Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: 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.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2072030
Класс(ы) патента: E21B43/11
Номер заявки: 93031193/03
Дата подачи заявки: 03.06.1993
Дата публикации: 20.01.1997
Заявитель(и): Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно- конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения
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
Описание изобретения: 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 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: 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)·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 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 (450·0,86)/(5·500) 15,5 л/сек.
Необходимый объем жидкости разрыва составил 2,6 м3.
;
Vp(5,5·25·0,91·4,5·4,7·106)/1010 2,6 м3.
Необходимое количество закрепителя 0,5 т
Q = 1,1·Vтр·ρп= 1,1·5·4,5·0,0086·2,3 = 0,5 т.
Объем жидкости-песконосителя 1 м3.
;
Vж.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.
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.