СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ С НЕОДНОРОДНЫМИ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ ЗАЛЕГАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
METHOD OF DRILLING WELLS AND DEVELOPMENT OF MULTIBED DEPOSITS OF HYDROCARBONS WITH NON-UNIFORM GEOLOGICAL CONDITIONS OF BED ATTITUDES

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при бурении и разработке многопластовых месторождений углеводородов (нефти, газа или газоконденсата) в случае, когда над основным разрабатываемым объектом в виде высокопроницаемого продуктивного пласта расположен низкопроницаемый продуктивный пласт с аномально высоким пластовым давлением и его разработка при раздельной эксплуатации малорентабельна.
Известен способ разработки многопластовых газовых месторождений (патент РФ №2135748, кл. E21B 43/16, 43/14, 27.08.99.), включающий бурение добывающих скважин на нижний высоконапорный пласт в количестве, обеспечивающем запланированную добычу газа из всего месторождения, и предварительный, регулируемый по давлению, перепуск газа перед началом добычи по единой разбуренной сетке скважин из нижнего пласта в кровлю верхнего низконапорного пласта при закрытых скважинах на устье и до выравнивания пластового и забойного давлений в интервале вскрытия низконапорного пласта с последующей одновременно-совместной эксплуатацией верхнего и нижнего пластов, причем при обводнении нижнего пласта обводнившиеся скважины переводят на эксплуатацию верхнего пласта.
Недостатком известного способа являются высокие затраты на бурение скважин в случае, когда вышележащий продуктивный пласт (группа пластов) сложен низкопроницаемыми породами-коллекторами и обладает аномально высоким пластовым давлением (АВПД), то есть является более высоконапорным по сравнению с принятым за основной объект разработки ниже расположенным продуктивным пластом, пластовое давление в котором равно или меньше гидростатического. Поэтому в соответствии с требованиями безопасности вскрытие верхнего пласта необходимо производить на утяжеленных буровых растворах, а для исключения их воздействия на коллекторские свойства нижнего пласта и предотвращения поглощения бурового раствора необходимо герметичное разобщение пластов, для чего верхний пласт должен быть перекрыт обсадной колонной и зацементирован, после чего производится вскрытие нижнего пласта на более облегченных буровых растворах.
Усложнение конструкции скважины за счет введения дополнительной технической колонны, затраты времени на перекрытие верхнего пласта и дополнительные затраты на материалы (обсадные трубы, утяжелитель бурового раствора и цемент) значительно повышают стоимость добывающих скважин на нижний высокопроницаемый пласт, выбранный в качестве основного объекта разработки.
Известен способ бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов (патент РФ №2295632, кл. E21B 43/14, 7/04, 13.03.2006), включающий:
- двухэтапное кустовое бурение эксплуатационных скважин на выбранный в качестве основного объекта разработки высокопроницаемый нижний пласт, над которым расположен низкопроницаемый пласт с аномально высоким пластовым давлением;
- предварительный, регулируемый по давлению, перепуск флюида из высоконапорного пласта в зону распространения флюида в низконапорном пласте, ограниченную контактом флюида с водой, при закрытых скважинах на устье;
- и последующую эксплуатацию месторождения кустами скважин,
- причем на первом этапе на каждом кусте производят бурение перепускных скважин с многоствольными горизонтальными окончаниями в оба пласта, через которые осуществляют перепуск флюида из верхнего высоконапорного пласта в нижний низконапорный пласт;
- а выше интервала зарезки боковых стволов в верхний низкопроницаемый пласт устанавливают непроницаемый раздел, например в виде цементного моста, выше которого осуществляют бурение бокового ствола на нижний высокопроницаемый пласт и последующее разбуривание непроницаемого раздела;
- на втором этапе, после того как пластовое давление в интервале вскрытия верхнего высоконапорного пласта снизится до величины, превышающей гидростатическое давление не более чем на 5-10%, на каждом кусте производят бурение эксплуатационных скважин;
- и добычу флюида осуществляют из нижнего пласта.
Недостатками известного способа являются повышенные капитальные затраты на бурение перепускной скважины, обусловленные тем, что бурение бокового ствола на нижний высокопроницаемый пласт осуществляется путем его зарезки из основного ствола. Ввиду этого как основной, так и боковой стволы должны пересечь верхний высоконапорный пласт, что увеличивает суммарную величину проходки по этому пласту в два раза. А так как верхний пласт характеризуется аномально высоким пластовым давлением, то в соответствии с правилами безопасности он должен перекрываться технической колонной и цементироваться до устья. Таким образом, в два раза увеличиваются материальные затраты на обсадные трубы и цемент.
Кроме того, расположение интервала зарезки бокового ствола на верхний пласт над непроницаемым разделом и, соответственно, над интервалом зарезки бокового ствола на нижний пласт приводит к нерациональному расходованию пластовой энергии верхнего пласта на подъем флюида вверх к интервалу зарезки бокового ствола на нижний пласт, что снижает эффективность работы перепускной скважины.
Эффективность перепуска флюида из верхнего пласта в нижний будет в известном способе снижена также и вследствие того, что утяжеленный буровой раствор, находящийся под непроницаемым разделом в боковых стволах и горизонтальных окончаниях на нижний пласт, после разбуривания непроницаемого раздела вследствие репрессии, т.е. превышения давления в верхнем пласте над давлением в нижнем пласте, немедленно начнет вытесняться флюидом из верхнего пласта в нижний пласт, что ухудшит коллекторские свойства последнего в прискважинной зоне горизонтальных окончаний ввиду ее кольматирования твердой фазой бурового раствора. Тем самым будет снижена приемистость верхнего пласта и интенсивность перетока флюида из верхнего пласта ввиду снижения проницаемости порового пространства горных пород, слагающих нижний пласт.
Задачей изобретения является сокращение капитальных затрат на бурение перепускных скважин и повышение эффективности их работы.
Для достижения этого технического результата в известном способе бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов, включающем:
- на первом этапе двухэтапное кустовое бурение скважин на выбранный в качестве основного объекта разработки высокопроницаемый нижний пласт, над которым расположен низкопроницаемый пласт с аномально высоким пластовым давлением,
- с бурением на каждом кусте перепускных скважин, конструкция которых включает боковые стволы с горизонтальными окончаниями в оба пласта, через которые из верхнего высоконапорного пласта в нижний низконапорный пласт, в зону распространения флюида, ограниченную его контактом с водой, при закрытых скважинах на устье осуществляют регулируемый по давлению перепуск флюида;
- установку в основном стволе над верхним пластом и между интервалами зарезки боковых стволов разбуриваемого непроницаемого раздела - цементного моста;
- на втором этапе, после того как пластовое давление в интервале вскрытия верхнего высоконапорного пласта снизится до величины, превышающей гидростатическое давление не более чем на 5-10%, бурение на каждом кусте эксплуатационных скважин;
- последующую эксплуатацию месторождения кустами скважин с добычей флюида из нижнего пласта,
СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ
- осуществляют бурение перепускных скважин до высокопроницаемого нижнего пласта с предварительным перекрытием верхнего пласта обсадной колонной и последующее бурение из основного ствола боковых стволов с горизонтальными окончаниями в нижний пласт;
- вытеснение бурового раствора из боковых стволов и основного ствола путем вызова притока из нижнего пласта;
- бурение боковых пластов с горизонтальными окончаниями в верхний пласт и вытеснение бурового раствора из них и основного ствола путем вызова притока из верхнего пласта,
- при этом установку и разбуривание непроницаемого раздела осуществляют с герметизированным устьем при депрессии.
На фиг.1 изображена схема заявляемого способа, вид сбоку, на фиг.2 - то же, вид сверху.
Заявляемый способ осуществляют следующим образом.
На многопластовом месторождении углеводородов, представленном разнопроницаемыми пластами-коллекторами 1 и 2, разделенными непроницаемым пластом 3, где 1 - низкопроницаемый пласт с аномально высоким пластовым давлением, 2 - высокопроницаемый низконапорный пласт, являющийся основным объектом разработки, кустовое бурение скважин осуществляют в два этапа.
На первом этапе на каждом кусте производят бурение перепускных скважин 4 на выбранный в качестве основного объекта разработки нижний низконапорный пласт 2. При этом основным стволом скважины 4 осуществляют вскрытие верхнего низкопроницаемого пласта 1 с аномально высоким пластовым давлением на утяжеленном буровом растворе, плотность которого определяется необходимым превышением гидростатического давления над аномально высоким пластовым давлением верхнего пласта 1.
После спуска обсадной колонны 5 под подошву пласта 1 в интервал непроницаемого пласта 3 и ее цементирования осуществляют замену утяжеленного бурового раствора на более облегченный буровой раствор, на котором из основного ствола скважины 4 осуществляют бурение боковых стволов 6 с горизонтальными окончаниями 7 в нижний высокопроницаемый пласт 2, характеризующийся нормальным пластовым давлением. Далее осуществляют вызов притока флюида из пласта 2 с целью вытеснения бурового раствора из боковых стволов 6 с горизонтальными окончаниями 7 и основного ствола скважины 4, что производится с целью очистки приствольной зоны горизонтальных окончаний 7 от фильтрата и твердой фазы бурового раствора для улучшения фильтрационных свойств горных пород и их приемистости при перепуске флюида. Тем самым будет повышена эффективность работы перепускной скважины.
Установку непроницаемого раздела 8 в виде цементного моста производят в обсадной колонне 5 над пластом 1, а поскольку в ней находится под давлением флюид из пласта 2, то для спуска насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) с целью установки непроницаемого раздела 8, устье ствола скважины 4 герметизируют для предотвращения флюидопроявления, выброса или открытого фонтана из пласта 2 и спуск НКТ (не показаны) производят под давлением. Тем самым будет повышена эффективность работы перепускной скважины за счет устранения негативного воздействия бурового раствора на фильтрационные свойства околоскважинной зоны горизонтальных окончаний 7, так как эту операцию при открытом устье необходимо было бы выполнять с заполнением боковых стволов 6 с горизонтальными окончаниями 7 и основного ствола скважины 4 буровым раствором.
Далее ствол скважины 4 до непроницаемого раздела 8 вновь заполняют утяжеленным буровым раствором и над непроницаемым разделом 8 из основного ствола 4 осуществляют зарезку и бурение боковых стволов 9 с горизонтальными окончаниями 10 в верхний пласт 1 с последующим вызовом притока из него с целью вытеснения бурового раствора из боковых стволов 9 с горизонтальными окончаниями 10 и основного ствола скважины 4. Это производится с целью очистки приствольной зоны горизонтальных окончаний 10 от фильтрата и твердой фазы бурового раствора для улучшения фильтрационных свойств горных пород при перепуске флюида. Тем самым будет повышена эффективность работы перепускной скважины.
Разбуривание непроницаемого раздела 8 производят с герметизированным устьем на депрессии путем спуска НКТ с породоразрушающим инструментом (не показаны), благодаря чему предотвращается поступление бурового раствора в горизонтальные окончания 10 и повышается эффективность работы перепускной скважины 4. Это обусловлено тем, что при открытом устье согласно правилам промышленной безопасности разбуривание непроницаемого раздела 8 необходимо производить на утяжеленном буровом растворе, оказывающем противодавление на пласт 1. Ввиду этого буровой раствор будет фильтроваться в приствольную зону горизонтальных окончаний 10, вследствие чего может произойти снижение проницаемости порового пространства горных пород, слагающих пласт 1, вследствие кольматирования пор твердой фазой бурового раствора, что могло бы ухудшить бы фильтрационные свойства горных пород и снизить дебит флюида из пласта 1 в пласт 2. Разбуривание на депрессии с применением облегченного бурового раствора исключает негативное воздействие бурового раствора и повышает эффективность работы перепускной скважины, однако требует герметизации устья для предотвращения флюидопроявления, выброса или открытого фонтана из пластов 1 и 2.
После разбуривания непроницаемого раздела 8 в основной ствол с герметизированным устьем спускают лифтовую колонну НКТ с оборудованием, регулирующим и контролирующим давление и количество перепускаемого флюида, и осуществляют перепуск флюида из верхнего высоконапорного пласта 1 в зону распространения флюида в низконапорном пласте 2, ограниченную контактом флюида с пластовой водой.
Перепуск флюида осуществляют до момента, когда пластовое давление в интервале вскрытия верхнего высоконапорного пласта 1 снизится до величины, превышающей гидростатическое давление не более чем на 5-10%. Эта величина пластового давления позволяет производить последующее бурение эксплуатационных скважин 11 без утяжеления бурового раствора при вскрытии пласта 1 и без негативного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства пласта 2 при его вскрытии.
Добычу газа в период перепуска не производят, а за это время осуществляют обустройство промысла.
Поскольку верхний низкопроницаемый пласт 1 характеризуется аномально высоким пластовым давлением, а давление в нижнем высокопроницаемом пласте 2 равно или меньше гидростатического, за счет репрессии флюид из верхнего пласта 1 будет поступать в нижний пласт 2. При этом пластовое давление в приствольной зоне горизонтальных окончаний 4 верхнего пласта 1 будет постепенно уменьшаться, а пластовое давление в приствольной зоне горизонтальных окончаний 7 нижнего пласта 2 будет постепенно увеличиваться. Таким образом, вокруг перепускной скважины в пластах 1 и 2 образуются зоны дренирования 12 с радиусом, постоянно увеличивающимся во времени (фиг.2).
После снижения пластового давления в верхнем высоконапорном пласте 1 до величины, превышающей гидростатическое давление не более чем на 5-10%, осуществляют кустовое бурение эксплуатационных скважин 11, в конструкции которых благодаря уменьшению пластового давления в верхнем пласте 1 и увеличению пластового давления в нижнем пласте 2 будет отсутствовать дополнительная обсадная колонна, перекрывающая верхний пласт, и вскрытие обоих пластов будет производиться на облегченном буровом растворе. Тем самым будут значительно уменьшены капитальные затраты на бурение эксплуатационного фонда скважин.
После спуска и цементирования эксплуатационной колонны в скважинах 11 производят перфорацию в интервале нижнего пласта 2, спускают лифтовую колонну и осуществляют добычу полезного флюида из нижнего пласта 2.
По мере отбора флюида пластовое давление в нижнем пласте 2 будет уменьшаться, перепад давлений между нижним 2 и верхним 1 пластами будет увеличиваться, что интенсифицирует переток флюида из верхнего пласта 1 в нижний пласт 2.
Таким образом, суммарная добыча флюида из месторождения будет складываться из объема добычи флюида из нижнего пласта 2 и объема флюида из верхнего пласта 1, поступившего в нижний пласт 2 по перепускным скважинам 3.
Пример. При разведке одного из многопластовых месторождений углеводородов в Тюменской области были вскрыты две газовые залежи: верхняя - сенон, приуроченная к кузнецовской свите, и нижняя - сеноман, приуроченная к покурской свите, которые характеризуются следующими параметрами:
а) сенон
- глубина залегания 770 м,
- средняя газонасыщенная толщина 10 м,
- пластовое давление 9,5 МПа, т.е. коэффициент аномальности по пластовому давлению составляет Ка=1,23;
3
- запасы газа 200 млрд. м;
б) сеноман
- глубина залегания 920 м,
- средняя газонасыщенная толщина 35 м,
- пластовое давление 9,2 МПа,
3
- запасы газа 600 млрд.м.
Для осуществления заявляемого способа на стадии геологоразведочных работ была осуществлена опытно-промышленная эксплуатация и с этой целью в южной части месторождения на одном из кустов вначале была пробурена перепускная скважина 4, основным стволом которой вначале был вскрыт верхний низкопроницаемый пласт 1 на утяжеленном буровом растворе. После спуска обсадной колонны 5 под подошву пласта 1 в интервал непроницаемого пласта 3 и ее цементирования осуществили замену утяжеленного бурового раствора на более облегченный буровой раствор, на котором из основного ствола скважины 4 пробурили боковые стволы 6 с горизонтальными окончаниями 7 в нижний высокопроницаемый пласт 2, характеризующийся нормальным пластовым давлением. Далее произвели вызов притока флюида из пласта 2 с целью вытеснения бурового раствора из боковых стволов 6 с горизонтальными окончаниями 7 и основного ствола скважины 4.
Установку непроницаемого раздела 8 в виде цементного моста произвели в обсадной колонне 5 над пластом 1, а поскольку в ней находится под давлением флюид из пласта 2, то для спуска насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) с целью установки непроницаемого раздела 8, устье ствола скважины 4 было герметизировано и спуск НКТ (не показаны) производили под давлением. Далее ствол скважины 4 до непроницаемого раздела 8 вновь заполнили утяжеленным буровым раствором и над непроницаемым разделом 8 из основного ствола 4 осуществили зарезку и бурение боковых стволов 9 с горизонтальными окончаниями 10 в верхний пласт 1 с последующим вызовом притока из него с целью вытеснения бурового раствора из боковых стволов 9 с горизонтальными окончаниями 10 и основного ствола скважины 4.
Разбуривание непроницаемого раздела 8 осуществили с герметизированным устьем на депрессии путем спуска НКТ с породоразрушающим инструментом (не показаны), после чего в основной ствол с герметизированным устьем спустили лифтовую колонну НКТ с оборудованием, регулирующим и контролирующим давление и количество перепускаемого флюида, и осуществили переток газа из сенона (пласт 1) в сеноман (пласт 2).
3
В течение 1 года забойное давление в интервале сенона снизилось до 7,9 МПа, а в интервале сеномана повысилось до 9,4 МПа. При этом объем поступившего газа из сенона в сеноман составил по показаниям контрольно-регулирующей аппаратуры 450 млн.м, радиус зоны дренажа по расчетам составил: в сеноне 1200 м, а в сеномане 400 м. Затем на кусте было осуществлено эксплуатационное бурение в количестве четырех наклонно-направленных скважин 11 и осуществлена добыча газа из сеномана.
3
В течение года добыча газа с куста составила 100 млн.м, однако падения пластового давления в сеномане не наблюдалось благодаря постоянной подпитке газом, перетекающим из сенона.
Использование предлагаемого способа бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов обеспечивает по сравнению с прототипом сокращение капитальных затрат на бурение перепускных скважин, повышение эффективности их работы и позволяет эффективно вырабатывать ресурсы обоих эксплуатационных объектов.