Экспрессный способ закрепления естественных и искусственных трещин в призабойной зоне продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия горизонтальным, наклонным или вертикальным бурением
EXPRESS METHOD FOR FIXING NATURAL AND ARTIFICIAL CRACKS IN BOTTOM-HOLE ZONE OF PRODUCTIVE FORMATION DURING THE INITIAL OPENING BY HORIZONTAL, INCLINED OR VERTICAL DRILLING

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, промышленных вод, в частности, к способам первичного вскрытия бурением (горизонтальными, наклонными или вертикальными стволами) нефтегазонасыщенного терригенного и карбонатного трещинного коллектора с широким диапазоном пластовых давлений от аномально низкого до аномально высокого (АНПД и АВПД). Техническим результатом является сохранение фильтрационных свойств терригенного и карбонатного деформируемого трещинного коллектора, резервуара, при снижении пластового давления и создании больших депрессий в процессе эксплуатации залежи, месторождения.
Сохранение естественной проницаемости природных фильтрующих трещин, (в которых в процессе гидродинамических исследований пласта наблюдаются, доказаны лабораторными экспериментами или предполагаются явления необратимой деформации при снижении пластового давления флюидных систем - нефть и газ, промышленные воды) до реализации циклов очистки и испытания/освоения продуктивного трещинного флюидопроявляющего пласта-коллектора (с природным пластовым давлением флюидной системы от аномально-низкого (АНПД) до аномально-высокого (АВПД)) через опережающее закрепление (удержание) проницаемых естественных и искусственно-созданных трещин в призабойной зоне флюидопроявляющего (нефтегазоносного, рапоносного) пласта-коллектора в открытом (исходном природном) состоянии должно обеспечивать постоянство проницаемости трещинной фильтрационной системы на протяжении циклов очистки призабойной зоны от бурового раствора, получение истинных расчетных гидродинамических параметров по результатам испытания скважины на режимах «методом установившихся отборов» и стабилизация дебита (продуктивности) при дальнейшей эксплуатации скважины.
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.
Известен способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ (Патент РФ 2283418, кл. Е21В 21/00, 2003). 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 призабойную зону пласта и обеспечение оптимальных дебитов скважин.
Все эти способы имеют один существенный недостаток, а именно: не учитывают необратимое ухудшение фильтрационных свойств деформируемого карбонатного трещинного коллектора вследствие изменения трещинной проницаемости (деформации, смыкания 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 (деформации) в продуктивном пласте, начиная с призабойной зоны (Малышев С.В. Разработка технологии гидроразрыва пласта в газовых скважинах: автореферат дис. кандидата технических наук: 25.00.17 / Малышев Сергей Владимирович; (Место защиты: Науч.-исслед. ин-т природ. газов и газовых технологий). - Москва, 2009. - 19 с.) что доказано экспериментально (Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.К., 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 залежей углеводородов (УВ) или промышленных вод - рассолов, 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%.
Наиболее близким является способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений (Патент №2602437 от 11.09.2015 г. (Прототип)). В способе описывается возможность закрепления естественных вскрытых бурением поглощающих трещин, который реализуется после смены компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и спуска бурильного инструмента с «воронкой» путем закачки проппанта с репрессией не более 3 МПа в зону поглощения.
Данный способ имеет существенный недостаток, связанный с необходимостью обязательной смены КНБК в процессе бурения для проведения дополнительных операций. Дополнительные затраты времени на спуско-подьемные операции (СПО) существенно увеличивают стоимость капитальных вложений на строительство эксплуатационной скважины, поскольку количество операций по закреплению отдельных интервалов трещинных коллекторов прямо зависят от количества СПО.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка превентивного алгоритма (последовательности операций) в цикле первичного вскрытия горизонтальным, наклонно-направленным, вертикальным бурением, который позволяет реализовать закрепление трещин оперативно, без смены компоновки низа бурильной колонны, без СПО. Как и в прототипе, цель изобретения - предотвращение смыкания природных трещин карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации на больших депрессиях, что обеспечит сохранение высокой  продуктивности добывающих скважин по нефти либо другому флюиду. Также необходимым условием является закрепление не только естественных, но и искусственно-созданных трещин в призабойной зоне пласта (ПЗП) скважины за счет волновых колебаний текущего забойного давления в процессе углубления скважины (407. Поляков В.Н. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин / В.Н. Поляков, Р.К. Ишкаев, P.P. Лукманов. - Уфа: Тау, 1999. - 408 с.)
Сущность предлагаемого изобретения - экспрессное поэтапное (циклическое) закрепление трещин ПЗП проппантом в процессе горизонтального, наклонно-направленного, вертикального бурения (первичного вскрытия) по продуктивному коллектору (как в случае, когда продуктивный пласт характеризуется как хорошими природными значениями проницаемости, еще не измененной техническим воздействием, так и когда в призабойной зоне пласта формируются искусственно-созданные трещины в процессе бурения), по аналогии с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) на коротких интервалах по 30-50 м, после чего производится временная изоляция зоны поглощения в этом участке ствола.
Предлагаемый способ позволяет наиболее оперативно, без дополнительных затрат времени на СПО, смену КНБК, создать оптимальные условия первичного вскрытия продуктивного коллектора бурением с сохранением природных фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации нефтяной залежи и в итоге повышения (сохранения) коэффициента извлечения нефти.
3
Технический результат достигается предлагаемым экспрессным способом закрепления естественных и искусственных трещин в призабойной зоне продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия горизонтальным, наклонным или вертикальным бурением, включающим первичное вскрытие продуктивного пласта бурением, отличающимся тем, что каждые 30-50 м создается дополнительная репрессия на ранее пробуренный интервал за счет уменьшения площади затрубного пространства с помощью заколонного регулируемого пакера, включенного в компоновку низа бурильных труб в 30-50 м от долота, и за счет увеличения расхода  промывочной жидкости, при этом в случае возникновения поглощения промывочной жидкости более 15-20 м/час реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот интервал ствола скважины, в случае начала повышения забойного давления закачку прекращают, после проведения операции пакер деактивируют, снижают расход промывочной жидкости до рабочих значений, далее в интервал зоны поглощения закачивают вязкую кислоторастворимую кольматационную пачку по циркуляции для снижения интенсивности поглощения, затем осуществляют бурение следующего интервала продуктивного коллектора, весь алгоритм повторяется сначала.
Таким образом, алгоритм заявляемого экспрессного способа включает: поинтервальное вскрытие продуктивного коллектора 30-50 м, создание репрессии на пласт за счет уменьшения площади затрубного пространства путем установки в компоновку низа бурильной заколонного регулируемого пакера (конструкция пакера может быть как у производителя Шлюмберже - двойной пакер MRPA, только с неполным перекрытием затрубного пространства, Интернет: https//www.slb.ru/services/wireline/mdt/mdt standart modules/mrpa/), закрепление естественных иискусственных трещин закачкой проппанта, закачку кольматационной пачки для временной изоляции зоны поглощения, дальнейшее бурение следующего интервала продуктивного коллектора. Цикл повторяется при бурении следующего интервала. Рост давления при таком экспрессном создании репрессии меняет эквивалентную циркуляционную плотность (ЭЦП) на коротком (20-40 м) участке ствола скважины, быстро достигается рост динамического давления бурового раствора (БР) до давления утечки, чем формируют управляемое поглощение БР на этом коротком /20-40 м / участке ствола скважины в расчетный период при расчетной производительности буровых насосов, т.е. закачки.
Заявляемый процесс быстрого, экспрессного закрепления трещин становится возможным в связи с периодическим созданием дополнительной репрессии на продуктивный пласт в коротком (30-50 м) интервале горизонтального, наклонно-направленного, вертикального ствола за счет уменьшения площади затрубного пространства, путем активации пакера в компоновке низа бурильной колонны. Увеличение давления проводится по принципы проведения теста на утечку (Leak-off test). Регулируемое увеличение сопротивления потока в затрубном пространстве, а также регулируемый расход промывочной жидкости позволяет опытным путем подобрать величину забойного давления, при котором начинается поглощение в скважине, то есть открытие трещин в призабойной зоне пласта, контролируемое по параметрам давления датчиком в КНБК. На фоне открытых трещин в скважину закачивается заранее подобранные экспериментально фракции проппанта. Далее после закачки проппанта излишнее забойное давление снимается (пакер деактивируется), чем увеличивает площадь затрубного пространства, снижается расход промывочной жидкости). При снятии дополнительной репрессии искусственные и естественные трещины в продуктивном пласте на участке воздействия в 30-50 м фиксирует проппант, который, в свою очередь, далее не дает трещинам сжаться. Следующим шагом предложенного алгоритма является проведение кольматации данного интервала кислоторастворимым кольматантом для продолжения бурения без поглощения. Известно, что одну из основных ролей в продуктивности скважины играют именно качество первичного вскрытия призабойной зоны пласта.
Применение данной технологии, алгоритма 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 в последующем возможного диапазона воздействия депрессий на продуктивный флюидонасыщенный интервал, например нефтенасыщенный после окончания бурения (в цикле очистки от кольматации вскрытых трещин), одновременно контролируя онлайн как процент содержания кольматанта нужной фракции в буровом растворе, так и величину динамической репрессии на флюидную геодинамическую систему.
ПРИМЕР
В качестве примера показаны типичные условия при первичном вскрытии бурением горизонтального ствола в нефтенасыщенном трещинном типе коллектора.
Производили бурение в интервале горизонтального ствола 2500-2550 м на режимах расход промывочной жидкости Q=13 л/с; давление на насосах Р=125-135 атм; нагрузка на долото G=6-9 тн; количество оборотов ротора N=60 об/мин; крутящий момент на роторе М=1,4 т*м; механическая скорость проходки при роторном бурении Vротора=8 м/ч; механическая скорость проходки при бурении в режиме слайдирования Vслайда=6 м/ч. Плотность бурового раствора 0,91 г/см3. В компоновку низа бурильной колонны в 50 м от долота включен регулируемый заколонный пакер.
3
На глубине 2550 м произвели активацию специального заколонного пакера, уменьшающего площадь затрубного пространства с увеличением расхода промывочной жидкости. При увеличении расхода промывочной жидкости до 20 л/с, произошло увеличение забойного давления с 24 МПа до 25,5 МПа, эквивалентная циркуляционная плотность увеличилась с 950 кг/м3 до 1000 кг/м3, началось поглощение 15-20 м/ч. Сделан вывод о том, что забоем вскрыта зона трещиноватости.
Для того, чтобы закрепить проницаемые трещины в области призабойной зоны пласта, провели полное вскрытие зоны на 30-50 м. Затем устье обвязывали по стандартной схеме для закачки проппанта в коллектор. Закачку проппанта осуществляли по циркуляции на режиме Q=20 л/сек. В случае начала повышения забойного давления закачку проппанта прекращали. Основной особенностью естественных и искусственных трещин в продуктивных коллекторах является зависимость их гидравлического раскрытия от забойного/пластового давления. Дополнительный перепад забойного давления, созданный за счет уменьшения площади затрубного пространства и увеличения расхода промывочной жидкости, позволяет закачивать проппант в естественные и искусственные трещины; при этом их раскрытость будет больше, чем в естественном состоянии без приложения дополнительной репрессии. После проведения операции по закачке проппанта дополнительное избыточное давление со стенок трещин снимали через деактивацию пакера, площадь затрубного пространства увеличилась, расход промывочной жидкости снизился до 13 л/с), тем самым трещины смыкались в естественное состояние и удерживали находящийся в них проппант.
Для снижения интенсивности поглощения и дальнейшего бурения далее в интервал зоны поглощения закачивали вязкую кислоторастворимую кольматационную пачку по циркуляции с производительностью Q=10 л/с. Производительность насосов при закачке кольматационной пачки снижали для снижения интенсивности поглощения. В дальнейшем осуществляли бурение следующего интервала продуктивного коллектора. При вскрытии новой зоны трещиноватости весь алгоритм повторяли сначала.
Схематическое изображение деформации трещин в продуктивном пласте при создании перепада давления - депрессии в призабойной зоне пласта скважины с незакрепленными и закрепленными трещинами показано на фиг. 1, 2, 3, где 1 - ствол скважины, 2 - вертикальные трещины карбонатного коллектора; 3 - сужение вертикальных трещин под действием увеличивающейся депрессии на пласт; 4 - вертикальные трещины, заполненные проппантом.
На фиг. 1 показана минимальная депрессия при освоении, естественные трещины не закреплены. На фиг. 2 показана попытка увеличения депрессии при освоении, естественные трещины не закреплены, происходит их деформация, смыкание и ухудшение коллекторских свойств пласта. На фиг. 3 показано, что по предлагаемому авторами способу естественные трещины в ПЗП закреплены проппантом и увеличение депрессии на пласт не приводит к смыканию трещин.