем, что при наличии в продуктивном пласте газонефтяных толщ, первоначально вскрывают газонасыщенную толщу и устанавливают в ней газоизолирующий экран, после чего вскрывают нефтенасыщенную толщу, а гидроразрыв осуществляют в последней, причем трещину гидроразрыва выполняют с протяженностью больше протяженности зоны осложнения нефтенасыщенной толщи, но меньше протяженности газоизолирующего экрана.