Способ проводки горизонтальной скважины в пласте малой толщины


 


Владельцы патента RU 2544938:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проводке горизонтальной скважины в продуктивном пласте малой толщины. При осуществлении способа определяют средний угол наклона пласта к горизонту, по каротажным кривым соседних скважин и данным бурения на входе в пласт определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, после входа в продуктивный пласт назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе кровли пласта меняют направление бурения, назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения на восходящее, повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки. Повышается надежность и эффективность проводки скважины по пласту малой толщины.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проводке горизонтальной скважины в продуктивном пласте малой толщины.

Известен способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины, включающий строительство вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, определение геологического строения залежи и строительство, по крайней мере, одной скважины с волнообразным участком в пласте, используемой как для закачки рабочего агента, так и для добычи продукции залежи, и эксплуатацию залежи, включающую нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции залежи через добывающие. При определении геологического строения определяют зоны, расположенные у внешнего контура нефтенасыщенности залежи, с нефтенасыщенной толщиной, менее рентабельной. После этого из близлежащих добывающих скважин проводят горизонтальные участки по определенной нефтенасыщенной толщине по кратчайшему расстоянию к внешнему контуру залежи без его вскрытия. Во время эксплуатации залежи добывающие скважины с горизонтальными участками переводят под форсированный отбор продукции залежи. После последовательного обводнения продукции, добываемой из этих скважин, выше допустимой их последовательно переводят в нагнетательные (Патент РФ №2438010, опубл. 27.12.2011).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины, согласно которому осуществляют проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт. После выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб и выводят ее в продуктивный пласт. В продуктивном пласте подобным образом проводят добывающие и нагнетательные скважины. При эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной части. При эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта (Патент РФ №2290498, опубл. 27.12.2006 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является большая трудность проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины порядка 4-5 м, опасность выхода при бурении за границы продуктивного пласта, опасность соединения продуктивного пласта с нижним водоносным пластом или с верхним пластом с неустойчивыми осыпающимися породами.

В предложенном изобретении решается задача обеспечения проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины в границах продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе проводки горизонтальной скважины в пласте малой толщины, включающем проводку горизонтального участка скважины волнообразно с повторением волн по пласту, согласно изобретению по результатам геологического моделирования участка заложения горизонтального или условно горизонтального ствола по каротажному материалу ранее пробуренных скважин определяют средний угол наклона пласта к горизонту и его границы в вертикальной плоскости, по каротажным кривым соседних скважин и данным бурения на входе в пласт определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, после входа в продуктивный пласт назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе кровли пласта меняют направление бурения, назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения на восходящее, повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.

Сущность изобретения

Трудность проводки горизонтального ствола скважины по продуктивному пласту малой толщины определяется прежде всего недостаточной информативностью простирания пласта. Данные высокоточной сейсмики по модификации МОГТ 3D позволяют с достаточной вероятностью определять глубины залегания пластов с толщиной от 20 и более м. Пласты малой и сверхмалой толщины порядка 3-5 м могут быть вообще не замечены как продуктивные при наземных геофизических исследованиях. Проводка горизонтального ствола скважины по такому пласту представляет определенные трудности из-за возможности выхода при бурении за границы продуктивного пласта, опасности создания гидродинамической связи продуктивного пласта с нижним водоносным пластом или связи с верхним пластом с неустойчивыми осыпающимися породами. И в том и в другом случае скважина оказывается практически не работоспособной и подлежит ремонту. В предложенном изобретении решается задача обеспечения проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины в границах продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

Предварительно, по результатам геологического моделирования участка заложения горизонтального или условно горизонтального ствола по каротажному материалу ранее пробуренных скважин, определяют средний угол наклона пласта к горизонту и его границы в вертикальной плоскости. В соседних пробуренных скважинах по каротажным кривым определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта. При бурении горизонтального ствола уточняют эти показатели. При входе в продуктивный пласт сверху уточняют значения показателей каротажа в районе кровли и срединной части пласта. При входе в продуктивный пласт сверху проходят продуктивный пласт насквозь сверху вниз наклонной скважиной с определением показателей каротажа в районе кровли, срединной части и подошвы пласта, под продуктивным пластом разворачивают направление бурения вверх и входят в продуктивный пласт снизу с малым углом к направлению пласта.

После бурения вертикального ствола скважины и входа в продуктивный пласт сверху бурят горизонтальный участок до достижения срединной части и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения. Назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе кровли пласта меняют направление бурения на нисходящее с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.

После бурения вертикального ствола скважины и входа в продуктивный пласт снизу назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, большим среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта и затем в районе кровли пласта меняют направление бурения. Назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения на восходящее с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.

При изменении естественного направления пласта, т.е. при отступлении от среднего угла наклона пласта к горизонту при бурении возможно бурение в районе подошвы пласта. При достижении показателей каротажа в районе подошвы пласта меняют направление бурения на восходящее с углом наклона к горизонту, большим среднего на 25-30%, до выхода на показатели каротажа срединной части пласта.

Таким образом удается провести горизонтальный ствол скважины в пределах продуктивного пласта.

Пример конкретного выполнения

Выполняют строительство горизонтальной нефтедобывающей скважины. При бурении вертикального ствола проходят неустойчивые глинистые породы в интервалах 2022-2136 м. Бурение выполняют долотом диаметром 215,9 мм. Бурением входят в продуктивный пласт толщиной 4 м, расположенный в интервалах 2136-2140 м, спускают эксплуатационную колонну диаметром 168 мм до продуктивного пласта и цементируют заколонное пространство. Из эксплуатационной колонны выполняют бурение горизонтального участка скважины длиной 150 м по продуктивному пласту долотом диаметром 144 мм. Определяют средний угол наклона пласта к горизонту, который равен 8 градусов. Бурение ведут по снижающемуся пласту. По каротажным кривым соседних скважин и данным бурения данной скважины определяют значения показателей каротажа, в частности гамма-каротажа (ГК), в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, которые соответственно равны 12 мкР/час, 2 мкР/час, 9 мкР/час. После входа в продуктивный пласт и достижения срединного значения пласта (2 мкР/час) назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, меньшим среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, т.е. 7,6-7,2 градусов. Бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе кровли пласта, т.е. 12 мкР/час меняют направление бурения. Назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, большим среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, т.е 8,4-8,8 градусов. Бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта (2 мкР/час) меняют направление бурения на восходящее. Повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.

В результате получают скважину с расположением ствола в верхней части продуктивного пласта малой толщины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины в границах продуктивного пласта.

Способ проводки горизонтальной скважины в пласте малой толщины, включающий проводку горизонтального участка скважины волнообразно с повторением волн по пласту, отличающийся тем, что определяют средний угол наклона пласта к горизонту, по каротажным кривым соседних скважин и данным бурения на входе в пласт определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, после входа в продуктивный пласт назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе кровли пласта меняют направление бурения, назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения на восходящее, повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области бурения направленных скважин. Система обеспечения изгиба в стволе скважины содержит гибкий соединитель, имеющий первый компонент, образующий угол изгиба относительно второго компонента посредством универсального соединителя, и пружинный узел, регулируемый для изменения изгибной жесткости первого компонента относительно второго компонента.

Изобретение относится к устройствам для направленного бурения. Техническим результатом является создание компактной системы бурения скважины, содержащей универсальный шарнир с высокой несущей способностью.

Изобретение относится к буровому инструменту и может быть использовано при наклонно-направленном бурении скважин. Предложен корпус долота, содержащий задний конец, направляющую секцию и разбуривающую секцию.

Изобретение относится к области бурения, а именно к буровой системе, используемой при строительстве ствола скважины для последующей добычи углеводородов. .

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины. .

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения. .

Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к бесклиновым способам бурения многозабойных скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия на залежь при малых постоянных и переменных толщинах нефтяного пласта. Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами включает бурение пары горизонтальных скважин нагнетательной и добывающей по толщине нефтяного пласта, при этом добывающую скважину располагают ниже уровня нагнетательной скважины и осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину и отбор нефти из добывающей скважины, устанавливают наличие подошвенных вод и при их наличии определяют минимальную высоту траектории добывающей скважины над водонефтяным контактом, определяют оптимальное расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами, минимальное расстояние от нагнетательной скважины до кровли пласта, а также оптимальную толщину нефтяного пласта, обеспечивающую параллельное расположение нагнетательной и добывающей скважин в одной вертикальной плоскости, и при уменьшении толщины нефтяного пласта меньше оптимальной изменяют траекторию бурения нагнетательной скважины в пространстве нефтяного пласта относительно добывающей путем уменьшения расстояния между скважинами по вертикали и отклоняют нагнетательную скважину от добывающей по горизонтали с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости между нагнетательной и добывающей скважинами. 2 табл., 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к средствам для геонавигации в процессе бурения наклонно-направленных или горизонтальных скважин для разведки нефти и газа. Техническим результатом является повышение точности определения направления скважин в процессе бурения по заданной траектории наклонно-направленных или горизонтальных скважин. Предложен способ геонавигации буровой скважины, содержащий: управление активированием передающего датчика на структуре инструмента, расположенной относительно бурового долота в скважине; прием сигнала в принимающем датчике структуры инструмента в ответ на активирование передающего датчика; обработку сигнала в реальном времени, включающую в себя формирование данных, соответствующих свойствам пласта впереди бурового долота. При этом принимающий датчик установлен отдельно от передающего датчика на расстоянии разделения, достаточно большом для обеспечения обработки сигнала в режиме реального времени, до достижения граничной поверхности целевой зоны. Кроме того обработка данных включает проведение операции инвертирования в отношении принятого сигнала и проверку точности результатов операции инвертирования перед использованием результатов операции инвертирования для геонавигации скважины. Причем геонавигация скважины основана на мониторинге формируемых данных так, что скважина подходит к цели в целевой зоне с минимальным выходом или без выхода за установленные пределы целевой зоны. При этом расстояние разделения является достаточно большим для обнаружения впереди бурового долота на расстоянии более чем от 10 до 200 футов (3-61 м) перед буровым долотом. Кроме того предложены также машиночитаемое запоминающее устройство, система и устройство для осуществления указанного способа, с использованием упомянутого машиночитаемого устройства. 5 н. и 21 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водяным конусом. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водным конусом, характеризуется тем, что осуществляют бурение из основного ствола остановленной скважины в обводнившуюся часть продуктивного пласта радиальных ответвлений по радиусу ниже интервала перфорации скважины. Закачивают в указанные радиальные ответвления водоизоляционную композицию с созданием водоизоляционного экрана по радиусу основного ствола скважины. Оставляют скважину на период реагирования закачанной композиции под давлением и осуществляют последующий вызов притока через существующие перфорационные отверстия интервала перфорации. Техническим результатом является увеличение радиуса и площади водоизоляционного экрана и отсрочка времени обводнения скважины. 6 ил.

Группа изобретений относится к области направленного бурения. Скважинный отклоняющий инструмент выполнен с возможностью работы в стволе скважины и содержит вал, блок электроники, физически и электрически связанный с блоком гидравлики. Блок электроники и блок гидравлики расположены вокруг вала и способны вращаться относительно вала. Блок гидравлики содержит множество лопастей, расположенных в корпусе лопастей и способных выдвигаться и втягиваться в радиальном направлении наружу от корпуса и внутрь него. Блок гидравлики дополнительно содержит первый резьбовой конец, имеющий множество образованных в нем канавок. Блок электроники содержит блок управления для управления выдвиганием и втягиванием лопастей, второй резьбовой конец, выполненный с возможностью резьбового соединения с первым резьбовым концом, который содержит множество пазов, образованных в нем. Соответствующие канавки и пазы совмещены по окружности друг с другом при соединении первого и второго резьбовых концов резьбовым соединением. Совмещенные друг с другом по окружности канавки и пазы образуют соответствующие карманы, в которых выполнены электрические соединения между блоками электроники и гидравлики. Обеспечивается упрощение процедуры сборки и тестирования блока гидравлики и блока электроники, повышение надежности инструмента, удобство обслуживания и ремонтопригодности. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх