Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации работы скважин формированием трещин в продуктивном пласте (гидроразрыв пласта).

Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2539469, МПК Е21В 43/267, опубл. 20.01.2015 Бюл. №2), включающий бурение горизонтального ствола скважины, 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, отличающийся тем, 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.

Известен также способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2547892, МПК Е21В 43/267, опубл. 10.04.2015 Бюл. №10), включающий бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола скважины, перфорацию обсадной колонны в горизонтальном стволе скважины, азимутально сориентированную интервалами с помощью гидромеханического щелевого перфоратора, спущенного в скважину на колонне труб за одну спуско-подъемную операцию, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, отличающийся тем, что горизонтальный ствол скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта бурят в пласте параллельно направлению минимального главного напряжения, спускают обсадную колонну в скважину и цементируют, затем на колонне гибких труб спускают гидромеханический щелевой перфоратор и выполняют поинтервальную перфорацию в горизонтальном стволе скважины, извлекают колонну гибких труб с гидромеханическим щелевым перфоратором из скважины, демонтируют гидромеханический щелевой перфоратор, на нижний конец колонны гибких труб устанавливают заглушку и монтируют на колонне гибких труб два пакера, при этом между пакерами в колонне гибких труб выполняют сквозные отверстия, затем спускают в горизонтальный ствол скважины колонну гибких труб с пакерами и производят по интервальный гидравлический разрыв пласта через перфорированные интервалы в горизонтальном стволе скважины путем отсечения каждого интервала перфорации с обеих сторон, причем поинтервальный гидравлический разрыв пласта начинают от ближайшего к забою интервала горизонтальной скважины и производят закачкой жидкости разрыва по колонне гибких труб через сквозные отверстия с расходом 2 м³/мин с образованием поперечных трещин из интервала перфорации относительно горизонтального ствола скважины, причем в качестве жидкости разрыва используют сшитый гель на углеводородной основе, после образования поперечных трещин производят их крепление закачкой по колонне труб проппанта фракции 12/18 меш с жидкостью-носителем - сшитым гелем, распакеровывают пакеры и перемещают колонну гибких труб для проведения гидравлического разрыва пласта в следующий интервал перфорации, далее вышеописанные технологические операции повторяют, начиная с посадки пакеров и заканчивая перемещением колонны гибких труб в следующий интервал перфорации в зависимости от количества интервалов перфорации горизонтального ствола скважины, затем извлекают колонну гибких труб с пакерами из скважины и спускают колонну труб с пакером в скважину, сажают пакер в вертикальной части скважины и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по колонне труб через горизонтальный ствол скважины с образованием продольных трещин гидроразрыва с расходом 8 м³/мин, причем в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, после чего производят крепление продольных трещин закачкой кварцевой муки с жидкостью-носителем - линейным гелем.

Недостатками этих способов являются высокая стоимость и сложность реализации из-за большого количества операций, в том числе и спуско-подъемных (СПО), связанных с необходимостью разделения операций на вскрытие интервала, его изоляцию и непосредственно на гидроразрыв пласта (ГРП), при этом не отслеживаются наличие заколонных перетоков жидкости или газа между интервалами воздействия, что может привести к преждевременной обводненности добываемой продукции и снизить эффективность воздействия на пласт.

Наиболее близким по технической сущности является способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин (патент RU №2667171, МПК Е21В 43/267, Е21В 43/112, F04F 5/02, Е21В 29/00, опубл. 17.09.2018 Бюл. №26), включающий спуск в скважину устройства, оснащенного пакером и перфоратором в нижней части насосно-компрессорных труб, на глубину, соответствующую продуктивному пласту, подачу под давлением рабочей жидкости в полость насосно-компрессорных труб и перфоратор, посредством разрушающих элементов которого обеспечивают гидравлическое сообщение эксплуатационной колонны с пластом на, по крайней мере, одном уровне продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близколежащих продуктивных пластов, после чего приводят разрушающие элементы перфоратора в нерабочее положение, перекрывая к ним доступ рабочей жидкости, далее, перемещая устройство, устанавливают пакер над продуктивным пластом, осуществляют герметичное отделение надпакерного и подпакерного затрубного пространства и осуществляют открытие циркуляционных окон перфоратора, далее производят подачу в НКТ жидкости ГРП под давлением, соответствующим давлению разрыва пласта, и осуществляют ГРП до образования трещин разрыва с последующим их креплением, далее приводят в рабочее состояние струйный насос и последующим нагнетанием рабочей жидкости под давлением в насос создают перепад давлений в подпакерной зоне и продуктивном пласте, посредством которого из пласта извлекается жидкость ГРП на поверхность, после чего пакер приводят в нерабочее положение и устройство извлекают из скважины.

Недостатками данного способа являются узкая область применения, связанная из-за однократного воздействия на пласт за один СПО, при большом интервале воздействия требуется несколько СПО для вскрытия интервалов пласта, их отсечения и последующего ГРП, при этом не отслеживаются наличие заколонных перетоков жидкости или газа, что может привести к преждевременной обводненности добываемой продукции и снизить эффективность воздействия на пласт.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, позволяющего расширить область применения за счет проведения нескольких операций (поинтервальные вскрытие, изоляцию и ГРП) в горизонтальном пласте с отслеживанием наличия заколонных перетоков жидкости или газа между интервалами ГРП с возможностью внесения корректировок в план обработки, что позволяет снизить риски не запланированного обводнения продукции.

Технические задачи решаются способом многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающим строительство горизонтальной скважины, вскрывающей продуктивный пласт, спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ гидромеханического перфоратора, оснащенного пакером, в горизонтальный участок скважины, вскрытие обсадной колонны скважины и заколонного цементного камня перфоратором с изоляцией этого интервала вскрытия пакером и проведение гидроразрыва пласта.

Новым является то, что вскрытие и изоляцию интервалов вскрытия производят снизу вверх, гидроразрывы производят по межтрубному пространству скважины последовательно каждый раз начиная со второго вскрытия перфоратором и установки пакера между интервалами вскрытия при давлении, не превышающим допустимого для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня, причем перед гидроразрывом колонну НКТ изолируют и снабжают манометром, а во время гидроразрыва следят за изменением давления в колонне НКТ, исходя из анализа максимальной величины давления и скорости его нарастания, определяют наличие и интенсивность заколонных и межпластовых перетоков, которые при необходимости изолируют нагнетанием тампонирующего состава.

Способ осуществляют следующим образом.

Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины включает строительство горизонтальной скважины, вскрывающей продуктивный пласт. Спускают в скважину на колонне НКТ гидромеханический перфоратор, оснащенный пакером (см. патенты RU ПМ №102676, RU ПМ №158540 без струйного насоса, RU №2667171 без струйного насоса и т.п.), в горизонтальный участок скважины. На конструкцию перфораторов и пакеров, а также на способы их работы и установки авторы не претендуют. Производят вскрытие обсадной колонны скважины и заколонного цементного камня перфоратором с изоляцией этого интервала вскрытия пакером снизу вверх несколько раз. ГРП производят по межтрубному пространству скважины последовательно каждый раз начиная со второго вскрытия перфоратором и установки пакера между интервалами вскрытия при давлении, не превышающем допустимого для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня. Причем перед ГРП колонну НКТ изолируют и снабжают манометром, а во время ГРП следят за изменением давления в колонне НКТ, исходя из анализа максимальной величины давления и скорости его нарастания, определяют наличие и интенсивность перетоков за обсадной колонной (заколонные перетоки). Интервалы вскрытия перфоратором, установки пакера, показатели давления и скорости его изменения в колонне НКТ заносят в журнал или в базу данных для данной скважины. Исходя из геологического строения пласта, наличия водоносных пропластков и т.п., а также, обрабатывая данные по наличию и интенсивности заколоных перетоков, принимают решение при необходимости об изоляции некоторых из них тампонирующим составом (см патенты RU №2504650, RU №2228427, RU №2245988 и т.п.). При этом отсутствует необходимость проведения дорогостоящих дополнительных геофизических исследований после обводнения добываемой продукции с множеством СПО геофизического оборудования.

Пример конкретного выполнения

Пример 1. Проводят интенсификацию работы нефтедобывающей скважины.

Объекты интенсификации: карбонатный коллектор в интервале 914-1191 м, обсажен и зацементирован 114 мм колонной. Расстояние до нижележащего водонасыщенного пласта 5 м.

Литология объекта: карбонатный коллектор (ср.абсолютная проницаемость 6,5 мД, ср.пористость 10%, глинистость 5%).

Конструкция скважины и спущенного оборудования: эксплуатационная колонна диаметром 114 мм герметична. Допустимое давление на устье скважины для обсадной колонны и ее заколонного цементного камня составляет 45 МПа (определено эмпирически).

Спускают колонну гидромеханический перфоратор с пакером на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм.

Проводят вскрытие пласта гидромеханическим перфоратором снизу вверх в интервале 1180-1182 м, плотностью 4 отв/п.м., всего 8 отверстий.

Предварительно для обеспечения связи с пластом доводят соляную кислоту с расходом 0,3 м³/мин (НСl 15% водный раствор) до интервалов перфорации в объеме 5 м³ для обеспечения связи с пластом. Закачку флюидов проводят по межколонному пространству между колонной НКТ и обсадной колонной. Определяют приемистость объекта ГРП Q-288 м³/сут при Р_нач=19 МПа.

Производят отбор проб соляной кислоты (НСl 15% водный раствор) и технической воды и их анализ на содержание механических примесей, содержание свободных ионов водорода и температуры, производят тестовое приготовление линейного геля на гуаровой основе.

В качестве жидкости разрыва используют линейный гель вязкостью 21 сПз и соляную кислоты (НСl 15% водный раствор), обеспечивающей инициацию, протравку и развитие трещины ГРП.

Проводят тестовую закачку, начальное давление Р_нач=19,6 МПа, конечное давление Р_кон=19,2 МПа. Полученные данные по результату тестовой закачки обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса ГРП к полученным данным обработки тестовой закачки.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели ГРП и уточнения плана проведения кислотного ГРП. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема кислоты и технологической жидкости и приготовление жидкости. Результаты теста удовлетворительны.

Проводят основной процесс кислотного ГРП с закачкой линейного геля в объеме 13 м³, соляной кислоты 22 м³. Средний рабочий расход жидкости составляет 1,0 м³/мин при давлении на устье скважины 8,2 МПа.

Объем конечной продавки определяют, как сумму объема межколонного пространства между колоннами насосно-компрессорных труб и обсадной колонны до кровли интервала перфорации. По окончании продавки кислотного состава насосные агрегаты останавливают и производят запись спада давления, скважину оставляют для ожидания спада давления на устье до атмосферного.

Далее приподнимают компоновку на НКТ, проводят перфорацию в интервале 1141-1143 м гидромеханическим способом, плотностью 4 отв./п.м., всего 8 отверстий. После перфорации сажают пакер на глубине 1150 м с целью отсечения нижнего интервала. Аналогичным способом проводят кислотный ГРП путем закачки флюидов в межтрубное пространство. Одновременно ведут контроль за наличием заколонных перетоков путем установки манометра в НКТ на устье скважины.

Проводят тестовую закачку, начальное давление Р_нач=8,7 МПа, конечное давление Р_кон=8,7 МПа. Полученные данные по результату тестовой закачки обрабатывают, получают данные об эффективности работы жидкости разрыва, значении чистого давления, градиента напряжения в пласте, времени и давлении смыкания трещины, поровом давлении в коллекторе, гидравлических потерях давления в интервале перфорации и призабойной части пласта. На основе полученных данных производят адаптацию проектных данных процесса ГРП к полученным данным обработки тестовой закачки.

Откорректированные данные используют для повторного расчета трехмерной модели ГРП и уточнения плана проведения кислотного ГРП. На основе произведенных расчетов производят набор необходимого объема кислоты и технологической жидкости и приготовление жидкости. Результаты теста удовлетворительны.

Проводят после установки пакера между второй и третьей зоной вскрытия основной процесс кислотного ГРП второй зоны с закачкой линейного геля в объеме 28 м³, соляной кислоты 28 м³. Средний рабочий расход жидкости составляет 1,0 м³/мин при давлении на устье скважины 8,15 МПа.

Далее последовательно проводят последовательную перфорацию и кислотный разрыв еще в трех зонах в интервалах 1055-1057 м, 998-1000 м, 950-952 м с последовательным отсечением пакером, установленном вместе с перфоратором, предыдущих зон ГРП.

Пример 2. Выполняют как пример 1 на другой скважине в том же пласте.

Перфорацию проводят гидромеханическим способом плотностью 3 отв./п.м., общее число отверстий на одну зон - 6. Процесс кислотного ГРП проводят и использованием в среднем 32 м³ соляной кислоты и 15 м³ линейного геля, средний расход в процессе закачки 1,5 м³/мин, среднее Р_уст=10,5 МПа. Всего выполнено 12 стадий ГРП.

В процессе ГРП после третьей стадии вскрытия (при установке пакера между второй и третьей зонами) выявлен заколонный переток между второй и третьей зонами (замечен подъем давления в НКТ с 0 до 7,2 МПа в течение 5 минут). Процесс ГРП во второй зоне из-за рисков осложнения в виде подрыва в нижележащие обводненные коллектора остановлен. Был закачен тампонирующий состав (цементный раствор) до полной изоляции этого перетока. ГРП продолжен в следующих с 4 по 10 зонах и завершен без осложнений.

В процессе ГРП после 12 стадии вскрытия выявлен переток между 11 и 12 зонами (замечен подъем давления в НКТ с 0 до 5,5 МПа в течение 5 минут). Процесс ГРП в 11 и 12 зоне из-за рисков осложнения в виде подрыва в нижележащие обводненные коллектора остановлен.

Обе добывающие скважины введены в эксплуатацию от 3 до 5 суток после завершения работ по ГРП. Коэффициент продуктивности отличается более чем в 10 раз в сравнении с аналогичными скважинами на участке. Среднесуточные дебиты на скважинах составили 48 т/сут, что выше средних значений на участке более чем в 8 раз, без увеличения обводненности продукции. Среднесуточный прирост нефти составил 35 т/сут.

При эксплуатации всех скважин не выявлено обводнения добываемой продукции от нижележащего водоносного пласта. Безводный эффект сохраняется в течение 1,5 лет, в то время как по прототипу повышение обводненности возникает сразу после вода в эксплуатацию скважины в 30% случаев.

Предлагаемый способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины позволяет расширить область применения за счет проведения нескольких операций (поинтервальные вскрытие, изоляцию и ГРП) в горизонтальном пласте с отслеживанием наличия и интенсивности заколонных и межпластовых перетоков жидкости или газа между интервалами ГРП с возможностью внесения корректировок в план обработки, что позволяет снизить риски не запланированного обводнения продукции.