СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНОЙ ПЛАСТА С ЗОНАМИ РАЗЛИЧНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ
DEVELOPMENT METHOD BY HORIZONTAL WELL OF FORMATION WITH ZONES OF VARIOUS PERMEABILITY

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.
Известна скважинная система связи (ЕПВ №010090, МПК Е21В 43/00, 47/12 от 30.06.2008 г.), содержащая погружную трубу, выполненную с размерами для введения во внутреннюю часть оборудования для заканчивания скважины, причем оборудование для заканчивания скважины оснащают расширяемым трубчатым элементом, а погружная труба разделена на секции с контрольными линиями с соединительными элементами для обеспечения возможности соединения секции контрольной линии между собой, при введении погружной трубы в оборудование для заканчивания скважины. Кроме этого, система связи для использования в стволе скважины содержит:
- оборудование для однорейсового заканчивания скважины, имеющее размещаемую насосно-компрессорную колонну;
- расширяемый фильтр для песка, установленный на размещаемой насосно-компрессорной колонне;
- нижний и верхний пакеры, установленные на размещаемой насосно-компрессорной колонне;
- контрольную линию, проходящую через нижний и верхний пакеры во взаимодействии с фильтром для песка, с целью обеспечения возможности опускания оборудования для однорейсового заканчивания скважины и контрольной линии в ствол скважины за один рейс.
Данной системой осуществляется способ эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости, включающий спуск в скважину на колонне труб фильтров с регулируемыми клапанами, пакеров, которые делят пласт на зоны, установку этих пакеров напротив установленных заранее расширяемых трубных секций.
Недостатком данного способа является то, что зоны в пласте разбивают на участки без учета коэффициента проницаемости на каждом конкретном участке, без дополнительных геофизических исследований, что в конечном счете уменьшает коэффициент извлечения нефти (КИН) в процессе эксплуатации скважины за счет неравномерного распределения гидродинамического фронта в зонах с различной проницаемостью.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости (ПМ №94628, МПК Е21В 43/14, 33/13, 43/12, опубл. бюлл. №15 от 27.05.2010 г.), включающее обсадную колонну с пакерами и клапанами, размещенными между пакерами и имеющими возможность управления с устья, каждый из которых выполнен в виде корпуса с проходными отверстиями и подвижной в осевом направлении втулкой, выполненной с возможностью открытия и закрытия отверстий в крайних положениях и оснащенных сужением, при этом оно имеет пластыри для изоляции зон с низкой проницаемостью, пакеры предусмотрены для установки в пределах пластырей, а снаружи клапанов размещены фильтры, причем для перемещения втулки вниз технологическая колонна оснащена толкателем, поджатым вниз пружиной, усилие которой превосходит усилие сдвига втулки, патрубка с кольцевым выступом, наружный диаметр которого больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины, а для перемещения втулки вверх технологическая колонна оснащена захватом, выполненным в виде корпуса с поджатыми наружу пружинами шариками, диаметр описанной окружности вокруг которых больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины, а усилие пружин достаточно для сдвига соответствующей втулки шариками.
Данным устройством реализуется способ эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости, включающий исследование пласта на наличие зон с различной проницаемостью, изоляцию зон с низкой проницаемостью пластырями, спуск колонны труб с фильтрами, механически закрывающимися и открывающимися, и пакерами, устанавливаемыми напротив пластырей для изоляции внутритрубного пространства.
Недостатком данного устройства являются то, что зоны с низкой проницаемостью изолируют пластырями, а эксплуатация осуществляется только из зон с высокими коллекторскими свойствами, что также уменьшает КИН. Кроме того, в случае обводнения какой-нибудь из зон, она перекрывается и в последующем не эксплуатируется.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение КИН за счет вовлечения в добычу продукции пласта зон с низкой проницаемостью и зон, обводнившихся в процессе эксплуатации после технологической обработки.
Техническая задача решается способом разработки горизонтальной скважиной пласта с зонами различной проницаемости, включающим бурение горизонтальной скважины и цементирование обсадной колонны до кровли пласта, определение в пласте зон с различной проницаемостью, спуск в скважину колонны труб с фильтрами, изготовленными с возможностью механического открытия и закрытия изнутри, и пакерами снаружи, установку пакеров с разобщением фильтров в открытом стволе.
Новым является то, что пакеры устанавливают для разобщения зон пласта с различной проницаемостью, продуктивность и обводненность зон определяют последовательным открыванием и закрыванием фильтров, расположенных напротив соответствующей зоны пласта, после чего определяют зоны с близкой проницаемостью, объединяя их в группы, эксплуатацию скважины ведут поочередно из каждой группы, открывая соответствующие группе фильтры и закрывая остальные, при увеличении обводненности в одной из групп определяют в ней зону с наибольшей обводненностью последовательным закрыванием и открыванием соответствующих фильтров в группе, после чего зону с наибольшей проницаемостью обрабатывают водоизолирующим составом или соответствующий фильтр полностью перекрывают, после чего эксплуатацию скважины продолжают в прежнем режиме.
Новым является также то, что после технологической выдержки зоны, обработанной водоизолирующим составом, вызывают приток из этой зоны и эксплуатируют с зонами, имеющими близкую к ней проницаемость.
На чертеже изображена схема эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости в горизонтальном стволе скважины.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
После бурения скважины 1 производят цементирование обсадной колонны 2 выше продуктивного пласта 3. Вскрытие пласта 3 производят углублением ствола 4. Затем производят геофизические исследования пласта 3 в углублении ствола 4 для выявления зон с низкой 5 и высокой 6 проницаемостью (с высокой проницаемостью принимают зоны, у которых проницаемость больше как минимум в два раза, от остальных зон, которые являются зонами с низкой проницаемостью).
Далее начинают спуск в скважину колонны труб 7 с фильтрами 8, исключающими прохождение крупных твердых частиц с продукцией пласта 3, которые могут привести к выходу из строя подвижных частей клапана, предназначенного для механического открытия и закрытия изнутри (например, см. патент на ПМ №94628) фильтров 8, и пакерами 9 снаружи. Установку пакеров 9 производят с разобщением фильтров 8 в открытом стволе, причем длину интервала между пакерами 9 выбирают исходя из длины зон с соответствующей проницаемостью 5 или 6 пласта 3. В процессе спуска компоновки труб 7 с пакерами 9 и фильтрами 8, фильтры 8 находятся в закрытом положении, а заполнение труб 7 происходит через открытый клапан 10 башмака 11, находящегося на нижнем конце колонны труб 7. По достижении забоя 12 клапан 10 башмака 11 упирается в забой 12 и перекрывает проходное отверстие башмака 11. Затем проводится опрессовка всей компоновки с целью проверки ее герметичности.
Далее открывают один из фильтров 8 (например, начиная с нижнего), расположенный напротив соответствующей зоны 6 пласта 3, методом свабирования вызывают приток нефти, эксплуатируют в течение определенного времени, чтобы получить стабильный дебит из этой зоны 6, и тем самым определяют продуктивность и обводненность данной зоны 6. После этого отсекают эту зону 6 закрытием фильтра 8 и открывают следующий фильтр 8 напротив, например, зоны 5, и повторяют операцию. В результате этого определяют зоны 5 или 6 с близкой проницаемостью, объединяя их в группы (например, с высокой 5 и низкой 6 проницаемостью, которые отличаются как минимум в два раза). Эксплуатацию скважины 1 можно проводить как поочередно из каждой группы 5 или 6, открывая соответствующие группе фильтры 8 и закрывая остальные, так и совместно.
В случае снижения коллекторских свойств, какой-либо зоны 5 или 6 из любой группы, можно провести ее обработку реагентами (например, кислотную обработку). Последовательным открытием и закрытием фильтров 8 соответствующей зоны пласта 3 определяют зону, которую необходимо обработать, потом в эту зону 5 или 6, при закрытых остальных фильтрах 8, спускают колонну насосно-компрессорных труб (не показано) или колтюбинг (не показан), закачивают реагент и в течение определенного времени происходит ее обработка. Далее вызывают приток нефти из этой зоны 5 или 6, определяют дебит и затем продолжают эксплуатацию скважины в прежнем режиме, открыв при этом остальные фильтры 8 группы, к которой относят зону 5 или 6 после обработки. Таким же образом можно проводить обработку всех зон 5 или 6 из разных групп.
В случае увеличения процентного содержания воды в нефти, методом последовательного закрытия и открытия фильтров 8 соответствующей зоне 5 или 6 пласта 3 определяют зону несанкционированного водопритока. Затем зону с наибольшей обводненностью (например, 5) обрабатывают водоизолирующим составом 13 (например, водополимер, специальный цементный раствор и т.д.), а соответствующий фильтр 8 перекрывают, после чего эксплуатацию скважины продолжают в прежнем режиме. После технологической выдержки зоны 5, обработанной водоизолирущим составом, вызывают приток из этой зоны 5 и при положительных результатах продолжают эксплуатацию с группой зон 5 или 6, к которой ее относят, исходя из геологических исследований.
Предлагаемый способ позволяет увеличить КИН за счет вовлечения в добычу продукции пласта зон с низкой проницаемостью и зон, обводнившихся в процессе эксплуатации после технологической обработки.