Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ БУРЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА В ТРЕЩИННОМ ТИПЕ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОГО КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности к способам первичного вскрытия горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Техническим результатом является сохранение фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора при снижении пластового давления и создании больших депрессий в процессе эксплуатации резервуара, залежи, месторождения. Сущность изобретения: способ включает поэтапное (циклическое) закрепление трещин призабойной зоны пласта (ПЗП) проппантом после возникновения поглощения промывочной жидкости в процессе бурения по продуктивному коллектору. Далее производится изоляция зоны поглощения или участка ствола вязкой кольматационной (кислоторастворимыми) пачкой и продолжается бурение до следующей зоны поглощения. Проведение гидроразрыва пласта не требуется в связи с тем, что описываемый карбонатный коллектор характеризуется наличием трещин с большой раскрытостью (более 1 мм) и, соответственно, большой приемистостью (давление закачки на устье до 0,2-0,3 МПа, расход более 50 м³/час).

Известен способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором (Патент РФ 2171368, кл. Е21В 43/20, 2000). Данный способ позволяет снизить процентное содержание воды в конечной продукции. Эффект достигается за счет контроля закачки (производительность и давление) в нагнетающих и добывающих скважинах.

Наиболее близким способом является способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ (Патент РФ 2283418, кл. Е21В 21/00, 2003 (Прототип)). Он заключается в поэтапной обработке бурового раствора химическими реагентами в процессе первичного вскрытия продуктивного коллектора. Тем самым достигается качественное первичное вскрытие с минимальным воздействием на ПЗП и обеспечение оптимальных дебитов скважин.

Все эти способы имеют один существенный недостаток, а именно: не учитывают ухудшение фильтрационных свойств карбонатного трещинного коллектора вследствие изменения трещинной проницаемости (смыкание трещин) за счет создания больших депрессий и неизбежного падения пластового давления в процессе эксплуатации резервуара. Поддержание пластового давления в цикле эксплуатации нефтегазового месторождения на уровне начальных (природных) значений сегодня является практически невыполнимой задачей. Снижение пластового давления может идти различными темпами и уже в первые годы добычи пластовое давление может снизиться на несколько процентов. Этого значения достаточно для начала смыкания трещин в продуктивном пласте, что доказано экспериментально (Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.K., Конторович А.А, Красильникова Н.Б. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом геомеханического эффекта смыкания трещин. /Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, №4, 2011. С. 104-107). Значительная величина депрессии, создаваемая в процессе эксплуатации, оказывает отрицательное воздействие на фильтрационные свойства трещинного карбонатного коллектора, тем самым уменьшая продуктивность добывающих скважин по нефти, что в целом для месторождения может достигать 27%.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка превентивного алгоритма (последовательности операций) в цикле первичного вскрытия горизонтальным бурением с целью предотвращения смыкания природных трещин карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации на больших депрессиях, что обеспечит сохранение высокой продуктивности добывающих скважин по нефти.

Сущность предлагаемого изобретения - поэтапное (циклическое) закрепление трещин ПЗП проппантом в процессе горизонтального бурения (первичного вскрытия) по продуктивному коллектору (когда продуктивный пласт характеризуется природными значениями проницаемости, еще не измененной техническим воздействием), после чего производится временная изоляция зоны поглощения в этом участке ствола.

Техническим результатом предложенного способа является создание оптимальных условий первичного вскрытия продуктивного коллектора с сохранением природных фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации нефтяной залежи и повышения (сохранения) коэффициента извлечения нефти.

Технический результат достигается предлагаемым способом первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений, включающим его первичное вскрытие продуктивных пластов на буровом растворе до первой зоны поглощения, полное вскрытие зоны поглощения с подбуриванием 15-20 м, при этом после вскрытия каждого протяженного поглощающего трещиноватого интервала долотом - в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку, временно изолируя зону поглощения, далее осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения, после чего вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме Q=15 л/сек и реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий интервал горизонтального ствола скважины, затем устье скважины герметизируют и на давлении, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость на трещинный коллектор, одновременно продавливают проппант на режиме закачки Q=15 л/сек, Р=2-3 МПа в призабойную зону пласта с целью закрепления вскрытых трещин в естественном состоянии, затем повторно продавливают вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку в ПЗП на «равновесии», временно перекрывая трещины в зоне поглощения бурового раствора, и далее после спуско-подъемной операции продолжают бурение горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения.

Таким образом, алгоритм заявленного способа включает: полное вскрытие зоны поглощения, временную изоляцию ПЗП, спуско-подъемную операцию (СПО) на смену КНБК на бурильный инструмент с «воронкой», вымыв изолирующей пачки из ПЗП, закрепление естественных трещин закачкой проппанта, закачку кольматационной пачки для временной изоляции зоны поглощения, СПО на смену КНБК на бурение скважин. Цикл повторяется при вскрытии новой зоны полного поглощения.

Процесс закрепления трещин становится возможным без проведения гидроразрыва в связи со специфическими особенностями трещинного карбонатного коллектора. Раскрытость естественных трещин может достигать от долей до десятков миллиметров (Юрубчено-Тохомское месторождение). Основную роль в продуктивности скважины играет именно вскрытие таких естественных высокопроницаемых трещиноватых зон. Первичное вскрытие таких зон всегда характеризуется поглощением бурового раствора, что является индикатором для начала проведения работ по закреплению естественных трещин. Доказанным является тот факт, что снижение пластового давления или создание больших депрессий в призабойной зоне пласта может спровоцировать необратимое смыкание трещин. Это приведет к резкому падению продуктивности скважины, а в масштабах всего месторождения это приведет к резкому снижению добычи и, как следствие, к значительному падению рентабельности (до 27%) всего объекта разработки. Применение данной технологии позволяет обеспечить безопасность, качество и непрерывность проводимого вскрытия бурением нефтяного пласта с АНПД с одной стороны. С другой стороны - обеспечить закрепление проницаемых естественных трещин в ПЗП с целью расширения возможного диапазона воздействия депрессий на продуктивный нефтенасыщенный интервал в последующем и после окончания бурения (в цикле очистки от кольматации вскрытых трещин), одновременно контролируя как % содержания кольматанта нужной фракции в буровом растворе, так и величину динамической репрессии на флюидную геодинамическую систему). Заявляемый способ позволяет также достичь эффекта снижения репрессии при бурении на трещиноватый коллектор и рифейскую флюидную геодинамическую систему (вскрываемый бурением нефтенасыщенный карбонатный трещинный коллектор). Это, в свою очередь, снижает риск возникновения катастрофических поглощений и последующего газонефтеводопроявления при соблюдении условий жестко ограниченной по величине статической либо динамической репрессии. Тем самым дополнительно обеспечивается техническая безопасность работ и непрерывность цикла углубления скважины в условиях постоянного ограниченного поглощения в процессе вскрытия карбонатного трещинного нефтенасыщенного пласта с аномально низким пластовым давлением.

ПРИМЕР

В качестве примера показаны типичные условия при первичном вскрытии бурением горизонтального ствола в нефтенасыщенном трещинном типе карбонатного коллектора рифея в условиях аномально низких пластовых давлений на Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном месторождении.

Производится бурение в интервале горизонтального ствола 3061-3257 м на режимах Q=14 л/сек; Р=135-159 атм; G=7-12 тн; N=45-60 об/мин; М=1,6-1,7 т*м; Vротора=2,8 м/ч; Vслайда=2,1 м/ч. Шлам: доломит 100%.

На глубине 3251 м фиксируется увеличение мех. скорости до 10,1 м/ч. Поглощение интенсивностью до 12 м³/ч. На глубине 3252,5 м полное поглощение.

Далее производится закачка вязкой кольматационной кислоторастворимой пачки на основе бурового раствора в V=10 м³ на «равновесии». Q=10 л/с, Р=81 атм. Осуществляется подъем КНБК для смены на «воронку» для закачки проппанта. После спуска бурильного инструмента с «воронкой» осуществляется вымыв вязкой кольматационной пачки на режиме Р=15 л/с.

Затем устье обвязывается по стандартной схеме для закачки проппанта в коллектор. Закачка проппанта осуществляется на режиме Q=15 л/сек. Задавка в естественные трещины осуществляется при загерметизированном устье на давлениях, не превышающих Р=2-3 МПа. В случае начала повышения давления закачку прекращают. Основной особенностью естественных трещин в карбонатных коллекторах является зависимость их раскрытия от забойного/пластового давления. Во время поглощения значение гидростатического давления бурового раствора выравнивается со значением пластового давления. Дополнительный перепад в 2-3 МПа позволяет закачивать проппант в естественные трещины, при этом их раскрытость будет больше, чем в естественном состоянии. После проведения операции по закачке проппанта дополнительное избыточное давление со стенок трещин снимается, тем самым они смыкаются в естественное состояние и удерживают находящийся в них проппант. Далее снова в интервал зоны поглощения закачивают вязкую кислоторастворимую кольматационную пачку на «равновесии». Выполняют подъем «воронки» для смены «КНБК» на бурение. В дальнейшем осуществляется бурение до следующей зоны поглощения. Весь алгоритм повторяется сначала.