Способ вскрытия продуктивных пластов

 

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.

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 Н0,12 25050,12 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 Пас.

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(R²_э-r²)hnw; V 9,42(25-0,01)3100,003 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 (4500,86)/(5500) 15,5 л/сек.

Необходимый объем жидкости разрыва составил 2,6 м³.

;
V_p(5,5250,914,54,710⁶)/10¹⁰ 2,6 м³.

Необходимое количество закрепителя 0,5 т
Q = 1,1V_трп= 1,154,50,00862,3 = 0,5 т.
Объем жидкости-песконосителя 1 м³.

;
V_ж.п. 10³0,5/61,5 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.

Формула изобретения

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.

РИСУНКИ

Рисунок 1