SU1716089A1 - Способ изол ции пласта - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к области бурени  скважин, к способам кольматации мало- дебитных низкопроницаемых пластов. Цель изобретени  - повышение эффективности изол ции напорных малодебитных низкопроницаемых пластов за счет увеличени  мощности и снижени  коллекторских свойств кольматационного экрана в приствольной зоне, а также эффективное снижение проницаемости приствольной зоны и повышение эффективности образовани  фильтрационной корки на поверхности трещин разрыва. Дл  этого осуществл ют гидроразрыв пласта буферной жидкостью, намывают в трещины разрыва наполнитель с образованием на поверхности трещин фильтрационной корки. Нагнетают в пласт буферную и рабочую жидкости при давлении в стволе в начале нагнетани  давлени  кольматации,равном делению образовани  начальных трещин. В последующем снижают и повышают давление до величины в конце нагнетани , определ емой из выражени  Pi Р Р2, где Р - максимальное давление в стволе при окончании операции кольматации, МПа, PI - давление разрыва пород и получение начальных трещин гидроразрыва , МПа; 2 - давление, при котором происходит развитие трещин или образование новой поверхности трещин. В качестве буферной жидкости может быть использована жидкость, не содержаща  твердой фазы и образующа  при взаимодействии с пластовым флюидом нерастворимый твердый осадок. В качестве рабочей жидкости может быть использован буровой или тампонажный раствор с водо- цементным отношением, равным прихвато- безопасному времени. 2 з.п. ф-лы, 3 ил. сл с

Description

о о

00

о

Изобретение относитс  к области бурени  скважин, в частности к способам кольматации малодебитных низкопроницаемых пластов, и может примен тьс  в горной промышленности при строительстве скважин различного назначени .

Известен гидромеханический способ закупоривани  пород частицами твердой

фазы бурового раствора ри многократном сн тии фильтрационной корки.

Недостатком известного способа  вл етс  то, что успешное кольматирование дисперсной фазой глинистого раствора возможно только в породах с высокой проницаемостью . Кольматаци  производитс  нагнетанием раствора - закупоривание

твердой фазы раствора с одновременным сн тием глинистой корки при давлени х, не превышающих давлени  гидроразрыва пород . При таком способе изол ции пласта образование кольматационного сло  в породе зависит от проницаемости и размеров поровых каналов породы. При изол ции ма- лодебитных и низкопроницаемых пород кольматационный слой будет незначительным , в св зи с чем при спуско-подъемных операци х в скважине последний будет посто нно разрушатьс .

Наиболее близким к предлагаемому  вл етс  способ устранени  поглощени , заключающийс  в закачивании в трещину материала дл  борьбы с поглощени ми (МБП) до тех пор, пока давление нагнетани  не превысит максимальное переходное давление , которое ожидаетс  при возобновлении буровых работ.

Недостатком способа  вл етс  то, что е.го реализаци  невозможна при изол ции малодебитных низкопроницаемых пород, так как при реализации способа создаютс  высокие давлени  нагнетани , происходит гидроразрыв без разрушени  фильтрационной корки, преп тствующей получению гидроразрыва пласта на входах в микротрещины массива.

Наличие на входах в микротрещины коллектора фильтрационной корки резко увеличивает необходимое дл  осуществлени  гидроразрыва пласта внутреннее давление в стволе скважины.

Дл  осуществлени  гидроразрыва ма- лодебитного, высоконапорного пласта требуетс  создание в стволе скважины практически горного внутреннего давлени ,

Данный способ предназначен, в основном , дл  изол ции высокопроницаемых пород , имеющих трещины (или образующихс  под действием давлени ), в которые при давлени х, равных давлению гидроразрыва (не ниже), намываетс  наполнитель. При реализации способа в низкопроницаемых объ- ектах (породах) изол ционный экран образуетс  практически на стенках скважины и разрушаетс  при выполнении спуско- подъемных операций.

Одновременно следует отметить, что данный способ эффективен только дл  предупреждени  поглощений бурового раствора и ненадежен при изол ции флюидопро вл ющих объектов. Объ сн етс  это тем, что в услови х обратного потока (про вл ющий пласт - ствол скважины) будет иметь место вымыв наполнител  на стенки скважины и последующее разрушение глинистой корки после снижени  давлени  в скважине.

Целью изобретени   вл етс  повышение эффективности изол ции/ напорных малодебитных низкопроницаемых пластов. ..

Поставленна  цель достигаетс  тем,

что, согласно способу изол ции пласта,

включающему гидроразрыв пласта и намыв

в трещины разрыва наполнител , гидроразрыв пласта провод т буферной жидкостью, а намыв в трещины разрыва наполнител  ведут с образованием на поверхности трещин фильтрационной корки последовательным нагнетанием в пласт буферной и

рабочей жидкости при давлении в стволе в начале операции кольматации, равному давлению образовани  начальных трещин с последующим циклическим снижением и повышением давлени  до величины в конце

операции, определенной из выражени 

Pi Р Р2,

где Р - максимальное давление в стволе при окончании операции кольматации, МПа; Pi - давление гидроразрыва пород и

получени  начальных трещин гидроразрыва , МПа;

Ра давление, при котором происходит развитие трещин или образование новой поверхности трещин, МПа;

причем буферна  жидкость не содержит твердой фазы и образует при взаимодействии с пластовым флюидом нерастворимый твердый осадок, а в качестве рабочей жидкости используют буровой или тампонажный раствор с врдоцементным отношением, равным прихвато-безопасному времени.

На фиг.1-3 приведена последовательность образовани  изол ционной зоны. На фиг.1 приведена схема деформации ствола

и образование первоначальных трещин гидроразрыва при создании давлени  в стволе, равного давлению гидроразрыва пород (Pi):, на фиг.2 - образование и уплотнение фильтрационной корки и фильтраци  жидкой фазы буферного и рабочего растворов в глубь пласта, при создании давлени  в стволе, большего давлени  гидроразрыва пород (Р); на фиг.З - состо ние приствольной части пласта после снижени  давлени  в скважине до гидростатического.

На фиг.1 изображены приствольна  часть 1 ствола скважины, бурильный инструмент (фильтр) 2, диаметр 3 ствола скважины при внутреннем давлении в скважине, равном гидростатическому давлению столба

промывочной жидкости, ствол 4 скважины с трещинами гидроразрыва, получаемыми при создании внутренних давлений в стволе , равных давлени м гидроразрыва приствольной зоны. Позицией 5 (фиг.2)

обозначен процесс образовани  фильтрационной корки при поддержании в стволе внутреннего давлени , большего давлени  гидроразрыва приствольной зоны, позицией б - фильтраци  жидкой фазы рабочего и буферного растворов вглубь околостволь- ной зоны во врем  формировани  фильтрационной корки увеличением внутреннего давлени  в стволе выше давлений образова,- ни  начальных трещин гидроразрыва. На фиг.З показана защемленна  фильтрацией- на  корка 7 в трещинах гидроразрыва после снижени  внутреннего давлени  в стволе скважины до гидростатического давлени  и уплотненна  и насыщенна  фильтратом ра- бочеро и буферного растворов околостволь- на  зона 8 ствола скважины.

Способ осуществл ют следующим образом .

По скважинам аналогам, или провод  натурные исследовани , непосредственно на ckвaжинe определ ют давление образовани  начальных трещин гидроразрыва (Pi) и давление, при котором происходит распространение трещины или образовани  новой поверхности. После этого спускают.в скважину рабочую компановку, включающую в себ  пакерующее устройство, предназначенное дл  отделени  изолируемого интервала от остальной части разреза скважины . Затем закачивают в трубы и продав- ливают в подпакерную зону расчетные объемы буферной и рабочей жидкостей. Производ т пакеровку и приступают к нагнетанию в бурильные трубы продавочной жидкости. После скачка давлени  в трубном пространстве (достижением давлени  оборудовани  трещин гидроразрыва) останавливают подачу жидкости в трубное пространство и наблюдают за изменением давлени  на устье скважины. В случае паде- ни  давлени  ниже значений Pi осуществл ют подкачку жидкости в скважину, но при этом давление не должно превышать Р2. В это врем  в стволе скважины возникает деформаци  приствольной части 4 (фиг.1). За- тем при подкачках жидкости в подпакерную зону плавно увеличивают трубное устьевое давление. При этом в трещинах гидроразрыва происходит формирование и уплотнение фильтрационной корки 5 и фильтраци  бурового раствора 6 (фиг.2) вглубь приствольной зоны. Причем на границе фильтрации происходит увеличение водоцементного отношени  рабочей (там- понажной жидкости) за счет фильтрации жидкости в глубь пласта, что увеличивает врем  начала схватывани  рабочей жидкости на границе фильтрации, и оставл ют его (врем ) неизменным в стволе скважины.

Врем  проведени  операции по формированию фильтрационной корки регламентируетс ранееопределенным прихватобезопасным временем. По окончании формировани  фильтрационной корки следует снизить внутреннее давление в под- пакерной зоне (плавно сбросить до нул  устьевое трубное .давление). При этом произойдет смыкание трещин гидроразрыва , защемление в трещине фильтрационной корки 7 (фиг.З). Уплотненна , насыщенна  фильтратом околоствольна  зона 8 и защемленна  корка 7 и  вл етс  изол ционной зоной проницаемого пласта. -,

П р и м е р 1. Интервал залегани  низкопроницаемого напорного объекта 3127- 3130 м. При испытании скважины определено, что градиент пластового давлени  равен 1,7-1,72 МПа/100 м, градиент давлени  гидроразрыва пород (Pi) 1,85 МПа/100 м, градиент давлени  распространени  трещин гидроразрыва или получени  новой поверхности трещин гидроразрыва (Ра) 1,98 МПа/100 м. Скорость фильтрации технической воды в пласт при градиенте давлени , равном 1,85 МПа/100 м, составл ет 0,08 л/с. Интервал газонасыщен и представлен трещиноватыми известн ками . Увеличение плотности промывочной жидкости с целью ликвидации газопро влени  не представл лось возможным ввиду получени  поглощений как под башмаком спущенной 245-миллиметровой технической колонной (глубина 2000 м, градиент начала поглощени  1,7 МПа/100 м), так и при вскрытии нижележащего, газоносного интервала (интервал залегани  3195-3600, градиент начала поглощени  1,55-1,60 МПа/100 м). Дл  выполнени  изол ционных работ готов т 0,5 м буферной жидкости, представл ющей собой техническую воду плотности 1030 кг/м3, рабочей жидкости в объеме 2,0 м3, представл ющей собой промывочную жидкость с повышенным содержанием твердой фазы. Затем в скважину спускают рабочую компановку, включающую в себ : опорный хвостовик из труб диаметром 140 мм с промывочными отверсти ми, расположенными на глубине 3135 м; два пакера диаметром 190 мм; ударный  с; УБТ..Л78 мм длиной 75 м (2 свечи); бурильные трубы до усть  скважины; запор- но-поворотный кран; устьевую головку высокого давлени .

Скважину промывают и затем закачивают в трубное пространство 0,5 м3 буферной жидкости, 2 м рабочей жидкости и 32 м3 продавочной жидкости. Производ т пакеровку , пробную подкачку в затрубное пространство с целью проверки герметичности

пакеровки. Затем в трубном пространстве за 3 мин поднимают давление до 17,5 МПа (плотность.продавочной жидкости 1300 кг/мЗ), при этом давлении происходит падение давлени . Снижают подачу агрегата и периодическими подкачками поддерживают давление на устье в пределах 18,0-21,0 МПа. При остановках подкачек продавочной жидкости наблюдаетс  падение давлени  в трубном пространстве. Подкачки продавочной жидкости возобновл ют, когда давление на устье снижаетс  до 18,6 МПа. Всего было произведено 6 подкачек. При последней подкачке устьевое давление достигло 20,5 МПа. При прекращении подкачек давление снижаетс  и стабилизируетс  на 18,7 МПа, что свидетельствует о получении фильтрационной корки на поверхности трещин гидроразрыва и стенках скважины. Затем плавно снижают давление на устье скважины до нул  и производ т срыв пакера. Общее врем  операции от момента пакеровки до срыва пакера составл ет 2 ч 15 мин. Снижение проницаемости приствольной зоны достигаетс  за счет защемлени  фильтрационной корки, уплотнени  приствольной зоны пласта и снижени  фазовой проницаемости приствольной зоны вследствие насыщени  приствольной зоны буферной жидкостью и жидкой фазой рабочей жидкости.

П р и м е р 2. Интервал залегани  про- ,  вл ющего объекта, пластовое давление и давлени  гидроразрыва пород те же, что и в примере 1.

Про вл ющий пласт газоводонасыщен. Причем вода про вл ющего объекта хло- ридно-кальциевого типа, имеет рН в пределах 3-5, т.е.  вл етс  кислой средой. Дл  проведени  изол ционных работ было прин то решение использовать в качестве буферной жидкости водный раствор кальцинированной,соды плотностью 1120 кг/м3. Технологическа  последовательность выполнени  изол ционных работ та же, что и в примере 1. В данном случае снижение проницаемости зоны достигаетс  защемлением фильтрационной корки и образованием пласта в поровых каналах приствольной зоны пласта нерастворимого осадка, получаемого вследствие взаимодействи  пластовой жидкости с раствором кальцинированной соды (буферной жидкостью ).

П р и м е р 3. Про вл ющий пласт водо- газонасыщен, скорость фильтрации технической воды в пласт при градиенте давлени  1,85 МПа/ЮОм составл ет0,18 л/с, пласто- вый флюид относитс  к кислым средам, имеет рН 4. Дл  проведени  изол ционных

л

работ было использовано 0,5 м буферной жидкости, представл ющей собой известко вое молоко плотностью 1080 кг/м3, и рН 3. В качестве рабочей жидкости было использовано 2,0 м тампонажного раствора, приготовленного из цемента ОЦГ с водоцёментным отношением 1,3, плотность раствора 1380 кг/м3, растекаемость по конусу АЗНИИ 32-35 см, срок начала

0 схватывани  3 ч 45 мин, равен прихвато- безопасному времени. Последовательность выполнени  изол ционных работ та же, что и в примере 1, за исключением того, что после срыва пакера осуществл ют отмывку

5 оставшейс  в подпакерной зоне рабочей жидкости обратной промывкой в бурильные трубы. Врем  выполнени  работ было ограничено 3 ч. В данном случае изол ци  водо- газопритока была достигнута путем

0 уплотнени  и снижени  проницаемости приствольной зоны вследствие образовани  в трещинах гидроразрыва и стенках скважины несжимаемого цементного камн , а также образование поровых каналов

5 нерастворимого осадка вследствие взаимодействи  буферной жидкости с пластовым флюидом.

Успешность выполнени  изол ционных работ была подтверждена результатами ис0 пытани  про вл ющего пласта испытател ми на трубах типа КИИ-146 до и после выполнени  изол ционных работ.

Использование предлагаемого способа изол ции пласта позвол ет упростить кон5 струкцию скважины, а также снизить затраты времени и материалов на выполнение работ по дегазации и обработке раствора при флюидопро влени х, что позвол ет в свою очередь повысить коммерческие ско0 рости бурени  скважин.

Claims (3)

1. Формула и зобретени  1. Способ изол ции пласта, включающий гидроразрыв пласта и намыв в трещине

   5 разрыва наполнител , отличающийс  тем, что, с целью повышени  эффективности изол ции напорных малодебитных низкопроницаемых пластов за счет увеличени  мощности и снижени  коллекторских

   0 свойств кольматационного экрана в приствольной зоне, гидроразрыв пласта провод т буферной жидкостью, а намыв в трещине разрыва наполнител  ведут с образованием на поверхности трещин фильтра5 ционной корки последовательным нагнетанием в пласт буферной и рабочей жидкости при давлении в стволе в начале нагнетани  давлени  кольматации, равном давлению образовани  начальных трещин с последующим циклическим снижением и

   повышением давлени  до величины в конце нагнетани , определ емой из выражени 

   Pi Р Р2,

   где Р - максимальное давление в стволе при окончании операции кольматации, МПа;

   Рг - давление гидроразрыва пород и получени  начальных трещин гидроразрыва , МПа;

   2 - давление, при котором происходит развитие трещин или образование новой поверхности трещин, МПа.
2. 2. Способ по п.1, о т л и ч а ю щ и и с   тем, что, с целью эффективного снижени 

   5

   проницаемости приствольной зоны, в качестве буферной жидкости используют жидкость , не содержащую твердой фазы и образующую при взаимодействии с пластовым флюидом нерастворимый твердый осадок .
3. 3. Способ по п. 1,отличающийс  тем, что, с целью повышени  эффективности Образовани  фильтрационной корки на поверхности трещин разрыва, в качестве рабочей жидкости используют буровой или тампонажный раствор с водоцементным отношением , равным прихватобезопасному времени.

   Фие. /

   Фиг. 2.

   Фиг.З