способ вскрытия продуктивных пластов
Классы МПК: | E21B43/11 устройства для перфорирования скважин; перфораторы для пробивки стенок буровой скважины |
Автор(ы): | Ягафаров А.К., Горностаев С.Г., Симонов В.И. |
Патентообладатель(и): | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно- конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения |
Приоритеты: |
подача заявки:
1993-06-03 публикация патента:
20.01.1997 |
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.
Рисунок 1
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.Описание изобретения к патенту
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 Рр 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 экранаИсходные данные: Rэ 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)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 Hкр + L rраз при условии Н < H под,
где Hкр глубина залегания кровли нефтеносной части пласта;
L радиус ухудшенной зоны пласта; rраз радиус разгрузки пород за счет бурения скважины (по данным В. С. Войтенко, 1989 г. rраз 1 м);
Hпод 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. ;
Vp(5,5250,914,54,7106)/1010 2,6 м3. Необходимое количество закрепителя 0,5 т
Q = 1,1Vтрп= 1,154,50,00862,3 = 0,5 т.
Объем жидкости-песконосителя 1 м3. ;
Vж.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.
Класс E21B43/11 устройства для перфорирования скважин; перфораторы для пробивки стенок буровой скважины