Способ изоляции пласта Советский патент 1992 года по МПК E21B33/13 E21B43/26 

о о

00

о

Изобретение относится к области бурения скважин, к способам кольматации мало- дебитных низкопроницаемых пластов. Цель изобретения - повышение эффективности изоляции напорных малодебитных низкопроницаемых пластов за счет увеличения мощности и снижения коллекторских свойств кольматационного экрана в приствольной зоне, а также эффективное снижение проницаемости приствольной зоны и повышение эффективности образования фильтрационной корки на поверхности трещин разрыва. Для этого осуществляют гидроразрыв пласта буферной жидкостью, намывают в трещины разрыва наполнитель с образованием на поверхности трещин фильтрационной корки. Нагнетают в пласт буферную и рабочую жидкости при давлении в стволе в начале нагнетания давления кольматации,равном делению образования начальных трещин. В последующем снижают и повышают давление до величины в конце нагнетания, определяемой из выражения Pi Р Р2, где Р - максимальное давление в стволе при окончании операции кольматации, МПа, PI - давление разрыва пород и получение начальных трещин гидроразрыва, МПа; 2 - давление, при котором происходит развитие трещин или образование новой поверхности трещин. В качестве буферной жидкости может быть использована жидкость, не содержащая твердой фазы и образующая при взаимодействии с пластовым флюидом нерастворимый твердый осадок. В качестве рабочей жидкости может быть использован буровой или тампонажный раствор с водо- цементным отношением, равным прихвато- безопасному времени. 2 з.п. ф-лы, 3 ил. сл с

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к способам кольматации малодебитных низкопроницаемых пластов, и может применяться в горной промышленности при строительстве скважин различного назначения.

Известен гидромеханический способ закупоривания пород частицами твердой

фазы бурового раствора ри многократном снятии фильтрационной корки.

Недостатком известного способа является то, что успешное кольматирование дисперсной фазой глинистого раствора возможно только в породах с высокой проницаемостью. Кольматация производится нагнетанием раствора - закупоривание

твердой фазы раствора с одновременным снятием глинистой корки при давлениях, не превышающих давления гидроразрыва пород. При таком способе изоляции пласта образование кольматационного слоя в породе зависит от проницаемости и размеров поровых каналов породы. При изоляции ма- лодебитных и низкопроницаемых пород кольматационный слой будет незначительным, в связи с чем при спуско-подъемных операциях в скважине последний будет постоянно разрушаться.

Наиболее близким к предлагаемому является способ устранения поглощения, заключающийся в закачивании в трещину материала для борьбы с поглощениями (МБП) до тех пор, пока давление нагнетания не превысит максимальное переходное давление, которое ожидается при возобновлении буровых работ.

Недостатком способа является то, что е.го реализация невозможна при изоляции малодебитных низкопроницаемых пород, так как при реализации способа создаются высокие давления нагнетания, происходит гидроразрыв без разрушения фильтрационной корки, препятствующей получению гидроразрыва пласта на входах в микротрещины массива.

Наличие на входах в микротрещины коллектора фильтрационной корки резко увеличивает необходимое для осуществления гидроразрыва пласта внутреннее давление в стволе скважины.

Для осуществления гидроразрыва ма- лодебитного, высоконапорного пласта требуется создание в стволе скважины практически горного внутреннего давления,

Данный способ предназначен, в основном, для изоляции высокопроницаемых пород, имеющих трещины (или образующихся под действием давления), в которые при давлениях, равных давлению гидроразрыва (не ниже), намывается наполнитель. При реализации способа в низкопроницаемых объ- ектах (породах) изоляционный экран образуется практически на стенках скважины и разрушается при выполнении спуско- подъемных операций.

Одновременно следует отметить, что данный способ эффективен только для предупреждения поглощений бурового раствора и ненадежен при изоляции флюидопроявляющих объектов. Объясняется это тем, что в условиях обратного потока (проявляющий пласт - ствол скважины) будет иметь место вымыв наполнителя на стенки скважины и последующее разрушение глинистой корки после снижения давления в скважине.

Целью изобретения является повышение эффективности изоляции/ напорных малодебитных низкопроницаемых пластов. ..

Поставленная цель достигается тем,

что, согласно способу изоляции пласта,

включающему гидроразрыв пласта и намыв

в трещины разрыва наполнителя, гидроразрыв пласта проводят буферной жидкостью, а намыв в трещины разрыва наполнителя ведут с образованием на поверхности трещин фильтрационной корки последовательным нагнетанием в пласт буферной и

рабочей жидкости при давлении в стволе в начале операции кольматации, равному давлению образования начальных трещин с последующим циклическим снижением и повышением давления до величины в конце

операции, определенной из выражения

Pi Р Р2,

где Р - максимальное давление в стволе при окончании операции кольматации, МПа; Pi - давление гидроразрыва пород и

получения начальных трещин гидроразрыва, МПа;

Ра давление, при котором происходит развитие трещин или образование новой поверхности трещин, МПа;

причем буферная жидкость не содержит твердой фазы и образует при взаимодействии с пластовым флюидом нерастворимый твердый осадок, а в качестве рабочей жидкости используют буровой или тампонажный раствор с врдоцементным отношением, равным прихвато-безопасному времени.

На фиг.1-3 приведена последовательность образования изоляционной зоны. На фиг.1 приведена схема деформации ствола

и образование первоначальных трещин гидроразрыва при создании давления в стволе, равного давлению гидроразрыва пород (Pi):, на фиг.2 - образование и уплотнение фильтрационной корки и фильтрация жидкой фазы буферного и рабочего растворов в глубь пласта, при создании давления в стволе, большего давления гидроразрыва пород (Р); на фиг.З - состояние приствольной части пласта после снижения давления в скважине до гидростатического.

На фиг.1 изображены приствольная часть 1 ствола скважины, бурильный инструмент (фильтр) 2, диаметр 3 ствола скважины при внутреннем давлении в скважине, равном гидростатическому давлению столба

промывочной жидкости, ствол 4 скважины с трещинами гидроразрыва, получаемыми при создании внутренних давлений в стволе, равных давлениям гидроразрыва приствольной зоны. Позицией 5 (фиг.2)

обозначен процесс образования фильтрационной корки при поддержании в стволе внутреннего давления, большего давления гидроразрыва приствольной зоны, позицией б - фильтрация жидкой фазы рабочего и буферного растворов вглубь околостволь- ной зоны во время формирования фильтрационной корки увеличением внутреннего давления в стволе выше давлений образова,- ния начальных трещин гидроразрыва. На фиг.З показана защемленная фильтрацией- ная корка 7 в трещинах гидроразрыва после снижения внутреннего давления в стволе скважины до гидростатического давления и уплотненная и насыщенная фильтратом ра- бочеро и буферного растворов околостволь- ная зона 8 ствола скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

По скважинам аналогам, или проводя натурные исследования, непосредственно на ckвaжинe определяют давление образования начальных трещин гидроразрыва (Pi) и давление, при котором происходит распространение трещины или образования новой поверхности. После этого спускают.в скважину рабочую компановку, включающую в себя пакерующее устройство, предназначенное для отделения изолируемого интервала от остальной части разреза скважины. Затем закачивают в трубы и продав- ливают в подпакерную зону расчетные объемы буферной и рабочей жидкостей. Производят пакеровку и приступают к нагнетанию в бурильные трубы продавочной жидкости. После скачка давления в трубном пространстве (достижением давления оборудования трещин гидроразрыва) останавливают подачу жидкости в трубное пространство и наблюдают за изменением давления на устье скважины. В случае паде- ния давления ниже значений Pi осуществляют подкачку жидкости в скважину, но при этом давление не должно превышать Р2. В это время в стволе скважины возникает деформация приствольной части 4 (фиг.1). За- тем при подкачках жидкости в подпакерную зону плавно увеличивают трубное устьевое давление. При этом в трещинах гидроразрыва происходит формирование и уплотнение фильтрационной корки 5 и фильтрация бурового раствора 6 (фиг.2) вглубь приствольной зоны. Причем на границе фильтрации происходит увеличение водоцементного отношения рабочей (там- понажной жидкости) за счет фильтрации жидкости в глубь пласта, что увеличивает время начала схватывания рабочей жидкости на границе фильтрации, и оставляют его (время) неизменным в стволе скважины.

Время проведения операции по формированию фильтрационной корки регламентируетсяранееопределеннымприхватобезопасным временем. По окончании формирования фильтрационной корки следует снизить внутреннее давление в под- пакерной зоне (плавно сбросить до нуля устьевое трубное .давление). При этом произойдет смыкание трещин гидроразрыва, защемление в трещине фильтрационной корки 7 (фиг.З). Уплотненная, насыщенная фильтратом околоствольная зона 8 и защемленная корка 7 и является изоляционной зоной проницаемого пласта. -,

П р и м е р 1. Интервал залегания низкопроницаемого напорного объекта 3127- 3130 м. При испытании скважины определено, что градиент пластового давления равен 1,7-1,72 МПа/100 м, градиент давления гидроразрыва пород (Pi) 1,85 МПа/100 м, градиент давления распространения трещин гидроразрыва или получения новой поверхности трещин гидроразрыва (Ра) 1,98 МПа/100 м. Скорость фильтрации технической воды в пласт при градиенте давления, равном 1,85 МПа/100 м, составляет 0,08 л/с. Интервал газонасыщен и представлен трещиноватыми известняками. Увеличение плотности промывочной жидкости с целью ликвидации газопроявления не представлялось возможным ввиду получения поглощений как под башмаком спущенной 245-миллиметровой технической колонной (глубина 2000 м, градиент начала поглощения 1,7 МПа/100 м), так и при вскрытии нижележащего, газоносного интервала (интервал залегания 3195-3600, градиент начала поглощения 1,55-1,60 МПа/100 м). Для выполнения изоляционных работ готовят 0,5 м буферной жидкости, представляющей собой техническую воду плотности 1030 кг/м3, рабочей жидкости в объеме 2,0 м3, представляющей собой промывочную жидкость с повышенным содержанием твердой фазы. Затем в скважину спускают рабочую компановку, включающую в себя: опорный хвостовик из труб диаметром 140 мм с промывочными отверстиями, расположенными на глубине 3135 м; два пакера диаметром 190 мм; ударный яс; УБТ..Л78 мм длиной 75 м (2 свечи); бурильные трубы до устья скважины; запор- но-поворотный кран; устьевую головку высокого давления.

Скважину промывают и затем закачивают в трубное пространство 0,5 м3 буферной жидкости, 2 м рабочей жидкости и 32 м3 продавочной жидкости. Производят пакеровку, пробную подкачку в затрубное пространство с целью проверки герметичности

пакеровки. Затем в трубном пространстве за 3 мин поднимают давление до 17,5 МПа (плотность.продавочной жидкости 1300 кг/мЗ), при этом давлении происходит падение давления. Снижают подачу агрегата и периодическими подкачками поддерживают давление на устье в пределах 18,0-21,0 МПа. При остановках подкачек продавочной жидкости наблюдается падение давления в трубном пространстве. Подкачки продавочной жидкости возобновляют, когда давление на устье снижается до 18,6 МПа. Всего было произведено 6 подкачек. При последней подкачке устьевое давление достигло 20,5 МПа. При прекращении подкачек давление снижается и стабилизируется на 18,7 МПа, что свидетельствует о получении фильтрационной корки на поверхности трещин гидроразрыва и стенках скважины. Затем плавно снижают давление на устье скважины до нуля и производят срыв пакера. Общее время операции от момента пакеровки до срыва пакера составляет 2 ч 15 мин. Снижение проницаемости приствольной зоны достигается за счет защемления фильтрационной корки, уплотнения приствольной зоны пласта и снижения фазовой проницаемости приствольной зоны вследствие насыщения приствольной зоны буферной жидкостью и жидкой фазой рабочей жидкости.

П р и м е р 2. Интервал залегания про- , являющего объекта, пластовое давление и давления гидроразрыва пород те же, что и в примере 1.

Проявляющий пласт газоводонасыщен. Причем вода проявляющего объекта хло- ридно-кальциевого типа, имеет рН в пределах 3-5, т.е. является кислой средой. Для проведения изоляционных работ было принято решение использовать в качестве буферной жидкости водный раствор кальцинированной,соды плотностью 1120 кг/м3. Технологическая последовательность выполнения изоляционных работ та же, что и в примере 1. В данном случае снижение проницаемости зоны достигается защемлением фильтрационной корки и образованием пласта в поровых каналах приствольной зоны пласта нерастворимого осадка, получаемого вследствие взаимодействия пластовой жидкости с раствором кальцинированной соды (буферной жидкостью).

П р и м е р 3. Проявляющий пласт водо- газонасыщен, скорость фильтрации технической воды в пласт при градиенте давления 1,85 МПа/ЮОм составляет0,18 л/с, пласто- вый флюид относится к кислым средам, имеет рН 4. Для проведения изоляционных

л

работ было использовано 0,5 м буферной жидкости, представляющей собой известко вое молоко плотностью 1080 кг/м3, и рН 3. В качестве рабочей жидкости было использовано 2,0 м тампонажного раствора, приготовленного из цемента ОЦГ с водоцёментным отношением 1,3, плотность раствора 1380 кг/м3, растекаемость по конусу АЗНИИ 32-35 см, срок начала

0 схватывания 3 ч 45 мин, равен прихвато- безопасному времени. Последовательность выполнения изоляционных работ та же, что и в примере 1, за исключением того, что после срыва пакера осуществляют отмывку

5 оставшейся в подпакерной зоне рабочей жидкости обратной промывкой в бурильные трубы. Время выполнения работ было ограничено 3 ч. В данном случае изоляция водо- газопритока была достигнута путем

0 уплотнения и снижения проницаемости приствольной зоны вследствие образования в трещинах гидроразрыва и стенках скважины несжимаемого цементного камня, а также образование поровых каналов

5 нерастворимого осадка вследствие взаимодействия буферной жидкости с пластовым флюидом.

Успешность выполнения изоляционных работ была подтверждена результатами ис0 пытания проявляющего пласта испытателями на трубах типа КИИ-146 до и после выполнения изоляционных работ.

Использование предлагаемого способа изоляции пласта позволяет упростить кон5 струкцию скважины, а также снизить затраты времени и материалов на выполнение работ по дегазации и обработке раствора при флюидопроявлениях, что позволяет в свою очередь повысить коммерческие ско0 рости бурения скважин.

Формула и зобретения 1. Способ изоляции пласта, включающий гидроразрыв пласта и намыв в трещине

5 разрыва наполнителя, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности изоляции напорных малодебитных низкопроницаемых пластов за счет увеличения мощности и снижения коллекторских

0 свойств кольматационного экрана в приствольной зоне, гидроразрыв пласта проводят буферной жидкостью, а намыв в трещине разрыва наполнителя ведут с образованием на поверхности трещин фильтра5 ционной корки последовательным нагнетанием в пласт буферной и рабочей жидкости при давлении в стволе в начале нагнетания давления кольматации, равном давлению образования начальных трещин с последующим циклическим снижением и

повышением давления до величины в конце нагнетания, определяемой из выражения

Pi Р Р2,

где Р - максимальное давление в стволе при окончании операции кольматации, МПа;

Рг - давление гидроразрыва пород и получения начальных трещин гидроразрыва, МПа;

2 - давление, при котором происходит развитие трещин или образование новой поверхности трещин, МПа.

5

проницаемости приствольной зоны, в качестве буферной жидкости используют жидкость, не содержащую твердой фазы и образующую при взаимодействии с пластовым флюидом нерастворимый твердый осадок.

Фие. /

Фиг. 2.

Фиг.З