Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин, вскрывших продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (RU №2311528, E21B 43/26, опубл. 27.11.2007, бюл. №33), включающий вскрытие пласта вертикальной или наклонной скважиной, размещение в ней в заданном интервале пласта гидромониторного инструмента с серией струйных насадок, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи, при этом используют гидромониторный инструмент с серией струйных насадок, расположенных вдоль инструмента в две линии с фазировкой 180° и расстоянием между насадками в линии не более двух диаметров обсадной колонны, гидромониторный инструмент поворачивают на заданный угол для изменения направления развития каждой последующей трещины, при этом трещины образуют при давлении в обсадной колонне ниже бокового горного давления, а в качестве рабочей жидкости используют жидкость, родственную пластовой жидкости.

Недостатки способа:

- во-первых, применение в качестве направления трещин перед гидравлическим разрывом пласта (ГРП) гидропескоструйной перфорации, которая производит вскрытие обсадной колонны и продуктивного пласта рабочей жидкостью (смесь песка с водой). В процессе вскрытия продуктивного пласта терригенного типа, содержащего глинистые пропластки и глинистый цемент (карбонатный цемент), происходит их взаимодействие с водой, что приводит к набуханию глины и выпадению в осадок солей, а впоследствии к снижению проницаемости породы, что оказывает отрицательное влияние на образование щелей (каверн) и на проведение ГРП по закачке жидкости разрыва и песконосителя;

- во-вторых, осаждение песка по всей длине горизонтального ствола скважины в процессе проведения гидропескоструйной перфорации для направления гидроразрыва пласта, что требует проведения дополнительных работ по промывке скважины перед проведением ГРП.

Также известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2472926, МПК E21B 43/267, опубл. 20.01.2013, бюл. №2), включающий спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. При этом определяют направление горизонтального ствола относительно направления минимального главного напряжения, затем изолируют интервал, подлежащий гидравлическому разрыву пласта - ГРП - от остальных участков горизонтального ствола посадкой сдвоенных пакеров, затем открывают клапан, размещенный внутри колонны труб между сдвоенными пакерами напротив фильтра, если направление горизонтального ствола параллельно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием поперечных трещин относительно горизонтального ствола, с последующим креплением поперечных трещин закачкой жидкости с алюмосиликатным проппантом, с постепенным увеличением его фракции от 20/40 меш. до 16/30 меш., если направление горизонтального ствола перпендикулярно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием горизонтальных трещин относительно горизонтального ствола, с последующим креплением горизонтальных трещин закачкой жидкости с облегченным проппантом с фракцией 20/40 меш. По окончании ГРП скважину закрывают на технологическую паузу в течение 0,5 ч, после чего на устье скважины на колонну труб устанавливают регулируемый штуцер и производят излив отработанной проппантной жидкости из пласта по колонне труб на устье скважины до закрытия клапана, при этом в процессе излива регулированием штуцера добиваются того, чтобы давление в колонне труб стало на 2-3 МПа меньше давления при открытии скважины после технологической паузы, после чего производят распакеровку пакера и перемещают колонну труб в другую часть горизонтального ствола, и вышеописанный процесс по проведению ГРП в горизонтальном стволе скважины повторяют в зависимости от количества интервалов горизонтального ствола, оснащенных фильтрами в различных его частях.

Недостатки способа:

- во-первых, вынос зерен проппанта, приводящий к смыканию трещин и резкому снижению пропускной способности трещин пласта в прискважинной зоне, что снижает эффективность реализации способа;

- во-вторых, сложная конструкция сдвоенных пакеров, а также сложности при их посадке и распакеровке в скважине;

- в-третьих, низкая надежность, связанная с возможностью потери герметичности одного из сдвоенных пакеров, поскольку при высоких давлениях (до 40 МПа) практически невозможно обеспечить герметичность обоих пакеров при ГРП.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент №2401942, МПК E21B 43/267, опубл. 20.10.2010, бюл. №29), включающий бурение скважины, цементирование горизонтального ствола скважины, перфорацию и формирование трещин с помощью гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающих горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва каждый перфорированный участок, через который производят гидроразрыв пласта, изолируют от остальной части колонны пакерами, при этом бурение горизонтального ствола скважины осуществляют в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой горизонтального ствола скважины, а перфорацию, азимутально сориентированную интервалами, производят с помощью гидромеханического щелевого перфоратора за одну спуско-подъемную операцию, после чего спускают пакеры, отсекая каждый интервал, равный длине сформировавшейся щели, от остальной части колонны, а гидроразрыв пласта в горизонтальной части ствола скважины производят последовательно, начиная с дальнего от оси вертикального ствола скважины перфорированного участка горизонтального ствола скважины, причем гидромеханическую щелевую перфорацию выполняют двухстороннюю по формированию щелей, которые расположены относительно друг друга на 180° в вертикальной плоскости напротив друг друга, относительно оси горизонтального ствола скважины в одном интервале, либо выполняют одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию с поворотом на 180° в вертикальной плоскости относительно оси горизонтального ствола скважины, поочередно через каждый последующий интервал - в шахматном порядке, равный длине сформированной щели, либо при малой толщине продуктивного пласта и при наличии активной подошвенной воды производят одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию в направлении кровли пласта.

Недостатки способа:

- во-первых, сложный и длительный процесс реализации способа, связанный со спуском обсадной колонны в горизонтальный ствол скважины и ее последующим цементированием, выполнением гидромеханической щелевой перфорации в каждом интервале обсаженного горизонтального ствола перед проведением ГРП;

- во-вторых, малая эффективность проведения ГРП, связанная с тем, что ГРП производится через интервалы гидромеханической щелевой перфорации, выполненной в обсаженной и зацементированной обсадной колонне, поэтому перфорационные каналы в породе чрезвычайно малы;

- в-третьих, низкая точность создания трещин в продуктивном пласте в нужном интервале и невозможность контроля давления гидроразрыва пласта;

- в-четвертых, низкая надежность, связанная с посадкой и распакеровкой двух пакеров при изоляции каждого интервала, при этом возможны потери герметичности одного или сразу двух пакеров, а также колонны труб, что приводит к невозможности проведения ГРП в заданном интервале.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и надежности проведения ГРП за счет создания трещин в продуктивном пласте в нужном интервале с высокой точностью, а также упрощение и сокращение длительности реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины, включающим бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта, спуск колонны труб в скважину, формирование перфорационных каналов и трещин с помощью гидроразрыва пласта в стволе горизонтальной скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающих горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва участок, через который производят гидроразрыв пласта, изолируют от остальной части колонны пакером.

Новым является то, что в процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют фильтрационно-емкостные свойства пород и выявляют интервалы продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, по окончании бурения на устье скважины на нижний конец колонны труб устанавливают заглушку с механическим пакером, а выше располагают гидромониторную насадку с соплами, спускают колонну труб в скважину так, чтобы сопла гидромониторной насадки располагались напротив интервала нефтенасыщенной части пласта, ближайшего к забою скважины, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, производят посадку механического пакера в горизонтальном стволе, с устья скважины с помощью насосного агрегата закачивают технологическую жидкость и определяют давление гидроразрыва породы в заданном интервале горизонтального ствола, производят распакеровку, перемещают колонну труб от забоя к устью в следующий интервал нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, аналогичным образом определяют давление гидроразрыва пород в других интервалах нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, далее определяют объемы гелированной жидкости разрыва и кислоты для каждого интервала нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, затем перемещают колонну труб в интервал продуктивного пласта, ближайший к забою скважины, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, производят посадку механического пакера, с устья скважины с помощью насосного агрегата закачивают гелированную жидкость разрыва по колонне труб через сопла гидромониторной насадки и формируют перфорационные каналы, после чего, не прекращая закачку гелированной жидкости разрыва по колонне труб, создают давление гидроразрыва пласта, соответствующее данному интервалу нефтенасыщенной части продуктивного пласта, после падения давления закачки гелированной жидкости разрыва в колонне труб на 30% формируют трещины гидроразрыва, для этого в кольцевое пространство скважины закачивают кислоту с переменным расходом, обеспечивающим поддержание давления закачки гелированной жидкости разрыва по колонне труб на 10% меньше давления гидроразрыва пласта для данного интервала нефтенасыщенной части продуктивного пласта, производят распакеровку и перемещают колонну труб от забоя к устью в следующий интервал нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород для формирования перфорационных каналов и проведения гидроразрыва пласта с образованием и развитием трещин.

На фиг.1 и 2 изображен процесс реализации способа многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины.

На фиг.3 изображен процесс формирования перфорационного канала.

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины включает бурение горизонтального ствола 1 (см. фиг.1) в нефтенасыщенной части продуктивного пласта скважины.

В процессе бурения горизонтального ствола 1 определяют фильтрационно-емкостные свойства пород и выявляют интервалы в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, например три интервала - 2′, 2″, 2″′ (см. фиг.2).

По окончании бурения на устье скважины (на фиг.1, 2, 3 не изображено) на нижний конец колонны труб 3 устанавливают заглушку 4 (см. фиг.1) с механическим пакером 5, а выше располагают гидромониторную насадку 6 с соплами 7 (например, в количестве 3 сопел, расположенных по периметру гидромониторной насадки под углом 120° между соплами). Спускают колонну труб 3 в скважину так, чтобы сопла 7 гидромониторной насадки 6 располагались напротив интервала 2′ нефтенасыщенной части продуктивного пласта, ближайшего к забою 8 скважины, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. В качестве механического пакера 5 используют пакер любой известной конструкции, например проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Производят посадку механического пакера 5 в горизонтальном стволе 1.

С устья скважины с помощью насосного агрегата (на фиг.1, 2, 3 не показан), например ЦА-320, закачивают технологическую жидкость в интервал 2′ (см. фиг.1) горизонтального ствола 1 и определяют давление гидроразрыва породы в интервале 2′ горизонтального ствола 1. Давление гидроразрыва пород определяют по повышению давления закачки до определенной величины и его падению, например, на 30%. Например, давление гидроразрыва пород (Р_тр) в интервале 2′ горизонтального ствола 1 составляет 20 МПа.

В качестве технологической жидкости используют, например, 2% водный раствор KCl, а в качестве воды используют сточную воду плотностью 1180 кг/м³.

Распакеровывают механический пакер 5. Перемещают колонну труб 3 от забоя 8 к устью в следующий интервал 2″ (см. фиг.2) нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород так, чтобы сопла 7 гидромониторной насадки 6 располагались напротив интервала 2″ нефтенасыщенной части.

Аналогичным образом, как описано выше, начиная с посадки механического пакера и его распакеровки, определяют давление гидроразрыва пород в интервалах 2″ и 2″′ нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Например, давление гидроразрыва пород в интервале 2″ горизонтального ствола 1 составляет 18 МПа, а давление гидроразрыва пород в интервале 2″′ горизонтального ствола 1-24 МПа.

Предварительное определение давления гидроразрыва пород во всех интервалах 2′, 2″, 2″′ нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами позволяет исключить возможную негерметичность пакера и/или колонны труб при последующем проведении гидравлического разрыва пласта в этих интервалах и контролировать давление гидроразрыва пласта, поскольку известно давление гидроразрыва в каждом из интервалов 2′, 2″, 2″′. После определения давления гидроразрыва для каждого нефтенасыщенного интервала 2′, 2″, 2″′ (см. фиг.2) пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами определяют необходимые объемы закачки гелированной жидкости разрыва и кислоты для создания перфорационных каналов 9′, 9″, 9″′ трещин разрыва 10′, 10″, 10″′ и их развития в каждом соответствующем интервале 2′, 2″, 2″′, например, по формуле, приведенной в патенте RU №2455478, МПК E21B 43/26, опубл. в бюл. №19 от 10.07.2012.

Определяют объем гелированной жидкости разрыва, закачиваемой в каждый из интервалов 2′, 2″, 2″′, по формуле

V_г=k·H_п,

где V_г - объем гелированной жидкости разрыва, м³;

k=1,4-1,6 - коэффициент перевода, м³/м;

H_п - средняя мощность пласта, м.

Примем k=1,6 м³/м. Например, средняя мощность пласта H_п=5 м. Тогда, подставляя значения в формулу, получаем суммарный объем закачиваемой гелеобразной жидкости разрыва

V_г=1,6·5=8 м³.

Объем закачиваемой в каждый интервал 2′, 2″, 2″′ гелированной жидкости разрыва равен 8 м³.

В качестве гелеобразной жидкости разрыва применяют известные составы, например, разработанные ЗАО «Химекоганг», имеющие торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ2481-053-17197708), «Химеко-Т» (ТУ2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ2499-038-17197708-98).

Порядок приготовления гелеобразной жидкости и ее закачки с помощью насосного агрегата ЦА-320 описан в патенте RU №2358100, МПК E21B 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009. В качестве дополнительного примера использования гелеобразной жидкости разрыва может быть приведена структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта, описанная в патенте RU №2043491, МПК E21B 43/26, опубл. 10.09.1995.

Далее определяют объем кислоты, закачиваемой в каждый из интервалов 2′, 2″, 2″′. Объем кислоты принимают равным 0,7-0,75 объема гелеобразной жидкости разрыва, т.е. V_к=(0,7-0,75)·8 м³=5,6-6 м³. Примем объем закачиваемой в каждый интервал 2′, 2″, 2″′ кислоты равен 6 м³.

В качестве кислоты, выполняющей роль расклинивающего агента в трещинах, образуемых в результате разрыва продуктивного пласта гелеобразной жидкостью, используют любую известную кислоту: соляную, плавикововую или другие, применяемые при ГРП с целью расклинивания трещины. Например, в качестве кислоты применяют 15-%ную кислоту соляную ингибированную по ТУ2122-205-00203312-2000 (производитель ОАО «Каустик» г. Стерлитамак, Республика Башкортостан, Россия).

Перемещают колонну труб в интервал продуктивного пласта, ближайший к забою скважины, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и производят посадку механического пакера 5 (см. фиг.1) в горизонтальном стволе 1.

С помощью насосного агрегата ЦА-320 по колонне труб 3 через сопла 7 гидромониторной насадки 6 закачивают гелированную жидкость разрыва и формируют перфорационные каналы 9′ (см. фиг.1 и 3) в интервале 2′ продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород.

Не прекращая закачки гелированной жидкости разрыва в колонну труб 3, доводят давление закачки гелированной жидкости разрыва до давления, соответствующего давлению гидроразрыва пласта, т.е. до Р_тр=20 МПа. При этом происходит падение давления закачки гелированной жидкости разрыва (Р_тр=20 МПа) на манометре насосного агрегата на 30%, т.е. до 20 МПа - (20 МПа×30%)/100%=14 МПа, что свидетельствует о гидравлическом разрыве пласта в интервале 2′. Далее, не прекращая закачку гелированной жидкости разрыва в колонну труб 3 с целью развития трещины 10′, в кольцевое пространство 11 скважины с помощью второго насосного агрегата, например ЦА-320 (на фиг.1, 2, 3 не показан), с устья скважины закачивают кислоту с переменным расходом - Q_к=3-5 м³/мин (см. фиг.1 и 3), обеспечивающим поддержание давления Р_тр (трещинообразования) для развития трещины 10′ (см. фиг.1), при этом закачку гелеобразной жидкости разрыва по колонне труб 3 осуществляют под давлением (Р_тр) на 10% меньше давления гидроразрыва пласта в интервале 2′ нефтенасыщенной части продуктивного пласта, т.е. под давлением Р_тр=20 МПа-(20 МПа×10%)/100%=18 МПа.

Гидромониторная насадка 6 первоначально образует несколько (в зависимости от количества сопел 7 гидромониторной насадки) перфорационных каналов 9′ (см. фиг.3) ограниченной глубины (15-30 см) в интервале 2′ продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород.

Скорость потока жидкости разрыва, втекающего в перфорационный канал 9′, высокая и резко снижается у конца перфорационного канала 9′, поэтому давление p_н (см. фиг.3) на выходе из сопла 7 гидромониторной насадки 6 у начала перфорационного канала 9′ меньше, чем давление p_в в конце перфорационного канала 9′, т.е. p_н<p_в.

Давление закачки гелированной жидкости разрыва Р_тр (см. фиг.2) в колонне труб 3 поддерживается на уровне на 10% ниже давления гидроразрыва в интервале 2′ продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород и соответствует давлению трещинообразования (18 МПа), поэтому в интервале 2″ развивается трещина 10′ гидроразрыва пласта.

Кислота из кольцевого пространства 11 (см. фиг.3) вследствие образования области разрежения (низкого давления p_н) в кольцевом пространстве 11 напротив сопла 7 гидромониторной насадки 6 увлекается в перфорационный канал 9′ вместе с гелированной жидкостью разрыва и далее попадает в трещину 10′ (см. фиг.1 и 2), где расклинивает ее в процессе трещинообразования. Распакеровывают механический пакер 5 и перемещают колонну труб 3 от забоя 8 к устью в следующий интервал 2″ нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами для формирования перфорационных каналов 9″ и проведения гидроразрыва пласта с образованием и развитием трещин 10″ (см. фиг.2), после чего технологические операции, начиная с посадки механического пакера 5 и заканчивая его распакеровкой, повторяют.

Аналогичным образом формируют перфорационные каналы 9″′ и проводят гидроразрыв пласта с образованием и развитием трещин 10″′ в интервале 2″′ продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород. В отличие от прототипа предлагаемый способ обладает высокой точностью создания трещин в продуктивном пласте в нужном интервале.

Предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины прост в применении и позволяет сократить длительность реализации ГРП за счет исключения технологических операций по обсаживанию и цементированию обсадной колонны в горизонтальном стволе скважины, а также проведению гидромеханической перфорации, позволяет повысить эффективность проведения ГРП за счет выполнения перфорационных каналов длиной 15-30 см через гидромониторную насадку в открытом стволе горизонтальной скважины с последующим проведением ГРП, а также повысить надежность проведения ГРП за счет применения одного механического пакера при отсечении интервалов продуктивного пласта.

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины, включающий бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта скважины, спуск колонны труб в скважину, формирование перфорационных каналов и трещин с помощью гидроразрыва пласта в стволе горизонтальной скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающих горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва участок, через который производят гидроразрыв пласта, изолируют от остальной части колонны пакером, отличающийся тем, что в процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют фильтрационно-емкостные свойства пород и выявляют интервалы продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, по окончании бурения на устье скважины на нижний конец колонны труб устанавливают заглушку с механическим пакером, а выше располагают гидромониторную насадку с соплами, спускают колонну труб в скважину так, чтобы сопла гидромониторной насадки располагались напротив интервала нефтенасыщенной части пласта, ближайшего к забою скважины, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, производят посадку механического пакера в горизонтальном стволе, с устья скважины с помощью насосного агрегата закачивают технологическую жидкость и определяют давление гидроразрыва породы в заданном интервале горизонтального ствола, производят распакеровку, перемещают колонну труб от забоя к устью в следующий интервал нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, аналогичным образом определяют давление гидроразрыва пород в других интервалах нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, далее определяют объемы гелированной жидкости разрыва и кислоты для каждого интервала нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, затем перемещают колонну труб в интервал продуктивного пласта, ближайший к забою скважины, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, производят посадку механического пакера, с устья скважины с помощью насосного агрегата закачивают гелированную жидкость разрыва по колонне труб через сопла гидромониторной насадки и формируют перфорационные каналы, после чего, не прекращая закачку гелированной жидкости разрыва по колонне труб, создают давление гидроразрыва пласта, соответствующее данному интервалу нефтенасыщенной части продуктивного пласта, после падения давления закачки гелированной жидкости разрыва в колонне труб на 30% формируют трещины гидроразрыва, для этого в кольцевое пространство скважины закачивают кислоту с переменным расходом, обеспечивающим поддержание давления закачки гелированной жидкости разрыва по колонне труб на 10% меньше давления гидроразрыва пласта для данного интервала нефтенасыщенной части продуктивного пласта, производят распакеровку и перемещают колонну труб от забоя к устью в следующий интервал нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород для формирования перфорационных каналов и проведения гидроразрыва пласта с образованием и развитием трещин.