RU2072030C1

RU2072030C1 - Method for opening productive seams

Info

Publication number: RU2072030C1
Application number: RU93031193A
Authority: RU
Inventors: А.К. Ягафаров; С.Г. Горностаев; В.И. Симонов
Priority date: 1993-06-03
Filing date: 1993-06-03
Publication date: 1997-01-20

Abstract

FIELD: oil, gas production. SUBSTANCE: well is drilled to reach productive seam. First gas-saturated strata is open with gas-oil strata available. Gas-insulating screen is installed in it. Then oil-saturated strata is open. Breakdown is carried out in this strata. Breakdown fracture is longer than extension of trouble zone of the oil-saturated strata, but shorter than extension of gas-insulating screen. EFFECT: higher efficiency. 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вскрытию продуктивных трещиноватых пород-коллекторов путем бурения. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the opening of productive fractured reservoir rocks by drilling.

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. A known method of opening productive fractured reservoirs by drilling under conditions of repression [1] Its disadvantage is that in the process of opening productive formations they are crushed by drilling fluid, resulting in a sharp decrease in the throughput of the filtration channels.

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. A known method of opening productive formations [2] including drilling wells in the productive formation and hydraulic fracturing in the zone of its complication by forcing a fracturing fluid and a fixing agent.

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. The disadvantage of this method is the technical complexity of the work, because it requires special underground downhole equipment. In addition, if there is a developed network of subvertical fractures in the reservoir, the hydraulic fracturing process becomes uncontrollable, which threatens breakthroughs in the gas- or water-saturated parts of the reservoir. And breakthroughs of the upper gas or bottom formation water lead to additional complications during the testing of wells. A lot of time is spent on their elimination (Fig. 1b). In addition, monitoring the hydraulic fracturing process (HF) in this case is possible only using nuclear logging methods using radioactive isotopes.

Техническим результатом изобретения является повышение пропускной способности призабойной зоны пласта. The technical result of the invention is to increase the throughput of the bottomhole formation zone.

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. In the method of opening productive formations, including drilling a well in a productive stratum and carrying out hydraulic fracturing in a zone of complication of a productive stratum by selling a fracturing fluid and a fixing agent, according to the invention, when a gas-oil stratum is present in a productive stratum, a gas-saturated stratum is initially opened and a gas insulating screen is installed in it, after which open the oil-saturated stratum, and hydraulic fracturing is carried out in the latter, and the hydraulic fracture is performed with a length longer Nost zone complications net pay thickness, but less than the length of the gas barrier screen.

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. The drawing shows the state of reservoir rocks in a statistical state and in the process of opening them by drilling: position a rock mass in a statistical state; position b of gas and gas occurrence at standard autopsy; position in the state of the well after installation of screens and hydraulic fracturing; position g well condition when tested in a cased hole.

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). In the process of posting a wellbore by logging and correlation with neighboring wells, the roof of the reservoir is determined. Then, a deepening to the roof of its oil-saturated part is carried out and drilling is stopped (position a).

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). After that, a gas insulating screen is installed in the gas-saturated part of the productive stratum. For this purpose, various current low-viscosity grouting mixtures are used, for example, based on organosilicon compounds, polymer compositions, etc. After exposure of the plugging composition to the formation, the opening of the oil-saturated stratum is continued. In the presence of abnormally low reservoir pressure (ANPD), drilling is performed under equilibrium conditions. Upon reaching the calculated mark of the oil-saturated stratum, further drilling is stopped and hydraulic fracturing is started. In this case, fracturing fluids are used that do not adversely affect the filtration properties of the reservoir. After selling the calculated volume of the fracturing fluid and the fluid with the fixing agent into the reservoir, the work ends (position c).

Трещину гидроразрыва выполняют с протяженностью больше протяженности зоны осложнения нефтенасыщенной толщи, но меньше протяженности установленного газоизолирующего экрана (позиция в). Hydraulic fracturing is performed with a length greater than the length of the zone of complication of the oil-saturated stratum, but less than the length of the installed gas-insulating screen (position c).

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. Example. It is proposed to drill a productive formation in the depth interval 2500–2513 m by drilling. The formation is composed of carbonate rocks dolomites, siliceous dolomites, subvertical fractured with a thickness of cracks of 10 per 1 / m and an average opening of 0.003 m. The productive formation has complex saturation: in the intervals of 2500 -2503 m gas, 2503-2509 m oil, 2509-2513 m formation water. The proposed length of the zone of impaired permeability due to the penetration of the drilling fluid 3.5 m

Ожидаемое давление раскрытия трещин Р_р 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.Expected crack opening pressure P _r N • 0.12 2505 • 0.12 30.0 MPa. The elastic modulus of the rocks is E = 100,000 MPa, the Punch coefficient is 0.3, the average density of the rocks lying above the formation is 2400 kg / m ³ , the reservoir pressure is 25.0 MPa, and the fracture fluid viscosity is 0.5 Pa • s.

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. In the process of posting the wellbore by logging and correlation with neighboring wells, the roof of the gas-bearing formation and its proposed thickness are determined. Then make an autopsy on the thickness of the gas-saturated part and drilling is stopped. After that, work begins on installing a gas insulating screen.

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.Calculation of the installation of a gas insulating screen
Initial data: R _e screen length 5 m; r well radius 0.1 m; n crack density 10 per 1 / m; w crack opening - 0.003 m.

Необходимый объем тампонирующей жидкости для установки экрана рассчитывают по формуле:
V=9,42(R $\binom{2}{э}$ -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).The required volume of plugging fluid to install the screen is calculated by the formula:
V = 9.42 (R $\binom{2}{uh}$ -r ² ) • h • n • w;
V 9.42 (25-0.01) • 3 • 10 • 0.003 21.78 22 m ³
As a tamponing material, a composition is used consisting of an organosilicon liquid (ETS), an aqueous solution of CaCl ₂ , synthetic acid (ICS) or aqueous polymer solutions (Sedipur, DC-Drill).

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.After holding the plugging composition in the reservoir for 10 hours, the opening of its oil-saturated portion is continued. Upon reaching the calculated mark of the oil-saturated part of the reservoir, further drilling is stopped. For the calculation using the empirical formula
HH _cr + L r _times provided that H <H _under ,
where H _{cr the} depth of the roof of the oil-bearing part of the reservoir;
L radius of the degraded zone of the reservoir; r _{times the} radius of rock unloading due to well drilling (according to V. S. Voitenko, 1989 r _times 1 m);
H _{under the} depth of the sole of the oil-saturated part of the reservoir;
H 2503 + 3.5 2506.5 m, i.e. drilling drilling is carried out up to 2506.5 m.

Далее производят гидравлический разрыв пласта. Next, produce hydraulic fracturing.

Длина раскрытой и закрепленной трещины больше протяженности зон осложнения нефтенасыщенной толщи, но менее протяженности газоизолирующего экрана. The length of an open and fixed crack is greater than the length of the zones of complication of the oil-saturated stratum, but less than the length of the gas-insulating screen.

Принимаем, что l 5 м. We assume that l is 5 m.

Раскрытость трещины определяют по формуле:

;
W 4(1-0,3²)/10¹⁰•(30,0-25,3)•10⁵ 0,0086 м.The crack opening is determined by the formula:

;
W 4 (1-0.3 ² ) / 10 ¹⁰ • (30.0-25.3) • 10 ⁵ 0.0086 m.

Минимальный темп закачки жидкости составил 15,5 л/сек, который определили по формуле:

;
Q (450•0,86)/(5•500) 15,5 л/сек.The minimum rate of fluid injection was 15.5 l / s, which was determined by the formula:

;
Q (450 • 0.86) / (5 • 500) 15.5 l / s.

Необходимый объем жидкости разрыва составил 2,6 м³.The required volume of fracturing fluid was 2.6 m ³ .

;
V_p(5,5•25•0,91•4,5•4,7•10⁶)/10¹⁰ 2,6 м³.

;
V _p (5.5 • 25 • 0.91 • 4.5 • 4.7 • 10 ⁶ ) / 10 ¹⁰ 2.6 m ³ .

Необходимое количество закрепителя 0,5 т
Q = 1,1•V_тр•ρ_п= 1,1•5•4,5•0,0086•2,3 = 0,5 т.
Объем жидкости-песконосителя 1 м³.The required amount of fixative 0.5 t
Q = 1.1 • V _tr • ρ _p = 1.1 • 5 • 4.5 • 0.0086 • 2.3 = 0.5 t.
The volume of sand carrier 1 m ³ .

;
V_ж.п. 10³•0,5/61,5 1 м³.

;
V _f.p. 10 ³ • 0.5 / 61.5 1 m ³ .

В результате проведенных работ появилась возможность оценить потенциальную продуктивность пласта с аномально низким пластовым давлением. As a result of the work carried out, it became possible to assess the potential productivity of the formation with an abnormally low reservoir pressure.

Преимущества предлагаемой технологии перед существующей состоят в следующем. The advantages of the proposed technology over the existing are as follows.

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). In the future, after drilling the formation, when testing the oil-saturated formation in the cased hole, there will be no gas and water manifestations, since gas-saturated and water-bearing layers are isolated during drilling (Fig. 1 c).

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. As a result of hydraulic fracturing, a fractured oil-saturated reservoir is artificially transformed into a pore-fracture type reservoir. This fact will necessarily affect the logs and caliper, as they will show the presence of clay crust in the interval of the reservoir, which is formed during the further drilling of the well.

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. The formation of the near-wellbore zone of the formation will proceed mainly by the principle of a pore reservoir, i.e. in the presence of clay peel, zone of internal clay. All this, ultimately, will lead to the elimination of intensive absorption of the drilling fluid, which will provide reliable information about the productivity of the reservoir.

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. The proposed technology is based on the fact that the installation process of the upper gas insulating screen, unlike the existing ones, will be controlled, since when isolating a gas-saturated stratum, the filtration of the plugging fluid in the oil-saturated part of the formation is completely excluded. At the time of isolation, the gas-saturated stratum is not opened by drilling and is a monolith. The stress state of the rock mass located below the gas-saturated stratum is natural, and therefore the cracks are in a closed state.

Предлагаемая технология позволяет стандартными методами геофизических исследований скважин после проведения работ определить интервалы установки экранов и, что очень важно, интервал гидроразрыва пласта. The proposed technology allows using standard methods of geophysical research of wells after work to determine the intervals for installing screens and, very importantly, the interval of hydraulic fracturing.

Claims

A method for opening productive formations, including drilling a well in a productive stratum and carrying out hydraulic fracturing in a zone of complication of a productive stratum by selling fracturing fluid and a fixing agent, characterized in that when there are gas-oil strata in the productive stratum, the gas-saturated stratum is initially opened and a gas insulating screen is installed in it, after which the oil-saturated stratum is opened, and the hydraulic fracturing is carried out in the latter, and the hydraulic fracturing is performed with a length longer STI complications net pay zone thickness, but less than the length of the gas barrier screen.