СПОСОБ МНОГОКРАТНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважины, вскрывшем пласт, сложенный плотным коллектором.

Известен способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины (патент RU №2362010, МПК E21B 43/267, опубл. 20.07.2009, бюл. №20), включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей, при этом установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины, первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости-носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами с указанной изоляцией путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра, причем полимерную корку формируют путем подачи в скважину состава, масс.%:

- биополимер - 0,5-10;

- хлористый калий - 0,5-12;

- биоцид - 0,1-5;

- деэмульгатор - 0,1-10;

- сшиватель - 0,1-1,5;

- вода - остальное,

а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем.

Недостатки данного способа:

- во-первых, гидравлический разрыв в пласте производится без учета направления минимального главного напряжения горных пород относительно направления горизонтального ствола, что является важным в плане направления трещины, образуемой в процессе гидравлического разрыва пласта и его последующего крепления проппантом, что снижает эффективность проведения ГРП;

- во-вторых, для крепления трещины вместе с проппантом в нее закачивают жидкость, которая остается в пласте, и зачастую пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной проппантной жидкости из пласта, в связи с чем снижается эффективность ГРП, а это не позволяет достичь необходимого повышения продуктивности пласта;

- в-третьих, после проведения ГРП при снижении давления в колонне труб происходит частичный выход излишков проппанта из трещины, которые попадают обратно внутрь колонны труб, поэтому для эффективного проведения последующего ГРП возникает необходимость очистки внутреннего пространства колонны труб от проппанта, что требует проведения дополнительных спускоподъемных операций;

- в-четвертых, невысокая успешность изоляции, так как изоляцию интервала ГРП производят химическим способом, т.е. путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, находящихся вне интервала, подлежащего ГРП, при этом процесс изоляции не контролируется с устья скважины, а в составе для формирования полимерной корки на фильтрах должны быть соблюдены пропорции химических компонентов, нарушение которых ведет к срыву реализации способа, причем удаление осуществляют жидкостью-растворителем.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2472926, МПК E21B 43/267, опубл. 20.01.2013, в бюл. №12), 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. 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.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложная технология реализации способа, зависящая от направления минимального главного напряжения и связанная с применением в процессе реализации способа двух пакеров, клапана, штуцера и т.д.;

- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная с возможным отказом в работе клапана, срабатывающего при расчетном давлении закачки или потере герметизации одного или одновременно двух пакеров;

- в-третьих, низкая проводимость трещины в призабойной зоне пласта при проведении ГРП через фильтр в плотных коллекторах вследствие малых диаметров перфорационных отверстий в существующем фильтре. Кроме того, направление перфорационных отверстий фильтра может не совпадать с направлением развития трещин разрыва. В результате образуются единичные трещины разрыва с большими гидравлическими сопротивлениями, что приводит к возникновению высокого давления закачки и снижению расхода жидкости, что может вызвать различные осложнения, вплоть до отказа проведения ГРП;

- в-четвертых, сложность проведения эффективного крепления трещины проппантом вследствие низкой проводимости трещины, образуемой в результате проведения ГРП через фильтр в плотном коллекторе и в связи с высокой вероятностью закупорки трещины проппантовой пачкой в призабойной зоне горизонтального ствола скважины.

Техническими задачами предложения являются повышение надежности способа многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины за счет повышения проводимости трещины в призабойной зоне пласта при проведении ГРП в направлении, совпадающем с направлением развития трещин разрыва, а также повышение эффективности крепления трещины после ГРП в плотных коллекторах за счет образования разветвленных трещин, образуемых вблизи горизонтального ствола скважины, и их крепления мелким проппантом.

Поставленные технические задачи решаются способом многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающим бурение горизонтального ствола скважины перпендикулярно направлению минимального главного напряжения, спуск и крепление в горизонтальном стволе скважины хвостовика, оснащенного фильтрами, 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.

Новым является то, что в процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют нефтенасыщенные интервалы пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спускают и крепят хвостовик в горизонтальном стволе скважины, спускают колонну труб с пакером в скважину в ближайший к забою нефтенасыщенный интервал пласта, сажают пакер в хвостовике, при этом нижний конец колонны труб располагают на 1 м ближе к устью от нефтенасыщенного интервала пласта, спускают в колонну труб колонну гибких труб, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором, снабженным сверху жестким центратором, а снизу - обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью так, чтобы гидропескоструйный перфоратор размещался в конце нефтенасыщенного интервала пласта, герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной гибких труб, на устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь, производят перемещение колонны гибких труб от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала пласта, при этом одновременно выполняют группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м нефтенасыщенного интервала пласта в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну гибких труб через гидропескоструйный перфоратор, по окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны гибких труб от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала пласта, извлекают колонну гибких труб с гидромониторной насадкой из скважины и выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием разветвленных трещин в нефтенасыщенном интервале пласта с последующим креплением трещины легковесным смолопокрытым проппантом фракции 20/40 меш в концентрации 1400 кг/м³ и заполнением им горизонтального ствола скважины напротив нефтенасыщенного интервала пласта, производят распакеровку, перемещают колонну труб в направлении от забоя к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу пласта, после чего повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера и завершая распакеровкой в остальных нефтенасыщенных интервалах пласта, вскрытых горизонтальным стволом скважины, по окончании проведения гидравлического разрыва пласта во всех нефтенасыщенных интервалах удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.

На фиг.1, 2 и 3 последовательно и схематично изображен способ реализации многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.

На фиг.4 изображено направление ориентации трещины относительно перфорационных отверстий хвостовика в горизонтальном стволе скважины.

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины осуществляют следующим образом.

Горизонтальный ствол скважины 1 бурят перпендикулярно минимальному главному напряжению. В процессе бурения горизонтального ствола (см. фиг.1) скважины 1 проведением геофизических исследований, например гамма-каротажа, определяют нефтенасыщенные интервалы 2′, 2″…2ⁿ пласта 3, сложенного плотным коллектором и вскрытого горизонтальным стволом скважины 1. Например, в интервалах 2′: - 875-879 м, 2″: - 790-794 м, … 2ⁿ: - 543-547 м.

В пробуренный горизонтальный ствол скважины 1 спускают хвостовик 4, например, состоящий из колонны труб наружным диаметром 140 мм и толщиной стенки 7 мм.

Осуществляют крепление хвостовика 4, например, цементированием (на фиг.1, 2 и 3 не показано) его заколонного пространства или в процессе спуска хвостовик 4 оснащают нефтеводонабухающими пакерами (на фиг.1, 2, 3 не показаны), например, марки ТАМ, позволяющими герметично разделять между собой нефтенасыщенные интервалы 2′, 2″…2ⁿ (см. фиг.1) пласта 3, вскрытого горизонтальным стволом скважины 1.

Далее в скважину 1 спускают колонну труб 5, например колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) наружным диаметром 89 мм по ГОСТ 633-88, оснащенную на конце пакером 6, в ближайший к забою 7 нефтенасыщенный интервал 2′ пласта 3.

Применяют любой известный пакер, рассчитанный на максимальное давление гидроразрыва нефтенасыщенных интервалов 2′, 2″…2ⁿ пласта 3, например пакер марки ПРО-ЯМО3 осевой установки, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан).

Сажают пакер 6 в хвостовике 4, при этом нижний конец колонны труб 5 располагают на 1 м ближе к устью скважины 1 от нефтенасыщенного интервала 2′, т.е. в интервале 875 м-1 м=874 м. В колонну труб 5 спускают колонну гибких труб 8, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором 9, снабженным сверху жестким центратором 10, а снизу - обратным клапаном 11, пропускающим от забоя к устью.

В корпусе гидропескоструйного перфоратора 9 угол наклона к оси отверстия, в которое устанавливают насадки, составляет 2-3° к его горизонтальной плоскости. В гидропескоструйном перфораторе 9 применяют насадки с отверстием, обеспечивающим выполнение щелевого перфорационного отверстия шириной 15 мм, а из практического опыта это насадка с диаметром отверстия 4,5 мм.

Для выполнения группы щелевых перфорационных отверстий 12′, 12″…12ⁿ (в нефтенасыщенном интервале 2′ щелевые перфорационные каналы 12′) с углом фазировки 60° применяют гидропескоструйный перфоратор 9, снабженный по периметру его корпуса шестью насадками диаметром 4,5 мм с углом 60° между ними.

Располагают гидропескоструйный перфоратор 9 (см. фиг.1) так, чтобы он размещался в конце нефтенасыщенного интервала 2′ пласта 3, т.е. в интервале 879,0 м, при этом центратор 10 располагается на нижнем конце колонны труб 5. В качестве колонны гибких труб 8 применяют, например, колонну типоразмером 38,1 мм. Центратор 10 гарантирует симметричное выполнение группы перфорационных отверстий 12′ в хвостовике 4 без смещения относительно оси скважины 1.

Перед созданием группы щелевых перфорационных отверстий 12′ герметизируют на устье скважины 1 пространство между колонной труб 5 и колонной гибких труб 8, например, с помощью устьевого сальника (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан), позволяющего сохранять устье герметичным в процессе осевого перемещения колонны гибких труб 8 относительно колонны труб 5 (см. фиг.1) при проведении гидропескоструйной перфорации и обратной промывки.

На устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь. Для этого в бункер пескосмесительного агрегата из расчета приготовления 1 м³ жидкостно-песчаной смеси добавляют следующие компоненты:

Перемешивают в бункере пескосмесительного агрегата вышеуказанные компоненты.

Линейный гель позволяет снизить потери давления на трение в колонне гибких труб 8 при проведении гидропескоструйной перфорации.

Практическим путем установлено, что кварцевый песок с концентрацией 120 кг/м³ обеспечивает оптимальное время вырезания щелевых перфорационных отверстий, снижает повреждение гидропескоструйного перфоратора в процессе прорезания щелевых перфорационных отверстий в хвостовике, облегчает вынос отработанного песка при последующей промывке.

Производят перемещение колонны гибких труб 8 от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала 2′ пласта 3.

В процессе перемещения колонны гибких труб одновременно выполняют группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну гибких труб через гидропескоструйный перфоратор с выполнением группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3.

Жидкостно-песчаная смесь вытекает из насадок (на фиг.1, 2, 3 показаны условно) гидропескоструйного перфоратора 9 (см. фиг.1) с большой скоростью и промывает в хвостовике 4 и цементном кольце (при его наличии) щелевые перфорационные отверстия 12′, а в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 образуются конусообразные щелевые каналы 13′ глубиной до 1 м.

По окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий 12′ и конусообразных щелевых каналов 13′ в хвостовике 4 напротив нефтенасыщенных интервалов пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны гибких труб 8 от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала 2′ (875-879 м) пласта 3, например, в объеме горизонтальной скважины 1, равном 22 м³, с целью извлечения отработанной жидкостно-песчаной смеси из горизонтального ствола скважины 1.

Для этого производят закачку технологической жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, в пространство между колонной труб 5 и колонной гибких труб 8, ниже устьевого сальника и перемещение колонны гибких труб со скоростью 0,25 м/с. В результате поток технологической жидкости транспортирует отработанную жидкостно-песчаную смесь через открывшийся обратный клапан 11 по колонне гибких труб 8 на устье скважины 1.

Опытным путем установлено, что выполнение группы щелевых перфорационных отверстий 12′ (см. фиг.4) длиной 25 мм и шириной 15 мм с углом фазировки 60° на расстоянии 1 м друг от друга позволяет гарантированно обеспечить совпадение направления нескольких (двух) перфорационных отверстий, выполненных относительно горизонтального ствола с направлением развития трещин разрыва. Это обеспечивает снижение гидравлических сопротивлений в интервале призабойной зоны горизонтального ствола скважины в процессе проведения ГРП, что в свою очередь приводит к снижению давления закачки и повышению расхода жидкости в процессе ГРП и снижает вероятность различных осложнений.

В качестве жидкости-носителя используют, например, дегазированную нефть, 5-6%-ный раствор соляной кислоты, воду (можно соленую) с добавками ПАВ или промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. В результате проведения гидропескоструйной перфорации по колонне гибких труб 8 (см. фиг.1) через гидропескоструйный перфоратор 9 образуется гидравлическая связь между горизонтальным стволом скважины 1 и нефтенасыщенным интервалом 2′ пласта 3 посредством каналов 13′.

Вследствие проведения гидропескоструйной перфорации за щелевыми перфорационными отверстиями 12′ в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 образуются каналы 13′, ширина которых на 30-50% в зависимости от плотности породы превышает ширину щелевых перфорационных отверстий 12′, что в процессе проведения ГРП способствует развитию разветвленных продольных и поперечных трещин 14′ (см. фиг.2).

Извлекают колонну гибких труб 8 (см. фиг.3) с гидропескоструйным перфоратором 9 из скважины 1 и выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием сети разветвленных трещин 14′ из каналов 13′ в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 с последующим креплением разветвленных трещин 14′ легковесным смолопокрытым проппантом 15 фракции 20/40 мм (см. фиг.3) и концентрацией 1400 кг/м³ и заполнением проппантом горизонтального ствола скважины 1 напротив нефтенасыщенного интервала 2′ пласта 3.

Гидравлический разрыв пласта производят путем подачи жидкости гидроразрыва по колонне труб 5 через канал 13′ (см. фиг.2) хвостовика 4. В результате жидкость гидроразрыва попадает в пласт 3, где под высоким давлением, создаваемым с устья скважины 1 насосным агрегатом (на фиг.1, 2, 3 не показан), формирует трещину 14′ (см. фиг.2) в нефтенасыщенном интервале 2′ пласта 3 горизонтального ствола скважины 1.

Далее производят крепление трещин 14′ (см. фиг.3) закачкой жидкости с проппантом 15.

Применение гидропескоструйной перфорации при вскрытии пласта, сложенного плотным коллектором как однородного, так и неоднородного по проницаемости повышает проводимость трещины в призабойной зоне пласта, так как способствует образованию и развитию сети разветвленных трещин в процессе проведения гидроразрыва пласта 3, а также обеспечивает эффективное закрепление трещины проппантом в заданном интервале пласта 3 вследствие повышения расхода жидкости-носителя проппанта ввиду образования широких каналов 13′ за щелевыми перфорационными отверстиями 12′.

В качестве жидкости гидроразрыва и жидкости для закачки проппанта применяют любые известные составы, предназначенные для гидравлического разрыва пласта, например могут использовать гелеобразные жидкости, разработанные ЗАО «Химекоганг», имеющие торговые наименования «Химеко-Н» (ТУ 2481-053-17197708), «Химеко-Т» (ТУ 2481-077-17197708-03), «Химеко-В» (ТУ 2499-038-17197708-98).

Порядок приготовления гелеобразной жидкости и ее закачки с помощью насосного агрегата ЦА-320 описан в патенте RU №2358100, МПК E21B 43/26, опубл. 10.06.2009.

В качестве дополнительного примера использования гелеобразной жидкости может быть применена структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта, описанная в патенте RU №2043491, МПК E21B 43/26, опубл. 10.09.1995.

В качестве крепителя трещин применяют алюмосиликатный проппант фракции 20/40 меш, изготавливаемый ОАО «Боровичевский комбинат огнеупоров» по ГОСТ 51761-2005. Применение проппанта малой фракции (20/40 меш), т.е. с малым размером зерен (0,3-0,6 мм), позволяет повысить эффективность крепления трещины в процессе ГРП в пласте, сложенном плотным коллектором.

Распакеровывают пакер 6, перемещают колонну труб 5 в направлении от забоя 7 к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу 2″ пласта 3.

Повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера 6 и завершая распакеровкой. Данные технологические операции повторяют в каждом нефтенасыщенном интервале 2″…2ⁿ пласта 3, вскрытом горизонтальным стволом скважины 1. По окончании проведения гидравлического разрыва пласта во всех нефтенасыщенных интервалах 2′, 2″…2ⁿ удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.

Предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины обеспечивает повышение надежности за счет увеличения проводимости трещины в призабойной зоне пласта при проведении ГРП в направлении, совпадающем с направлением развития трещин разрыва, а также повышение эффективности крепления трещины после ГРП в плотных коллекторах за счет образования разветвленных трещин, образуемых вблизи горизонтального ствола скважины, и их крепления мелким проппантом.