Способ освоения и разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами

Способ освоения и разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами

Реферат

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке трудноизвлекаемых газовых залежей.

Известен способ разработки газовых месторождений, включающий разработку двух или нескольких пластов, эксплуатируемых раздельными сетками скважин с единой системой наземного обустройства и объединением потоков газа разных пластов (Закиров С.Н. и др. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974 г., с. 312). Недостатком известного способа являются повышенные капитальные затраты при бурении раздельных сеток скважин на каждый пласт.

Известен способ разработки многопластовых газовых месторождений (РФ №2377396, Е21В 43/14, опубликовано 27.12.2009 г.), включающий строительство раздельных сеток добывающих скважин на каждый объект разработки, подключение скважин, эксплуатирующих разные объекты разработки, к единой трубопроводной сети. Разработку месторождения начинают с эксплуатации нижних залежей газа, имеющих более высокое начальное пластовое давление, а вышезалегающие залежи включают в разработку, когда текущее устьевое давление скважин, дренирующих нижние залежи, снизится до начального устьевого давления скважин, дренирующих вышезалегающие залежи.

Все указанные способы применимы только для сеноманских коллекторов, где проницаемость насыщенных газом пластов очень высока. Сосредоточенные в туроне запасы газа являются трудноизвлекаемыми, в первую очередь потому, что проницаемость насыщенных газом горных пород в десятки раз ниже, чем в сеномане, поэтому притоки газа незначительны, и его разработка с использованием традиционных для сеномана вертикальных и наклонно-направленных скважин нецелесообразна из-за низких дебитов, которые не превышают 10-18 тыс. куб. м в сутки, что ниже уровня рентабельности.

Известен способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт (РФ №2436943, опубликовано 20.12.2011 г.), включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка. Забой, в свою очередь, устанавливают ниже кровли пласта по вертикали на расстоянии не менее 2 м. После закачки теплоносителя осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, производят отбор нефти насосом до допустимого снижения дебита, после чего цикл закачки пара повторяют.

В известном способе выбор профиля обоснован необходимостью формирования требуемого контура подачи теплоносителя в продуктивный пласт. Данный способ применим только при добыче нефти, т.к. обработка ПЗП паром при добыче газа неэффективна.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов газа на месторождениях, залежи которых представлены неконсолидированными, заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Технический результат от применения предлагаемого способа заключается в обеспечении условий сохранения первичных параметров продуктивного пласта в процессе бурения, увеличении продуктивности, а также использовании конструктивных особенностей скважины и энергии пласта для обеспечения выноса конденсационной жидкости, скапливающейся на забое скважин при их эксплуатации.

Для достижения этого технического результата в способе разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами, включающем бурение наклонно-направленной скважины с восходящим окончанием ствола, спуск эксплуатационной колонны, либо хвостовика, оборудование восходящего участка эксплуатационной колонны фильтром, изоляцию «глухой» части обсадной колонны от фильтровой пакерующим устройством с муфтой ступенчатого цементирования, согласно изобретению в газовой скважине вскрытие участков продуктивных пластов производят с заданным зенитным углом, применяя буровой раствор на основе эмульсии смеси газойлей и воды, сначала по нисходящей, а затем по восходящей траектории, достигают тем самым максимальную протяженность вскрытия продуктивного горизонта и скорость газового потока, ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной, оборудованной фильтром в нисходящем и восходящем участке ствола скважины, формируют в нижней части ствола скважины зону аккумуляции пластовой жидкости, в которую спускают лифтовую колонну насосно-компрессорных труб и осуществляют совместную эксплуатацию продуктивных горизонтов, обеспечивая вынос жидкости за счет скорости газового потока, поступающего из продуктивных пластов.

Ключевым отличием применения J-образного профиля скважины при вскрытии неконсолидированных газовых коллекторов является, помимо обеспечения максимальной протяженности вскрытия продуктивного горизонта и увеличения площади фильтрации пластового флюида в скважину, формирование в нижней части ствола зоны аккумулирования пластовой жидкости для ее оптимального выноса на дневную поверхность.

Способ поясняется чертежом, на котором показана скважина с J-образным профилем.

Конструкция скважины включает в себя направление 1, кондуктор 2, эксплуатационную колонну 3, оснащенную сетчатым фильтром 4 в нисходящем и восходящем участке ствола скважины, отделенным от остальной части колонны гидравлическим пакером 5 с муфтой ступенчатого цементирования 6. В интервалах залегания глинистых отложений установлена неперфорированная обсадная труба 7. Башмак 8 колонны насосно-компрессорных труб (далее НКТ) 9 установлен ниже части ствола - зоны аккумуляции пластовой жидкости 10. По НКТ 9 через фонтанную арматуру 11 газ поступает в кустовой газосборный коллектор (на чертеже не показано).

Осуществление способа покажем на примере скважины №184 Южно-Русского нефтегазового месторождения.

Проводка скважины №184 на горизонты Т₁ и Т₂ осуществляется следующим образом: перед началом бурения из-под «башмака» кондуктора 2 производят перевод скважины на эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе, а именно на основе эмульсии смеси газойлей и воды. Данный тип раствора обладает низким показателем фильтрации, поэтому фильтрат раствора практически не проникает в пласт и не снижает его фильтрационно-емкостные свойства, но при этом обеспечивает максимальный коэффициент восстановления проницаемости.

Секцию под эксплуатационную колонну 3 бурят долотом диаметром 222,3 мм. Вход в пласт Ti производят с зенитным углом 76,7°, далее, при достижении угла 83,72° бурят участок стабилизации, вскрывающий плотные глинистые разделяющиеся пласты Т₁ и Т₂; на глубине 1511 метров (по стволу), перед подошвой Т₂, начинается второй набор зенитного угла; ствол, повторно, по восходящей траектории проходит через пласты T₁ и Т₂; окончательный забой - 1810 метров (кровля пласта T₁), при зенитном угле 111°. Таким образом, проходка по продуктивным пластам T₁ и Т₂ составляет 856 метров, против 300 м в пологих наклонно-направленных скважинах и 500 м в скважинах с субгоризонтальным окончанием. Геофизические исследования при бурении данного интервала производят на бурильных трубах в два этапа: при забое 1511 метров и при окончательном забое 1810 метров, с перекрытием предыдущего интервала. Ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной 3 диаметром 168 мм, в состав которой входит сетчатый фильтр 4 диаметром 168 мм. Эксплуатационную колонну 3 цементируют в одну ступень, через муфту ступенчатого цементирования 6. Сетчатый фильтр 4 изолируют от цементируемой колонны пакером 5 на глубине 952 метра (кровля пласта Т1). После затвердевания цементного камня и испытания эксплуатационной колонны 3 на герметичность производят разбуривание внутренней части пакера 5 и нормализацию сетчатого фильтра 4 эксплуатационной колонны 3. Производят спуск НКТ 9, с установкой башмака 8 в нижней точке ствола (1511 м). Вызов притока осуществляют компрессированием, при помощи колтюбинговой установки (на чертеже не указано).

Для туронских коллекторов характерны низкие фильтрационно-емкостные свойства и высокая остаточная водонасыщенность, вследствие чего при эксплуатации скважин на забое скапливается конденсационная жидкость. Конструкция скважины №184 обеспечивает увеличение продуктивности и максимально возможный вынос скапливающейся в процессе эксплуатации жидкости. Газ из пластов Т₁ и Т₂, из фильтровой части 4 J-образного профиля, по нисходящей траектории поступает в нижнюю часть скважины, в зону аккумуляции пластовой жидкости 10. Здесь за счет увеличения суммарного дебита обеспечиваются достаточные скорости газового потока для выноса скапливающейся жидкости в процессе эксплуатации под действием силы гравитации. Далее, по НКТ 9 через фонтанную арматуру 11 газ поступает в кустовой газосборный коллектор, где происходит смешивание потоков газа из туронских и сеноманских скважин Южно-Русского нефтегазового месторождения.

Таким образом, за счет увеличения длины ствола по продуктивной части пласта достигается увеличение дебита, а следовательно, и скорость газового потока. А за счет J-образного профиля скважины и спуска НКТ в его нижнюю точку, где формируется зона аккумуляции пластовой жидкости, обеспечивается вынос скапливающейся в этой части конденсационной жидкости в процессе эксплуатации, что позволит избежать снижения продуктивности таких скважин и уменьшить необходимость их продувки.

Использование данного способа освоения и разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами, представленных неконсолидированными заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами, позволяет получить ряд преимуществ.

1. Применение бурового раствора на углеводородной основе для первичного вскрытия пласта позволяет свести к минимуму воздействие на продуктивную призабойную зону пласта в процессе бурения скважин, что обеспечивает сохранение первичных параметров пласта, отличающегося и так низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

2. Увеличение дебита за счет длины профиля и поступления газа из нескольких продуктивных пластов позволяет увеличить скорость газового потока до величины, необходимой для выноса скапливающейся в процессе эксплуатации конденсационной жидкости.

Способ освоения и разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами, включающий бурение наклонно-направленной скважины с восходящим окончанием ствола, спуск эксплуатационной колонны либо хвостовика, оборудование восходящего участка эксплуатационной колонны фильтром, изоляцию «глухой» части обсадной колонны от фильтровой пакерующим устройством с муфтой ступенчатого цементирования, отличающийся тем, что в газовой скважине вскрытие участков продуктивных пластов производят с заданным зенитным углом, применяя буровой раствор на основе эмульсии смеси газойлей и воды, сначала по нисходящей, а затем по восходящей траектории, достигают тем самым максимальную протяженность вскрытия продуктивного горизонта и скорость газового потока, ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной, оборудованной фильтром в нисходящем и восходящем участке ствола скважины, формируют в нижней части ствола скважины зону аккумуляции пластовой жидкости, в которую спускают лифтовую колонну насосно-компрессорных труб и осуществляют совместную эксплуатацию продуктивных горизонтов, обеспечивая вынос жидкости за счет скорости газового потока, поступающего из продуктивных пластов.