EA001243B1 - Способ интенсификации добычи из линзообразных пластов, содержащих природный газ - Google Patents

Abstract

Способ интенсификации добычи из скважин (30), пробуренных в продуктивные, содержащие природный газ пласты (10), отличающиеся линзообразными залежами (11). Толщину продуктивного пласта, через которую пробуривают скважины (30), разделяют на многоярусные зоны (61), которые далее разделяют на одноярусные зоны (62А, 62В). Каждую одноярусную зону (62А, 62В) перфорируют и затем подвергают разрыву. Осуществление гидравлического разрыва проводят многими ярусами (64) в целях последовательного разрыва каждой из одноярусных зон (62А, 62В) в пределах многоярусной зоны (61); при этом ярусы создания гидравлического разрыва (64) отделяют друг от друга уплотняющими шариками (66). Расстановку скважин можно также регулировать в целях приведения в соответствие друг с другом дренирования разрыва и размера линзообразных залежей (11).

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Данное изобретение относится к интенсификации добычи из продуктивных пластов природного газа, которые характеризуются линзообразными газоносными пластами. Более конкретно, данное изобретение относится к оптимизации добычи с помощью уплотняющих шариков для осуществления многоступенчатого гидравлического разрыва соответствующим образом размещённых скважин и перфорированных зон.

Уровень техники

Гидравлический разрыв является хорошо известной методикой интенсификации добычи из подземных пластов, содержащих углеводороды. В обычных условиях эксплуатации интервал ствола скважины, прилегающего к пласту, перфорируют и жидкость для гидроразрыва закачивают в пласт под давлением, достаточным для осуществления разрыва пласта как в поперечном направлении, в сторону от пласта, так и вертикально, по длине ствола скважины. Расклинивающие наполнители, такие как песок или боксит, обычно примешивают к жидкости для гидроразрыва для осуществления разрывов и сохранения их открытыми после снятия давления. Это воздействие повышает производительность пласта, и тем самым повышает текущий показатель добычи углеводородов.

Гидравлический разрыв успешно применяли во многих типах углеводородных пластов, в частности в малопроницаемых продуктивных пластах, для которых требуется интенсификация для ускорения добычи до таких значений, при которых разработка продуктивного пласта становится рентабельной. Иногда обычную методику гидроразрыва приходится изменять для интенсификации добычи из данного продуктивного пласта. Например, некоторые продуктивные пласты имеют много несущих углеводороды пластов, которые располагаются вертикально друг над другом по длине ствола скважины и отделены друг от друга по существу непроницаемыми, не несущими углеводороды, формациями. Разработана методика, позволяющая осуществлять успешный гидроразрыв каждого из пластов. Временные средства применяют для изолирования перфораций, прилегающих к одному пласту, подвергнувшемуся разрыву, когда при этом последующие операции по гидроразрыву производят на разной глубине в том же пласте или в другом пласте. Механические устройства, такие как пробки-мосты и пакеры, применяют для отделения друг от друга зон обработки, и в последнее время применяют многозонный гидроразрыв с помощью недорогих уплотняющих шариков.

Несмотря на то, что техника гидроразрыва развилась настолько, что позволяет рентабельную добычу многих содержащих углеводороды малопроницаемых пластов, имеются определён ные типы продуктивных пластов природного газа, разработка которых с помощью гидроразрыва до сих пор остаётся нерентабельной; в частности продуктивные пласты, которые характеризуются прерывистыми линзообразными газоносными залежами в песчаных пластах с ограниченной протяжённостью площади. Эти линзообразные песчаные пласты нередко бывают «плотными», и это означает, что они характеризуются малой или очень малой проницаемостью. Основными примерами таких плотных газоносных продуктивных пластов являются различные бассейны в районе Скалистых Гор в западной части США (реки Большая Зелёная, Пайсиэнс, Уиндривер и Уинта), которые содержат многочисленные линзообразные, плотные газоносные песчаники внутри пластов значительной мощности. Эти четыре бассейна считаются наиболее крупным неразработанным балансовым запасом газа в США, содержащим до 227 триллионов кубометров (8000 ТСЕ) извлекаемого газа. Эти огромные запасы газа остаются по сути неразработанными, поскольку пока не разработан рентабельный способ разработки этих месторождений.

В последнее время большое внимание направлено на методику гидроразрыва для разработки пластов, имеющих плотные линзообразные газовые залежи. Ввиду огромных запасов потенциально извлекаемого газа Министерство энергетики США, государственные и частные исследовательские учреждения, университеты и частный сектор провели исследования в значительных объёмах, направленные на разработку техники гидроразрыва в целях рентабельной эксплуатации линзообразных пластов. К настоящему времени эти исследования в основном были безуспешными.

Первоначальное техническое решение осуществления доступа к плотным линзообразным пластам заключалось в ядерной интенсификации. В соответствии с этим решением ядерные взрывные устройства детонировали в стволах большого диаметра, чтобы сформировать крупную зону древовидных разрывов в зоне вокруг детонации. Самым крупным таким экспериментом была ядерная детонация в линзообразном газоносном пласте вблизи РиоБланко в шт. Колорадо, которая была эквивалентна 90 килотоннам динамита. Помимо очевидных связанных с ядерной интенсификацией опасностей с точки зрения экологии, здравоохранения и техники безопасности, эти эксперименты не были успешными в отношении высвобождения значительных объёмов газовых запасов. По причине отсутствия контроля за взрывным разрывом и последующего закрытия древовидных разрывов проекты ядерной интенсификации не дали ожидаемых результатов в отношении интенсификации добычи газа.

В начале 70-х годов следующим решением интенсификации плотных газоносных линзооб разных пластов был новый процесс, названный массивным гидроразрывом (МГР), который предполагал создание очень длинных разрывов, до 1,6 км или более в длину, с помощью очень больших объёмов жидкости для гидроразрыва и расклинивающих наполнителей. Совместный промышленный консорциум, финансируемый Министерством энергетики, провёл испытания обработки способом МГР в районе Рио-Бланко. В качестве примера можно упомянуть, что при одной операции разрыва при проведении эксперимента по способу МГР было закачено 398250 кг песчаного расклинивающего наполнителя в один 28-метровый участок пласта. Несмотря на то, что этот МГР образовал длину динамического разрыва около 564 м и расклиненную длину разрыва около 267 м, полученный уровень интенсифицированной добычи составил только 3880 кубометров в сутки после 30 дней добычи. (В данном контексте термин «длина динамического разрыва» означает длину одного крыла двухкрыльного разрыва от ствола до одной из оконечностей, созданных жидкостью для гидроразрыва, а термины «длина расклиненного разрыва» или просто «длина разрыва» являются расстоянием от ствола, достигнутым расклинивающим наполнителем). В течение эксперимента в Рио-Бланко воздействие оказывали на пять зон с помощью МГР разных объёмов. Интенсифицированные уровни добычи были очень низкими, обычно менее 5600 кубометров в сутки (200 1<5сГ), при этом наибольшим зафиксированным значением после разрыва была величина около 6230 кубометров в сутки (220 1<5сГ). что гораздо ниже желательной величины около 42500 кубометров в сутки (1500 1<5сГ) после одного года добычи, необходимого для обеспечения рентабельной добычи для данных скважин.

Независимо от проекта в Рио-Бланко в конце 70-х гг. были достигнуты некоторые усовершенствования в осуществлении многоступенчатого гидроразрыва при воздействии на линзообразные пласты, содержащие тяжёлую нефть [Воздействие на содержащие асфальт глубокие скважины и неглубокие скважины в оз. Маракаибо, Венесуэла, Международная нефтяная конференция, 1979, Бухарест, Румыния, Сборник МНК Ρ.Ό. 7(1)]. Эти усовершенствования были осуществлены с помощью отводных устройств с уплотняющими шариками. В соответствующей статье сборника МНК указывается, что выполнение скважин с ограниченными интервалами перфорации позволяет на каждом ярусе разрыва открывать независимый разрыв, который сообщается только с одной совокупностью перфораций. Было обнаружено, что каждый ярус операции по гидроразрыву пласта открывал около 30 вертикальных метров зоны. Применение низкой плотности перфорационных взрывов, имеющей около трёх взрывов на метр на протяжении 3 метров, в сочетании со свое временным выпуском уплотняющих шариков обеспечивает воздействие на все нефтеносные песчаные пласты, по которым проходит данная скважина. Несмотря на то, что эта статья сборника МНК описывает многоярусный гидроразрыв линзообразных пластов с тяжёлой нефтью, в ней не идёт речи о способах или методах регулирования распространения разрыва во взаимосвязи с размером, распределением и размещением нефтеносных песчаных пластов. Поскольку эти нефтеносные песчаные пласты имеют высокие показатели проницаемости в диапазоне 1100 тЭ, воздействие на них не имеет близкого соответствия с интенсификацией добычи из плотных продуктивных пластов газа, характеризуемых линзообразными залежами, такими как песчаные линзообразные тела. Фактически эта статья сборника МНК указывает на то, что если использовать недорогой, имеющий высокую проницаемость расклинивающий наполнитель в качестве альтернативы песку, то с помощью более длинных разрывов можно добиться повышенного воздействия на нефтеносные песчаные пласты. Но, как указывалось выше, очень длинные разрывы МГР не дали желательных результатов в линзообразных песчаных плотных продуктивных газоносных пластах.

Неудача проекта в Рио-Бланко привела к проекту многоскважинного эксперимента (МСЭ) в 80-х гг., в ходе которого непосредственно изучали формы гидроразрыва и значения производительности в целях повышения эффекта интенсификации добычи газа. МСЭ состоял из трёх стволов скважины, размещённых на расстоянии около 46 м по общей глубине, в результате чего два ствола можно было использовать для непосредственного наблюдения и контролирования операций разрыва, осуществляемых в первом стволе. Большинство разрывающих закачиваний в скважины МСЭ имели объём от небольшого до среднего, поэтому контрольные скважины могли детектировать сигналы из всей области разрыва. (Например, в одном из экспериментов длина расклиненного разрыва составляла всего лишь около 65 м). По результатам этой работы был сделан вывод о том, что в гидроразрывах, образованных в этих газоносных плотных песчаных пластах, ничего неправильного по существу не происходило, т. е. значения длины, ширины и высоты разрыва были в пределах ожидаемых значений.

За проектом МСЭ на той же площадке последовало проведение проекта М-Площадки, который продолжал измерение параметров гидроразрыва до конца 1996 г. В течение всего этого периода проводились работы по усовершенствованию техники более рентабельной эксплуатации линзообразных песчаных пластов Скалистых Гор. В соответствии со статьёй №35,630 в журнале Общества ИнженеровНефтяников [Усовершенствованная технология добычи из многих линзообразных расположен ных друг над другом песчаных пластов, 28 апреля 1996 г.] усовершенствованная методика интенсификации и пересечение естественных разрывов, в совокупности с разработкой с интенсивным загущением сетки скважин могут улучшить перспективы промышленной добычи из плотных линзообразных песчаных пластов. В этой статье предлагают разделять находящиеся по ходу скважины линзообразные песчаные пласты на ряд пакетов с примерным интервалом от 91 до 152 м. В насыщенной газом зоне 610⁺ для обычной скважины числом таких пакетов будет от четырёх до семи пакетов. Расчёт, приводимый в этой статье, завершается заключением о том, что заканчивание скважин во множественных зонах имеет значительную корреляцию с увеличением добычи.

В отношении разработки скважин с загущением сетки в статье № 35,630 делается вывод о том, что более тесная расстановка скважин будут увеличивать общую добычу газа, при этом отмечается, что, например, если на одну скважину приходится 40 акров (161880 кв.м), то 12 скважин из 16 всё же будут проникать в отдельные горизонты песчаных пластов, т.е. взаимодействие с песчаными пластами соседней скважины, или сообщение с ними будет ограниченным, либо его не будет вовсе. Это ограниченное взаимодействие возникает по той причине, что средняя протяжённость площади линзообразных песчаных пластов, сообщающихся с рассматриваемыми в статье № 35,630 скважинами, составляет только около 22 акров (89000 кв.м). Но даже в случае многозонного гидроразрыва и бурения с целью уплотнения сетки скважин с расстановкой в 40 акров (161880 кв.м) будет иметь коэффициент газоотдачи запаса газа в коллекторе только около 26%. Поэтому, если применять предлагаемое в статье № 35,630 решение, то почти три четверти первоначального запаса газа в коллекторе останется неизвлечённым. Хотя в этой статье № 35,630 предполагается, что уменьшение расстановки до 20 акров (80900 кв.м) могло бы ещё в большей степени увеличить извлечение, в ней не раскрывают способы регулирования методики интенсификации в целях охвата большего количества первоначального запаса газа в коллекторе, и не раскрывают взаимосвязь между методом интенсификации и расстановкой скважин. Поэтому необходим способ воздействия на скважину в целях существенного повышения добычи из продуктивных пластов, характеризующихся плотными газоносными линзообразными залежами, чтобы эти залежи могли стать рентабельными газовыми промыслами.

Сущность изобретения

Данное изобретение направлено на способ интенсификации добычи из скважин, пробуренных в продуктивных пластах, отличающихся линзообразными газоносными залежами. Скважины перфорируют в некотором множестве одноярусных зон, размещённых по толщине продуктивного пласта. Мощность продуктивного пласта, через которую бурят скважины и которую перфорируют, предпочтительно разделяют на множество многоярусных зон, которые имеют две одноярусные зоны, или большее число одноярусных зон. Затем скважины разрывают гидроразрывами, происходящими во многих ярусах, в результате чего одноярусные зоны (в данной многоярусной зоне) подвергают последовательным разрывам; причём каждый ярус гидроразрыва отделяют друг от друга уплотняющими шариками. Процесс создания гидроразрывов регулируют таким образом, чтобы создать поперечные разрывы, которые будут дренировать площадь, приблизительно равную средней горизонтальной площади линзообразных газоносных залежей вблизи многоярусных зон. В предпочтительном осуществлении общая длина поперечных разрывов приблизительно равна среднему диаметру линзообразных залежей.

В одном из осуществлений данного изобретения описываемый способ предназначается для разработки продуктивного пласта, характеризующегося линзообразными газоносными залежами. В этом осуществлении каждую пробуренную в продуктивном пласте скважину перфорируют и подвергают разрыву в соответствии с излагаемым выше описанием. Во время процесса бурения, перфорирования дополнительных скважин и создания в них разрывов в данном продуктивном пласте скважины размещают таким образом, при котором площадь горизонтального поперечного сечения в продуктивном пласте, окружающем каждую скважину, не меньше приблизительной средней площади дренирования поперечных разрывов по длине скважины. В предпочтительном осуществлении площадь поперечного сечения в продуктивном пласте, окружающем каждую скважину, примерно равна приблизительной средней площади дренирования поперечных разрывов по длине скважины. В типичном бассейне Скалистых Гор площадь, окружающая скважину, находится в пределах от 40 до 122 тыс. кв. м.

В ещё одном осуществлении, направленном на разработку продуктивного пласта, площадь горизонтального поперечного сечения в продуктивном пласте вокруг каждой скважины не меньше приблизительной средней площади поперечного сечения линзообразных газоносных залежей, и поперечные разрывы регулируют таким образом, чтобы они проходили в линзообразные залежи вблизи каждой скважины. Согласно этому осуществлению предпочтительно иметь площадь поперечного сечения в продуктивном пласте вокруг каждой скважины, примерно равную приблизительной средней площади горизонтального поперечного сечения газоносных залежей. В этом случае также типичным значением площади вокруг скважины будет площадь от 40 тыс. до 122 тыс. кв.м. В этом осуществлении также предпочтительно, чтобы приблизительная средняя площадь дренирования разрывов по существу не превышала средней площади поперечного сечения линзообразных залежей.

Для всех указанных выше предпочтительных осуществлений данного изобретения имеются предпочтительные способы перфорации и предпочтительные методы создания гидроразрывов. Для перфорирования скважин предпочтительно перфорировать одноярусные зоны в приблизительном геометрическом центре зон. Для создания разрывов предпочтительной жидкостью для гидроразрыва является неньютоновская жидкость, такая как структурированная желатинированная вода. Также желательно создавать такие значения высоты разрыва, которые приблизительно равны соответствующей вертикальной длине одноярусных зон. В тех случаях, когда ориентация разрыва известна, также предпочтительно иметь совокупную длину разрывов, приблизительно равную средней длине линзообразных залежей, т.е. горизонтальному расстоянию линзообразных залежей в направлении ориентации разрыва.

Перечень фигур чертежей

Фиг. 1 представляет схематическое изображение вертикального поперечного сечения подземного продуктивного газоносного пласта, содержащего залежи линзообразных песчаных пластов;

фиг. 2 - схематическое изображение вертикального поперечного сечения ствола скважины и имеющего разрыв интервала продуктивного пласта природного газа;

фиг. 3 - схематическое изображение вертикального поперечного сечения ствола скважины и содержащего природный газ продуктивного пласта, который подвергнут разрыву с помощью способа согласно данному изобретению;

фиг. 4А - 4Е - схематические изображения горизонтальной проекции трёх поперечных сечений, разрыва и двух линзообразных песчаных пластов, в которые входит ствол скважины, и которые иллюстрируют различные варианты осуществления данного изобретения;

фиг. 5А - 5С - схематические изображения вертикальных поперечных сечений обсадной колонны ствола скважины согласно способу данного изобретения;

фиг. 6 - график данных корреляции между высотой разрыва и объёмом воздействия;

фиг. 7 - график данных корреляции между расстоянием перфорированного интервала и средним размером линзы;

фиг. 8А - 8С - схематические изображения вертикальных поперечных сечений ствола скважины и интервала пласта, подвергаемого разрыву согласно одному из осуществлений данного изобретения;

фиг. 9 - схематическое изображение вертикального поперечного сечения и интервала пласта, подвергнувшегося разрыву с помощью способа данного изобретения;

фиг. 10 А и 10В - две вертикальные проекции, частично в поперечном сечении, стволов скважин в продуктивном пласте согласно одному из осуществлений данного изобретения.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения

Способ согласно данному изобретению позволяет осуществлять промышленную разработку продуктивных пластов природного газа, характеризующихся многочисленными линзообразными газоносными залежами в мощных пластах посредством существенного повышения извлекаемости первоначального запаса газа в коллекторе в данном продуктивном пласте. Данный способ применяет управляемую методику многоярусного гидроразрыва с использованием уплотняющих шариков, которая разработана с возможностью приведения площади дренирования скважины, созданной расклиненным разрывом, в соответствие с приблизительной горизонтальной площадью линзообразных газоносных залежей. В предпочтительном осуществлении данного изобретения число пробуренных и подвергаемых разрыву скважин даёт такую расстановку скважин, которая не меньше средней приблизительной площади газоносных месторождений. Предполагается, что продуктивный пласт природного газа, полностью разработанный с помощью способа данного изобретения, может потенциально извлечь основную часть первоначального запаса газа в коллекторе в течение средней продолжительности промышленной эксплуатации отдельной скважины (10-15 лет).

В способе согласно данному изобретению методика многоярусного разрыва имеет существенное значение для доведения до максимума эксплуатации продуктивного пласта газа. Несмотря на то, что данный способ в первую очередь направлен на достижение рентабельной добычи из плотных линзообразных газоносных песчаных пластов, обычных для региона Скалистых Гор в США, его также можно использовать для разработки прочих типов газоносных залежей, имеющих аналогичные характеристики. Например, угольные пласты, содержащие метан, можно также эксплуатировать согласно способу данного изобретения. С помощью способа данного изобретения можно разрабатывать фактически любой, содержащий природный газ, продуктивный пласт, в котором природный газ находится в ловушке в расположенных друг над другом прерывистых отложениях, распространённых по всей формации. В контексте данного описания и формулы изобретения термин «линзообразный» относится к любым прерывистым отложениям, карманам, слоям или залежам, содержащим природный газ, а не только к линзо образным, флювиальным песчаным пластам, типичным для бассейнов района Скалистых Гор.

Термин «продуктивный пласт» также используется в широком смысле как в контексте, обычно используемым в нефтегазовой промышленности, так и в контексте конкретного участка эксплуатации. Например, продуктивный пласт может быть частью более крупного продуктивного пласта, на котором находятся горные отводы, либо они могут представлять «наиболее продуктивную зону» в пласте, в которой эксплуатация запасов газа может быть наиболее рентабельной. Либо продуктивный пласт может содержать некоторое число дискретных углеводородных месторождений, сгруппированных относительно близко друг к другу, например таких, как упоминаемые выше линзообразные газоносные песчаные пласты, независимо от того, являются ли они месторождениями сравнимого геологического происхождения, или нет. В целях данного изобретения термин «продуктивный пласт» подразумевает любые подземные залежи газа или их части, подлежащие разработке.

Обращаясь к чертежам: фиг. 1 иллюстрирует вертикальное поперечное сечение продуктивного пласта природного газа 10, содержащего залежи типичных расположенных друг над другом линзообразных песчаных пластов 11, которые встречаются повсеместно в мире. Линзы 11 песчаных пластов имеют разные формы и размеры и имеют разные ориентации в продуктивном пласте 10. Комбинация смещающихся меандр древних русел рек, из которых они были образованы, и геологическое поднятие создали широко разбросанный комплекс прерывистых линз песчаного пласта. Верхняя граница 12 и нижняя граница 13 данного продуктивного пласта определяют мощность продуктивного пласта обычно от 150 м до 1220 м. В бассейнах рек Пайсиэнс, Большой Зелёной и Уинта в районе Скалистых Гор верхние границы этих продуктивных пластов обычно находятся на глубине от 1830 м до 3050 м ниже поверхности. Поэтому эти продуктивные пласты находятся на умеренной глубине по сравнению с прочими пластами природного газа в других частях света. Но они являются очень мощными продуктивными пластами с расположенными друг над другом линзообразными песчаными пластами, разбросанными по толщине 14, которая в общем превышает 914 м и типично составляет около 1220 м.

Фиг. 1 также изображает воображаемые границы 15 и 16, которые определяют «наиболее продуктивную зону» всего продуктивного пласта, выбранного для эксплуатации в соответствии с данным изобретением. Согласно фиг. 1 эта часть 17 продуктивного пласта имеет большее количество линзообразных песчаных пластов, чем те части, которые расположены вне границ 15 и 16. Находящаяся слева от границы 15 часть имеет плотно расположенные линзы, но которые расположены не столь густо, как в части 17. Находящаяся справа от границы 16 часть является мощной, но не имеет достаточно высокую плотность расположения линз. Часть продуктивного пласта, находящуюся между 15 и 16, можно также выбрать по той причине, что песчаные пласты в ней имеют более высокую проницаемость, более лучшую пористость, повышенную насыщенность газом, более крупный размер линз или прочие характеристики, в силу которых она становится более пригодной для разработки. (Профиль местности, границы горного отвода и другие факторы, не относящиеся к самому продуктивному пласту, также ограничивают ту часть продуктивного пласта, которая доступна для разработки.)

Способ в соответствии с данным изобретением описывается относительно продуктивного пласта, ограничиваемого верхней и нижней границами 12 и 13 и боковыми границами 15 и 16.

Фиг. 2 иллюстрирует, как продуктивный пласт мог бы эксплуатироваться в соответствии с методикой масштабного гидроразрыва (МГР), упоминаемого в разделе описания известного уровня техники. В продуктивном пласте 10, и в частности в целевой части 17, наиболее подходящей для эксплуатации, пробурена единственная скважина 20. Разрыв 22 типичен МГРразрывов и проходит поперечно через основную часть целевой площади продуктивного пласта. Этот разрыв может составлять 1525 м от ствола скважины и имеет обычную длину, по меньшей мере, составляющую 610 м в длине расклиненного разрыва. Но в большинстве МГР-разрывов вертикальная высота 23 разрыва 22 составляет только порядка 30 м.

Этот результат в общем желателен для большинства обычных продуктивных газоносных пластов, поскольку продуктивные газоносные отложения являются обычно относительно маломощными, сплошными, горизонтальными слоями песчаника, в которые МГР полностью входит как вертикально, так и поперечно. Поэтому разрыв способен воздействовать на крупную часть продуктивного песчаного пласта. Но, согласно фиг. 2, МГР расположенных друг над другом линзообразных продуктивных песчаных пластов даёт разрыв, пересекающий только небольшую часть продуктивных линз 11 песчаного пласта. Это объясняется тем, что вертикальная высота разрыва 23 имеет протяжённость только около 30 м по сравнению с 1220метровой мощностью продуктивного пласта, по которому разбросаны линзообразные песчаные пласты. Поэтому большинство линз 11 песчаного пласта в продуктивном пласте 10 воздействия от процесса МГР не получают.

В противоположность методу МГР система многоярусного гидроразрыва согласно данному изобретению осуществляет доступ к большей части продуктивных песчаных пластов в пределах радиуса дренирования скважины. В соответствии с излагаемым ниже, многоярусные разрывы всех пробуренных скважин в данном продуктивном пласте (или в его целевой части), в совокупности с раскрываемой в данном описании системой расстановки скважин, будет пересекать большинство линзообразных песчаных пластов в данном продуктивном пласте.

Фиг. 3 изображает многоярусную подвергнувшуюся разрыву скважину, пробуренную в том же местоположении части 17 продуктивного пласта 10, где была пробурена МГР-скважина фиг. 2. Регулируемый многоярусный гидроразрыв, применяемый согласно данному изобретению, формирует единообразно распределённый ряд двухкрыльных разрывов 32 по всей толщине целевого продуктивного пласта. Специалисту данной области техники будет ясно, что разрывы 32, проходящие от скважины 30, согласно фиг. 3 даны только в целях иллюстрации, и что в практическом процессе создания разрыва может получаться большее число разрывов с разными формами и проходящих радиально в сторону от скважины, и что разрывы могут иметь крылья разной длины. Помимо этого разрывы на одной глубине могут или не могут совпадать с другими на ближних глубинах. Тем не менее, данное изобретение направлено на формирование по возможности единообразных разрывов; и фиг. 3 изображает теоретический итог этого процесса. В противоположность МГР-методике, в данном случае разрывы не размещены таким образом, чтобы пересекать какую-либо определённую часть продуктивного песчаного пласта или пластов. В данном случае разрывы отстоят друг от друга на примерно равных расстояниях, при этом расстояние между каждым из разрывов представляет вертикальную высоту данного разрыва. Вертикальные разрывы в многоярусной скважине 30 имеют вертикальную высоту, приблизительно одинаковую с очень длинными разрывами в МГР-скважине. Таким образом, как и в случае с МГР-скважиной, эти разрывы обычно имеют вертикальную высоту около 30 м.

Существенное отличие многоярусных разрывов от МГР-скважины заключается в длине расклиненного разрыва. За счёт регулирования количества жидкости для гидроразрыва и количества расклинивающего наполнителя для каждого яруса длина разрыва 32 будет дренировать площадь, приблизительно равную средней горизонтальной площади линзообразных песчаных пластов 11, типичных для продуктивного пласта вблизи данной скважины. Другими словами, расстояние протяжённости разрыва (оба крыла), проходящего поперечно в сторону от ствола (поперечный разрыв), предпочтительно составляет, примерно, средний диаметр линзообразных песчаных пластов. Поэтому в противоположность очень длинным гидроразрывам по методике МГР многоярусные разрывы относительно короткие.

Общий эффект многочисленных коротких, единообразно размещённых разрывов по толщине продуктивного пласта иллюстрирован на фиг. 3. Согласно фиг. 3 разрывы 32 пересекают основную часть линзообразных песчаных пластов 11, которые находятся вблизи ствола скважины. Поскольку разрывы проходят единообразно вниз по скважине 30 по всей толщине 14 продуктивного пласта 10, они очень эффективны для извлечения значительной части газа в ловушке линзообразных песчаных пластов. Для сравнения потенциальных количеств извлечения: обычный МГР в бассейне Пайсиэнс, изображаемый на фиг. 2, в течение срока службы скважины, вероятно, дренирует около 0,57 миллиона кубометров (от 0,20 до 0,30 Вс1). Для сравнения: одна имеющая многоярусный разрыв скважина, изображаемая на фиг. 3, пробуренная в том же местоположении продуктивного пласта, извлечёт, вероятно, количество газа, свыше 10 раз большее.

Хотя МГР-скважина имеет только один длинный разрыв против около 30-50 разрывов в скважине многоярусного разрыва, МГРскважина нередко расходует большее количество расклинивающего наполнителя при формировании и расклинивании своего единственного разрыва. Например, МГР-скважина иллюстрируемого на фиг. 2 типа использует около 0,91 миллиона кг расклинивающего наполнителяпеска, в то время как множественные разрывы скважины многоярусного разрыва израсходуют только около одной трети этого количества расклинивающего наполнителя.

Ещё одно предпочтительное осуществление данного изобретения направлено на модифицирование длины разрыва на основе взаимосвязи ориентации разрывов и ориентации линз песчаного пласта в продуктивном пласте. Как указывалось выше, основное решение заключается в формировании суммарных значений длины разрыва, которые приближаются к среднему диаметру линзообразных песчаных пластов, имеющихся в данном продуктивном пласте. Но обычно линзы песчаных пластов в поперечном сечении не круглые, т.е. не имеют форму круглой линзы. Поскольку они геологически происходят из речного песка изгибов древних рек, то форма линзы может быть эллиптической или прямоугольной, где длина будет намного превышать ширину. (Возможны также другие, более сложные формы, такие как подковообразные и бумерангообразные).

На фиг. 4А-4Е изображены различные комбинации ориентаций линз песчаного пласта и разрыва и изображено, как длину разрыва можно оптимизировать, исходя из этих ориентаций. (В общем, в плотной газоносной линзе, подвергнувшейся гидроразрыву, схема местного дренирования разрыва имеет эллиптическую форму с двухкрыльным разрывом по основной оси эллипса. Следующее ниже описание будет наиболее поясняющим с учётом этой схемы дренирования.) Для упрощения, в указанных фигурах иллюстрируется только горизонтальная проекция двух перекрывающихся линз в песчаных пластах (т.е. на разных глубинах); причём каждая из них имеет прямоугольную форму с длиной, четырёхкратно превышающей ширину. Скважины 40 сосредоточены в линзах песчаных пластов, и все разрывы имеют одинаковую ориентацию 41 (слева направо). (Ориентация разрыва будет в общем совпадать с направлением, перпендикулярным минимальному основному напряжению пласта, хотя на напряжение могут также влиять и другие факторы.)

Фиг. 4А иллюстрирует ситуацию, где две линзы 42А и 42А' в песчаном пласте совмещены и перпендикулярны ориентации 41 разрыва. По причине этой ориентации предпочтительно ограничивать расклиненные разрывы 43 А длиной (т.е. длиной двухкрыльного разрыва), которая приближается к ширине 44 линз песчаного пласта. Разрывы с шириной большей, чем ширина 44, будут проникать в непродуктивный пласт и не будут извлекать какой-либо дополнительный газ. Фиг. 4В изображает линзы 42В и 42в' песчаного пласта в том же параллельном совмещении с ориентацией 41 разрыва. В этом случае желательно сформировать более длинные двухкрыльные разрывы 43В, которые пересекают всю длину 45 линз песчаного пласта. Эти разрывы поэтому будут иметь желательную длину, которая в четыре раза будет превышать длину разрывов 43А, изображаемых на фиг. 4А. Разрывы 43В, более короткие, чем длина 45, не будут проникать во всю линзу песчаного пласта и не будут извлекать максимальное количество извлекаемого газа.

Фиг. 4С и 4Ό изображают более вероятные варианты, в которых линзы песчаного пласта не совпадают. На фиг. 4С линза 42С перпендикулярна ориентации 41 разрыва, но линза 42С' находится под углом 45° несовмещения с линзой 42С. На фиг. 4Ό линза 42Ό параллельна ориентации 41 разрыва и линза 42Ό' находится в той же ориентации, что и линза 42С'. Определение среднего расстояния поперёк каждой линзы вдоль направления ориентации разрыва даёт нужную длину разрыва. Например, на фиг. 4Ό среднее значение состоит из длины 45 линзы 42Ό песчаного пласта, плюс диагональная длина 46, пересекаемая по линзе 42Ό' ориентацией 41 разрыва; делённое на два. Вычисленная длина разрыва для разрыва 43Ό составляет 3/4 (0,75) длины 45. В случае фиг. 4С разрывы 43С по вычислениям в 1,5 раза превышают ширину 44 (или 0,375 длины 45).

Последняя иллюстрация фиг. 4Е представляет две линзы 42Е и 42Е', перпендикулярные друг другу; причём одна линза 42Е параллельна ориентации 41 разрыва. В этом примере предпочтительная длина для разрывов 43Е в два раза превышает ширину 44 (или составляет полови ну длины 45). Итог на фиг. 4Е также отражает длину разрыва, которую выбрали бы, если имелись многочисленные линзы в песчаном пласте, имевшие произвольные ориентации, т.е. длина разрыва просто является средним значением длины и ширины типичной линзы песчаного пласта. Также в тех случаях, когда об ориентации линзы имеется минимальная информация (например, когда бурят первую скважину), специалист данной области техники выберет такую длину разрыва, которая будет в наибольшей степени приближаться к среднему размеру линзы. По мере накопления информации об ориентации линзы (например при бурении дополнительных скважин) вычисление длины разрыва будет уточняться и сообразовываться с типами ситуаций, изображаемыми на фиг. 4.

Специалистам данной области техники также будет ясно, что линзы песчаного пласта необязательно точно центрировать вокруг ствола скважины, как изображено на фиг. 4. В большинстве случаев линзы песчаного пласта будут смещены от центра. (см., например, изображение линз 11 песчаного пласта на фиг. 1, 2 и 3). Например, если ствол скважины 40 на фиг. 4В был бы расположен правее (т.е. не в центре, но всё же при совмещении с ориентацией 41 разрыва), то длина 43В разрыва не пересекала бы всю длину линз песчаного пласта 42В и 42В' влево от ствола скважины и проходила бы далее линз песчаного пласта в непродуктивный пласт вправо от ствола скважины. Тем не менее, разрыв будет пересекать существенную часть линзы, и линза будет эффективно дренироваться.

Цель описания состоит в том, чтобы продемонстрировать, что, даже имея основательные знания об ориентации линзы и разрыва, выбор общей длины разрыва будет всё же, в лучшем случае, приблизительным. Поэтому при осуществлении данного изобретения все ссылки на длину разрыва, площадь дренирования и размер линзы, на расстановку скважин и тому подобное подразумеваются как грубые приближения, изменяемые в широком диапазоне. Специалисты данной области техники смогут наиболее эффективно осуществить данное изобретение исходя из предварительных сейсмических сведений и информации о продуктивном пласте, плюс из данных и вычислений, получаемых в ходе разработки продуктивного пласта. Другими словами, предполагается, что в ходе разработки продуктивного пласта будет происходить сбор сведений, которые позволят опытным эксплуатационникам оптимизировать применение данного изобретения в отношении конкретных бассейнов и продуктивных пластов.

Методика, применяемая в данном изобретении для осуществления многоярусного разрыва, использует уплотняющие шарики, чтобы отводить жидкость для гидроразрыва по намеченным перфорациям. Жидкость для гидроразрыва предпочтительно является неньютонов ской жидкостью, такой как структурированная желатинированная вода. Для разрыва скважины можно также применять другие неньютоновские жидкости, такие как углекислотная пена, или ньютоновские жидкости, такие как нефть или вода. Но предпочтительной является структурированная желатинированная вода ввиду небольшой стоимости, простоты, свойств жидкости, которые сводят к минимуму проблемы с перемещением вверх (всплытие) или перемещением вниз (отсутствие плавучести) уплотняющих шариков на ярусе наполнения, когда вводят шарики. Эта методика использует уплотняющие шарики для последовательного изолирования перфорированных интервалов между ярусами, поскольку уплотняющие шарики можно применить гораздо быстрее и эффективнее, чем механическое изолирование каждого интервала. Например, использование уплотняющих шариков позволит полностью интенсифицировать скважину в течение, примерно, 4 дней, а не за 40 дней в случае применения дорогостоящих средств механического изолирования, с достижением того же результата.

Следующая группа иллюстраций изображает методику заканчивания и интенсификации скважины, которую предпочтительно использовать для осуществления данного изобретения. Фиг. 5А-5С изображают местоположения перфорации в скважине, которые необходимы до начала осуществления разрыва. Начиная с фиг. 5А: обсадная колонна скважины 50 проникает по всей толщине 52 продуктивного пласта. Нарушение сплошности 53 указывает, что основная часть ствола скважины не изображается; иллюстрированы только самая верхняя и самая нижняя части. В изображаемом примере продуктивный пласт имеет общую мощность 1220 м и разделён на многоярусные зоны, причём каждая зона имеет толщину около 305 м. Фиг. 5А изображает верхнюю зону 54 и нижнюю зону 55 скважины. Эти зоны названы в данном описании многоярусными зонами, и они отражают практическое ограничение числа (около 10) ярусов введения уплотняющих шариков, которые обычно проводят как однодневную операцию. Так, для обработки всех 1220 м продуктивного пласта требуются четыре многоярусных (10 ярусов) операции, которые последовательно выполняют в стволе скважины, начиная с наиболее глубокой зоны 55 и следуя к наиболее мелкой многоярусной зоне 54. Каждую многоярусную зону затем далее подразделяют на меньшие интервалы величиной около 30 м, каждый из которых в данном описании называется одноярусной зоной. Интервалы 56А1, относящиеся к многоярусной зоне 54; и интервалы 57А-1, относящиеся к многоярусной зоне 55, изображенные на фиг. 5А, являются одноярусными зонами.

Одноярусная зона 561 увеличена и изображена на фиг. 5В. Трехметровый перфориро ванный интервал 58 выбран в качестве местоположения в интервале 561, подлежащем перфорированию. Высоту перфорированного интервала предпочтительно размещают в приблизительном геометрическом центре каждой одноярусной зоны, но её не ограничивают строго этим местоположением. Если фактические линзы песчаного пласта расположены в пределах от 3 до 6 м предпочтительного центрального местоположения высоты перфорированного интервала, то высоту перфорированного интервала можно переместить таким образом, чтобы она была сосредоточена на близлежащей линзе песчаного пласта. Несмотря на то, что целесообразно иметь отверстия перфорации приблизительно напротив, по возможности, местоположения линзы песчаного пласта, для осуществления данного изобретения не обязательно иметь перфорации в этом местоположении. Перемещение местоположения высоты перфорированного интервала более чем на 6 м от предпочтительного местоположения может отрицательно сказаться на способности уплотняющих шариков эффективно формировать высоты одноярусного разрыва, которые по существу не накладываются друг на друга. Хотя некоторое наложение высот разрыва может произойти и при этом не подействовать отрицательно на осуществление данного изобретения, всё же предпочтительно, чтобы такое наложение сводилось бы к минимуму. Фиг. 5С далее увеличивает перфорированный интервал 58 ствола скважины, чтобы иллюстрировать местоположение перфораций 59, выполняемых в пределах интервала 58 и которые проникают в обсадную колонну 50 ствола скважины. Фиг. 5 С иллюстрирует перфорации 59 с шагом около 0,3 м вдоль интервала 58, который обычно составляет 3 м, т.е. 10 перфорационных взрывов в вертикальном расположении вдоль обсадной колонны в 3метровом перфорированном интервале. В общем изображении согласно фиг. 5А обсадная колонна ствола скважины перфорирована в 30метровых одноярусных зонах; причём перфорации сосредоточены примерно посередине в 3метровом перфорированном интервале в пределах каждой одноярусной зоны.

Нужно отметить, что выбор местоположений перфорации в основном является геометрической работой, на которую только в незначительной степени влияет местоположение линзообразных песчаных пластов в данной геологической формации. Это решение сильно отличается от большинства операций по перфорации, которые предшествуют выполнению гидроразрыва скважины. При перфорации обычных скважин перфорации обычно направлены на совмещение с песчаными пластами продуктивной формации данного продуктивного пласта. В данном изобретении перфорации стратегически размещают по всей толщине продуктивного пласта, и предпочтительно их размещают в ко ротких высотах перфорированного интервала, которые находятся в пределах размещённых через равные шаги одноярусных высот вдоль ствола скважины в соответствии с изображением на фиг. 5А.

Число одноярусных зон, их вертикальную протяжённость, высоту перфорированного интервала в одноярусных зонах и число перфораций можно изменять, и примеры, изображаемые на фиг. 5А-5С, иллюстрируют только один возможный вариант. Также в одном стволе скважины можно изменять длину одноярусных зон и перфорированных интервалов, и число перфораций в перфорированном интервале. Самым важным фактором, влияющим на эти переменные значения (высота одноярусного разрыва, высота перфорированного интервала и число перфораций), является предполагаемая высота разрыва, созданная в процессе многоярусного гидроразрыва. Имеется несколько факторов, влияющих на высоту разрыва, включая распределение напряжений в продуктивном пласте и прерывистости, такие как зоны смещения по разлому и естественные разломы, которые могут иметь место как в газоносных линзообразных песчаных пластах, так и в породе непродуктивной формации, в которой разбросаны линзы песчаного пласта.

Обнаружено, что большинство гидроразрывов, независимо от длины разрыва, дают значения высоты разрыва в пределах от 15 до 60 м. Для многих районов бассейнов Скалистых Гор, имеющих расположенные друг над другом линзообразные песчаные пласты, хорошее эмпирическое правило заключается в том, что высота разрыва будет составлять около 30 м. Для создания такой высоты разрыва нет необходимости перфорировать всю предполагаемую высоту разрыва. Вместо этого предпочтительно перфорировать только центральную часть интервала разрыва, в который будут вводить жидкости для гидроразрыва. Поэтому, как указывалось в описании со ссылкой на фиг. 5А-5С, было выбрано 30-метровое расстояние шага перфорированного интервала, которое типично для средней высоты разрыва, предполагаемой для продуктивного пласта. Выбор 3-метрового перфорированного интервала с 10 размещёнными вертикально интервалами обеспечит для жидкости гидроразрыва возможность эффективного распространения вертикального разрыва путём растекания от центра интервала и пересечения одноярусной высоты по радиусу дренирования.

Расстояние шага перфорированного интервала в общем имеет сложную зависимость от многих факторов, относящихся к продуктивному пласту, и геологических факторов; но имеется упоминаемая выше выведенная по результатам полевых данных корреляция для четырёх Западных Плотных Газоносных бассейнов. На фиг. 6 приводится график измеренных в полевых условиях значений высоты разрыва в зави симости от закачиваемого объёма жидкости для гидроразрыва, который показывает, что в этих бассейнах высота разрыва увеличивается с увеличением объёма жидкости. Если средний размер линзы в связи со стволом скважины увеличивается, то для создания расклиненного разрыва в радиусе дренирования нужно вводить больший объём жидкости. Это увеличивает высоту разрыва и, соответственно, увеличивает предпочтительный шаг перфорированного интервала для создания отдельных высот одноярусного разрыва. На фиг. 7 представлена корреляция предпочтительного расстояния шага перфорированного интервала относительно среднего размера линзы, выведенная из кривой фиг. 6. Предполагается, что, если средний размер линзы определяют на данном участке каротажем, обычным исследованием на интерференцию продуктивного пласта, или прочими средствами, то расстояние шага перфорированного интервала определяется из графика, аналогичного фиг. 7, для заканчивания близлежащих, новых скважин. Фиг. 7, возможно, не является конкретно применимой ко всем районам Западных Плотных Газоносных бассейнов и к другим бассейнам в других частях света. Но предполагается, что та же методология, применённая для выведения фиг. 7, будет применима к другим линзообразным газоносным продуктивным пластам в других частях света, при других исходных данных продуктивных пластов, эквивалентных пластам фиг. 6.

Процесс регулирования создания гидроразрывов во всех интервалах в скважине включает в себя методику многоярусного разрыва с помощью уплотняющих шариков. Многоярусный гидроразрыв предпочтительно начинают с самой нижней многоярусной зоны в продуктивном пласте и продолжают до верхней многоярусной зоны. (Обращаясь к фиг. 5А: первый разрыв создают в самой нижней зоне 55, и последний разрыв создают в верхней зоне 56). Разрываемую зону можно изолировать от более глубоких многоярусных зон в стволе скважины, в которых уже созданы разрывы, за счёт размещения песчаной пробки (или механической пробки-моста) в обсадной колонне. В каждой многоярусной зоне одноярусные зоны можно последовательно разрывать до тех пор, пока не будут разорваны все интервалы в зоне. Нет необходимости в том, чтобы создавать разрывы в одноярусных зонах в каком-либо определённом порядке (например, сверху вниз, или снизу вверх). Фактически основная причина для выбора имеющих равный шаг перфорированных интервалов, каждый из которых имеет по существу одинаковое число перфораций, заключается в том, что порядок создания разрыва в одноярусных зонах какого-либо существенного значения не имеет. Согласно этой методике затем переходят к следующей многоярусной зоне в стволе скважины, где все одноярусные зоны также разрывают, и так далее, пока не будут созданы разрывы в каждой одноярусной зоне.

В каждой многоярусной зоне создание разрывов от одной одноярусной зоны к следующей одноярусной зоне происходит согласно порядку, иллюстрируемому на фиг. 8А-8С. На фиг. 8А жидкость для гидроразрыва закачивают в ствол скважины 60 и вниз в одноярусную зону 62А через насосно-компрессорные трубы на пакере 65, или, как вариант, без пакера, с помощью перфораций 64 которые приблизительно сосредоточены на данной одноярусной зоне. Жидкость для гидроразрыва 63, которая предпочтительно является неньютоновской структурированной желатинированной водой, содержащей расклинивающий наполнитель, входит в пласт через перфорации 64. Поскольку самая мелкая одноярусная зона 62А во многоярусной зоне 61 обычно имеет меньшее напряжение, чем более глубокая одноярусная зона 62В, то вероятно, что зона 62А подвергнется разрыву в первую очередь при возрастании давления закачки жидкости для гидроразрыва. Несмотря на то, что это - наиболее вероятный вариант, другой порядок создания гидроразрывов в одноярусной зоне не будет отрицательно сказываться на эффективности общего многоярусного процесса с применением уплотняющих шариков, описываемого в данном изобретении. Согласно хорошо известным из уровня техники методам расклинивающий наполнитель, такой как песок, транспортируется жидкостью для гидроразрыва и вводится в разрыв. Несущая песок жидкость для гидроразрыва поступает в гидроразрывы и служит для удержания разрывов в открытом положении после снятия гидравлического давления жидкости для гидроразрыва, и затем жидкость извлекают.

Согласно фиг. 8А, уплотняющие шарики 66 обычно вводят в скважину на ярусе наполнения после конца несущей расклинивающий наполнитель жидкости для гидроразрыва отдельной одноярусной зоны, в результате чего они вовремя поступают в конкретную одноярусную зону, подвергаемую разрыву. Особо важный момент этой фазы выполнения данной методики заключается во введении уплотняющих шариков в нужное время до или после яруса 63 закачки жидкости, несущей расклинивающий наполнитель. Шарики, удельный вес которых обычно составляет от 0,9 до 1,5, могут подниматься (если они являются шариками плавучего типа), или опускаться (если они являются шариками неплавучего типа) в жидкости наполнения, и могут поступать в перфорации слишком поздно, или слишком рано. Если необходимо, то время введения уплотняющих шариков можно изменять, чтобы вводить шарики в перфорированный интервал одноярусной зоны вовремя. Фиг. 8В изображает шарики, посаженные в перфорациях 64 в перфорированном интервале 62А, которые поступили вовремя, тем самым изолировав эту одноярусную зону разрыва. Если шарики поступают слишком рано, то они изолируют перфорации до того, как будет введён весь песок, приводя к инициированию разрыва, с помощью несущей песок жидкости, более низкого интервала. Результатом этого будет то, что следующий ярус наполняющей жидкости, закачиваемой в следующую одноярусную зону, будет содержать небольшую головную часть несущей расклинивающий наполнитель жидкости, которая, вероятно, отгородит данную, одноярусную зону, тем самым препятствуя последующей операции в многоярусной зоне.

При правильном выборе времени введения уплотняющих шариков, как упоминалось выше, изолируется первая одноярусная зона в многоярусной зоне. Обращаясь к фиг. 8С: после изолирования перфораций 64 вводят наполняющую жидкость 67, которая не содержит расклинивающий наполнитель, в результате она инициируют разрыв следующей одноярусной зоны (наиболее вероятно - интервал 62В). Этот процесс затем повторяют с помощью расклинивающего наполнителя и своевременного введения уплотняющих шариков, пока этот интервал не будет разорван и изолирован. Таким образом, в регулируемом процессе многоярусного разрыва воздействуют на каждую одноярусную зону в каждой многоярусной зоне.

Методику создания разрыва также регулируют в целях ограничения общей длины разрыва, имеющей расклинивающий наполнитель. Определённый объём жидкости для гидроразрыва и песок закачивают в каждую одноярусную зону. Вместо 1,38 млн. кг песка согласно обычному количеству в МГР-методе закачки скважин: в пласт, окружающий каждую одноярусную зону разрыва, обычно вводят только около 11340 кг песка, если средний размер линзы в песчаном пласте составляет около 15 акров (60700 кв.м). Вся скважина, имеющая 40 разорванных интервалов, расходует около 0,45 млн. кг песка. Регулируемые значения длины разрыва с расклинивающим наполнителем имеют радиальное расстояние от ствола скважины, равное около 122 м, и в поперечном направлении проходят от ствола скважины в пласт.

Окончательный результат части подвергнувшейся разрыву многоярусной зоны изображён на фиг. 9. Ствол скважины 70 окружают три перфорированные (перфорации 71) одноярусные зоны, которые успешно подверглись разрыву по многоярусной методике с применением уплотняющих шариков согласно изложенному выше. Каждое из крыльев 72 одноярусного разрыва проходит в поперечном направлении, приблизительно на 122 м в одноярусные зоны разрыва 73 А, В и С, тем самым открывая в ствол скважины поток из области продуктивного пласта, имеющего расстановку с горизонтальной площадью около 60700 кв. м. Эта поперечная протяжённость 74 двухкрыльных разрывов дос тигает приблизительной средней площади линзообразных песчаных пластов 76, находящихся в продуктивном пласте. Высота разрыва одноярусной зоны около 30 м вводит указанные песчаные линзовидные тела над и под высотой перфорированного интервала в сообщение со стволом скважины, это изображено пунктирной линией 75, который находится в пласте, окружающем перфорированный интервал.

После завершения всех операций по гидравлическому разрыву пласта непрерывный пролёт повергнувшегося гидроразрыву продуктивного пласта проходит по всей толщине формации, окружающей ствол скважины. Эта методика гидроразрыва направлена на пересечение и интенсификацию основной части линзообразных песчаных пластов, которые либо пересекаются стволом скважины, либо находятся в пределах радиуса дренирования скважины. Газ, находящийся внутри этих песчаных пластов, будет протекать в созданные гидроразрывы и кумулятивно будет производить большой объём газа, который эффективно дренирует линзообразные пласты.

Предпочтительный способ осуществления данного изобретения включает в себя увязывание методики многоярусного гидроразрыва с системой определения местоположения и расстановки скважин в пределах данного продуктивного пласта. Несмотря на то, что способ согласно данному изобретению можно реализовать бурением единственной скважины в основном участке продуктивного пласта, где имеется значительная концентрация качественных песчаных пластов, этот способ наиболее оптимально осуществляется бурением многих скважин, которые полностью разрабатывают весь продуктивный пласт, либо его существенную часть. Многоярусная методика создания гидроразрывов формирует поперечные разрывы, которые имеют локальное влияние в приблизительных пределах от 40500 до 121400 кв.м. В этих пределах скважины будут эффективно дренировать линзообразные песчаные пласты, прилегающие к стволу скважины или находящиеся рядом с ним, т.е. песчаные линзовидные тела вблизи скважины. Вне радиуса гидроразрыва песчаные линзовидные тела не будут пересекаться и дренироваться.

Фиг. 10А изображает горизонтальное сечение (срез) продуктивного пласта 80. Это сечение содержит три скважины 81, 82, 83, пробуренные в продуктивный пласт и подвергнувшиеся гидроразрыву по методике многоярусного гидроразрыва в соответствии с данным изобретением. Этим сечением может быть единое 100-футовое (30 м) сечение, характеризующее одноярусную высоту скважины. Это сечение также пересекает несколько линзовидных тел 95 продуктивного песчаного пласта, находящихся в данном срезе продуктивного пласта. Поскольку в данном продуктивном пласте пробурены только три скважины, то несколько песчаных линзовидных тел не пересекаются разрывной зоной 96 данных скважин.

Для завершения разработки данного продуктивного пласта необходимо бурить дополнительные скважины, чтобы их расстановка была приблизительно равна площади эффективного дренирования каждой скважины, т.е. от 40500 до 121400 кв. м. Эта площадь эффективного дренирования также приближается к средней площади песчаных линзовидных тел вблизи скважин. Площадью дренирования скважин называется площадь сечения, окружающая скважины в пределах продуктивного пласта, которая может не быть равной протяжённости площади поверхности расстановки скважин. Например, может быть более эффективным бурение многонаправленных скважин из одной буровой площадки на поверхности. Предполагается, что для многих продуктивных пластов в бассейнах Скалистых Гор площадь эффективного дренирования будет составлять около 81000 кв.м, или менее. Поэтому для полной эксплуатации этих линзоообразных продуктивных песчаных пластов местонахождение забоя скважин следует размещать таким образом, чтобы приближаться к площади дренирования скважины и к приблизительному среднему размеру песчаных линзовидных тел. Фиг. 1 0В изображает то же поперечное сечение 80 продуктивного пласта с 17 скважинами 101-117, соответствующим образом размещённых таким образом, что совокупная площадь дренирования скважин охватывает почти весь продуктивный пласт.

При полной разработке промысла по существу все линзовидные песчаные пласты пересекаются зоной гидроразлома 96 (изображена в виде кругов), по меньшей мере, одной из скважин, и поэтому все песчаные пласты будут продуктивно дренироваться. За счёт разработки продуктивного пласта таким методом теоретически возможно пересечь большинство песчаных линзовидных тел 96 находящихся в данной толщине продуктивного пласта. Поскольку пески-коллекторы и свойства, и механические характеристики искусственно образованных трещин могут сильно изменяться, то возможно, что не будет обеспечено пересечение всех песчаных линзообразных тел в конкретных продуктивных пластах. Тем не менее, результат осуществления способа в соответствии с данным изобретением должен заключаться в пересечении и дренировании основной части линзообразных песчаных тел продуктивного пласта при условии регулируемого многоярусного гидроразрыва и должной расстановки скважин согласно данному описанию.

Расстановка скважин в данном продуктивном пласте не должна быть меньше приблизительной средней площади поперечного сечения линзообразных песчаных тел, которым примерно соответствуют поперечные разрывы. Более плотная, чем указываемая здесь, сетка расстановки скважин будет вредной с точки зрения создания ненужной интерференции, перекрытия дренирования между скважинами и с точки зрения роста издержек. Такое чрезмерное бурение, в общем, не даст дополнительного количества газа и фактически может быть контрпродуктивным для описываемого здесь регулируемого гидроразрыва. Поэтому расстановка скважин не должна быть меньше приблизительной средней площади поперечного сечения дренирования линзообразных газоносных залежей. Либо приблизительная средняя площадь дренирования поперечных разрывов по длине скважины не должна превышать среднюю площадь поперечного сечения песчаных линзообразных тел вблизи каждой скважины.

Описание способа согласно данному изобретению в основном относится к конкретным примерам или иллюстрациям.

Например, регулирование поперечных разрывов скважины для дренирования площади от 40500 до 121400 кв. м предназначается для пересечения линзообразных песчаных тел вблизи скважины, протяжённость площади которой примерно равна указанной. Специалистам в области создания гидроразрывов и геологии линзообразных углеводородных месторождений будет ясно, что эти иллюстрации являются грубыми, теоретическими приближениями к действительной практике данного изобретения. Геологам и инженерам-промысловикам будет ясно, что размер, форма, распределение и физические свойства линзообразных залежей и окружающего пласта будут значительно меняться в разных конкретных бассейнах. Район Скалистых Гор характеризуется геологическим разнообразием и высокой степенью нарушения сплошности и высокой степенью непредсказуемости. Гидроразрывы также не являются легко предсказуемыми или регулируемыми, так как искусственно вызванные разрывы будут встречать разные типы породы кроме целевых песчаных пластов. Также имеется много естественных разрывов в этих типах продуктивного пласта, что также даёт непредсказуемые результаты.

Поэтому специалистам данной области будет ясно, что описываемый здесь «регулируемый» многоярусный способ гидроразрыва не является точным и представляет собой попытку создания разрыва, приближающегося к среднему размеру линзообразных залежей вблизи ствола скважины.

Поэтому в диапазон данного изобретения не входят ограничения в отношении точного измерения размера разрыва, протяжённости площади линзообразных залежей, расстановки скважин и т.п. Данное изобретение направлено на приближение к этим взаимосвязанным переменных значениям с помощью сведений, имеющихся у профессионала. С помощью имеющейся информации и информации, полу чаемой по мере бурения скважин во время разработки продуктивного пласта, специалисты данной области смогут использовать данное изобретение в целях рентабельной эксплуатации линзообразных залежей газа в районе Скалистых гор и в других частях света, где встречаются такие месторождения, не имевшие до этого времени промышленного значения.

Claims (25)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ интенсификации добычи из скважин, пробуренных в продуктивных пластах, характеризующихся линзообразными газоносными залежами, содержащий операции:

   перфорирования скважин в некоторой совокупности одноярусных зон, размещённых по толщине продуктивного пласта;

   осуществления многоярусного гидравлического разрыва одноярусных зон, причём ярусы отделяют друг от друга уплотняющими шариками и осуществление гидравлического разрыва регулируют в целях создания поперечных разрывов, которые будут дренировать площадь, которая приближается к средней горизонтальной площади линзообразных газоносных залежей вблизи одноярусных зон.
2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что толщину продуктивного пласта разделяют на некоторую совокупность многоярусных зон, причём каждая многоярусная зона имеет две или более одноярусные зоны.
3. 3. Способ п.1, отличающийся тем, что высота разрывов приблизительно равна соответствующей вертикальной длине одноярусных зон.
4. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что совокупная длина поперечных разрывов приближается к среднему горизонтальному диаметру линзообразных газоносных залежей.
5. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что совокупная длина поперечных разрывов приближается к средней длине линзообразных газоносных залежей, причём длина является поперечным расстоянием линзообразных залежей в направлении ориентации разрывов.
6. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществление гидравлического разрыва проводят с помощью неньютоновской жидкости.
7. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что неньютоновская жидкость является структурированной желатинированной водой.
8. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что одноярусные зоны перфорируют в приблизительном геометрическом центре указанных зон.
9. 9. Способ разработки продуктивного пласта, характеризующегося линзообразными газоносными залежами, включающий в себя операции:

   бурения скважины в продуктивном пласте;

   перфорирования скважины в одноярусных зонах, размещённых по толщине продуктивного пласта, причём толщину продуктивного пласта разделяют на множество многоярусных зон, при этом каждая многоярусная зона имеет две или более, одноярусные зоны; осуществления многоярусного гидравлического разрыва одноярусных зон в каждой многоярусной зоне, причём ярусы отделяют друг от друга уплотняющими шариками и осуществление гидравлического разрыва регулируют в целях создания поперечных разрывов, которые будут дренировать площадь, приближающуюся к средней горизонтальной площади линзообразных газоносных залежей вблизи многоярусной зоны;

   повторения процесса бурения, перфорирования дополнительных скважин в продуктивном пласте и создания гидравлических разрывов в них, в результате чего площадь поперечного сечения в продуктивном пласте, окружающем каждую скважину, является не меньшей, чем приблизительная средняя площадь дренирования поперечных разрывов по длине скважины.
10. 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что высота разрывов приблизительно равна соответствующей вертикальной длине одноярусных зон.
11. 11. Способ по п.9, отличающийся тем, что совокупная длина поперечных разрывов приближается к средней длине линзообразных газоносных залежей, причём длина является поперечным расстоянием линзообразных залежей в направлении ориентации разрывов.
12. 12. Способ по п.9, отличающийся тем, что осуществление гидравлических разрывов пласта проводят с помощью неньютоновской жидкости.
13. 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что неньютоновская жидкость является структурированной желатинированной водой.
14. 14. Способ по п.9, отличающийся тем, что одноярусные зоны перфорируют в приблизительном геометрическом центре указанных зон.
15. 15. Способ по п.9, отличающийся тем, что площадь поперечного сечения в продуктивном пласте, окружающем каждую скважину, примерно равна приблизительной средней площади дренирования поперечных разрывов по длине скважины.
16. 16. Способ по п.15, отличающийся тем, что площадь поперечного сечения в продуктивном пласте, окружающем каждую скважину, в среднем приблизительно составляет от 40000 до 122000 кв.м.
17. 17. Способ разработки продуктивного пласта, характеризующегося линзообразными газоносными залежами, включающий в себя операции:

    бурения скважин в продуктивном пласте таким образом, что средняя горизонтальная площадь поперечного сечения в продуктивном пласте, окружающем каждую скважину, составляет не менее приблизительной средней площади поперечного сечения линзообразных газоносных залежей в продуктивном пласте;

    перфорирования указанных скважин в одноярусных зонах, размещённых по толщине продуктивного пласта, причём толщину продуктивного пласта разделяют на множественные многоярусные зоны, при этом каждая многоярусная зона имеет две, или более, одноярусные зоны;

    осуществления многоярусного гидравлического разрыва одноярусных зон в пределах каждой многоярусной зоны, причём ярусы отделяют друг от друга уплотняющими шариками и осуществление гидравлического разрыва регулируют в целях создания поперечных разрывов в каждой скважине, которая проходит к линзообразным газоносным залежам вблизи скважины.
18. 18. Способ по п. 17, отличающийся тем, что разрывы приблизительно равны соответствующей вертикальной длине одноярусных зон.
19. 19. Способ по п. 17, отличающийся тем, что совокупная длина поперечных разрывов приближается к средней длине линзообразных газоносных залежей, причём указанная длина является поперечным расстоянием линзообразных залежей в направлении ориентации разрывов.
20. 20. Способ по п.17, отличающийся тем, что осуществление гидроразрывов проводят с помощью неньютоновской жидкости.
21. 21. Способ по п.20, отличающийся тем, что неньютоновская жидкость является структурированной желатинированной водой.
22. 22. Способ по п.17, отличающийся тем, что одноярусные зоны перфорируют в приблизительном геометрическом центре зон.
23. 23. Способ по п.17, отличающийся тем, что площадь поперечного сечения в продуктивном пласте, окружающем каждую скважину, примерно равна приблизительной средней площади поперечного сечения линзообразных газоносных залежей.
24. 24. Способ по п.23, отличающийся тем, что площадь поперечного сечения в продуктивном пласте, окружающем каждую скважину, в среднем приблизительно составляет от 40000 до 120000 кв. м.
25. 25. Способ по п.22, отличающийся тем, что приблизительная средняя площадь дренирования разрывов, по существу, не превышает средней площади поперечного сечения линзообразных газоносных залежей.