Способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений


 


Владельцы патента RU 2602437:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа и, в частности, к первичному вскрытию горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями. Технический результат - сохранение фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора при снижении пластового давления и создание больших депрессий в процессе эксплуатации упомянутого трещинного коллектора. По способу циклически, после полного вскрытия каждого поглощающего трещиноватого интервала долотом, в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку. Этим временно изолируют зону поглощения. Затем осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения. После этого вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме 15 л/сек. Реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий трещиноватый интервал горизонтального ствола скважины. Затем устье скважины герметизируют и на давлении, не превышающем 3 МПа, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость, продавливают проппант на режиме закачки 15 л/сек в призабойную зону пласта. Повторно размещают в открытом горизонтальном стволе вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку на «равновесии». Этим перекрывают ранее закрепленные трещины в зоне поглощения бурового раствора. Выполняют спуско-подъемную операцию для смены «воронки» на долото. Продолжают первичное вскрытие бурением горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения. После этого операцию закрепления трещин повторяют. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности к способам первичного вскрытия горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Техническим результатом является сохранение фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора при снижении пластового давления и создании больших депрессий в процессе эксплуатации резервуара, залежи, месторождения. Сущность изобретения: способ включает поэтапное (циклическое) закрепление трещин призабойной зоны пласта (ПЗП) проппантом после возникновения поглощения промывочной жидкости в процессе бурения по продуктивному коллектору. Далее производится изоляция зоны поглощения или участка ствола вязкой кольматационной (кислоторастворимыми) пачкой и продолжается бурение до следующей зоны поглощения. Проведение гидроразрыва пласта не требуется в связи с тем, что описываемый карбонатный коллектор характеризуется наличием трещин с большой раскрытостью (более 1 мм) и, соответственно, большой приемистостью (давление закачки на устье до 0,2-0,3 МПа, расход более 50 м3/час).

Известен способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором (Патент РФ 2171368, кл. Е21В 43/20, 2000). Данный способ позволяет снизить процентное содержание воды в конечной продукции. Эффект достигается за счет контроля закачки (производительность и давление) в нагнетающих и добывающих скважинах.

Наиболее близким способом является способ первичного вскрытия продуктивных пластов при бурении на нефть и газ (Патент РФ 2283418, кл. Е21В 21/00, 2003 (Прототип)). Он заключается в поэтапной обработке бурового раствора химическими реагентами в процессе первичного вскрытия продуктивного коллектора. Тем самым достигается качественное первичное вскрытие с минимальным воздействием на ПЗП и обеспечение оптимальных дебитов скважин.

Все эти способы имеют один существенный недостаток, а именно: не учитывают ухудшение фильтрационных свойств карбонатного трещинного коллектора вследствие изменения трещинной проницаемости (смыкание трещин) за счет создания больших депрессий и неизбежного падения пластового давления в процессе эксплуатации резервуара. Поддержание пластового давления в цикле эксплуатации нефтегазового месторождения на уровне начальных (природных) значений сегодня является практически невыполнимой задачей. Снижение пластового давления может идти различными темпами и уже в первые годы добычи пластовое давление может снизиться на несколько процентов. Этого значения достаточно для начала смыкания трещин в продуктивном пласте, что доказано экспериментально (Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.K., Конторович А.А, Красильникова Н.Б. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом геомеханического эффекта смыкания трещин. /Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, №4, 2011. С. 104-107). Значительная величина депрессии, создаваемая в процессе эксплуатации, оказывает отрицательное воздействие на фильтрационные свойства трещинного карбонатного коллектора, тем самым уменьшая продуктивность добывающих скважин по нефти, что в целом для месторождения может достигать 27%.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка превентивного алгоритма (последовательности операций) в цикле первичного вскрытия горизонтальным бурением с целью предотвращения смыкания природных трещин карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации на больших депрессиях, что обеспечит сохранение высокой продуктивности добывающих скважин по нефти.

Сущность предлагаемого изобретения - поэтапное (циклическое) закрепление трещин ПЗП проппантом в процессе горизонтального бурения (первичного вскрытия) по продуктивному коллектору (когда продуктивный пласт характеризуется природными значениями проницаемости, еще не измененной техническим воздействием), после чего производится временная изоляция зоны поглощения в этом участке ствола.

Техническим результатом предложенного способа является создание оптимальных условий первичного вскрытия продуктивного коллектора с сохранением природных фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора в процессе длительной эксплуатации нефтяной залежи и повышения (сохранения) коэффициента извлечения нефти.

Технический результат достигается предлагаемым способом первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений, включающим его первичное вскрытие продуктивных пластов на буровом растворе до первой зоны поглощения, полное вскрытие зоны поглощения с подбуриванием 15-20 м, при этом после вскрытия каждого протяженного поглощающего трещиноватого интервала долотом - в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку, временно изолируя зону поглощения, далее осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения, после чего вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме Q=15 л/сек и реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий интервал горизонтального ствола скважины, затем устье скважины герметизируют и на давлении, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость на трещинный коллектор, одновременно продавливают проппант на режиме закачки Q=15 л/сек, Р=2-3 МПа в призабойную зону пласта с целью закрепления вскрытых трещин в естественном состоянии, затем повторно продавливают вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку в ПЗП на «равновесии», временно перекрывая трещины в зоне поглощения бурового раствора, и далее после спуско-подъемной операции продолжают бурение горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения.

Таким образом, алгоритм заявленного способа включает: полное вскрытие зоны поглощения, временную изоляцию ПЗП, спуско-подъемную операцию (СПО) на смену КНБК на бурильный инструмент с «воронкой», вымыв изолирующей пачки из ПЗП, закрепление естественных трещин закачкой проппанта, закачку кольматационной пачки для временной изоляции зоны поглощения, СПО на смену КНБК на бурение скважин. Цикл повторяется при вскрытии новой зоны полного поглощения.

Процесс закрепления трещин становится возможным без проведения гидроразрыва в связи со специфическими особенностями трещинного карбонатного коллектора. Раскрытость естественных трещин может достигать от долей до десятков миллиметров (Юрубчено-Тохомское месторождение). Основную роль в продуктивности скважины играет именно вскрытие таких естественных высокопроницаемых трещиноватых зон. Первичное вскрытие таких зон всегда характеризуется поглощением бурового раствора, что является индикатором для начала проведения работ по закреплению естественных трещин. Доказанным является тот факт, что снижение пластового давления или создание больших депрессий в призабойной зоне пласта может спровоцировать необратимое смыкание трещин. Это приведет к резкому падению продуктивности скважины, а в масштабах всего месторождения это приведет к резкому снижению добычи и, как следствие, к значительному падению рентабельности (до 27%) всего объекта разработки. Применение данной технологии позволяет обеспечить безопасность, качество и непрерывность проводимого вскрытия бурением нефтяного пласта с АНПД с одной стороны. С другой стороны - обеспечить закрепление проницаемых естественных трещин в ПЗП с целью расширения возможного диапазона воздействия депрессий на продуктивный нефтенасыщенный интервал в последующем и после окончания бурения (в цикле очистки от кольматации вскрытых трещин), одновременно контролируя как % содержания кольматанта нужной фракции в буровом растворе, так и величину динамической репрессии на флюидную геодинамическую систему). Заявляемый способ позволяет также достичь эффекта снижения репрессии при бурении на трещиноватый коллектор и рифейскую флюидную геодинамическую систему (вскрываемый бурением нефтенасыщенный карбонатный трещинный коллектор). Это, в свою очередь, снижает риск возникновения катастрофических поглощений и последующего газонефтеводопроявления при соблюдении условий жестко ограниченной по величине статической либо динамической репрессии. Тем самым дополнительно обеспечивается техническая безопасность работ и непрерывность цикла углубления скважины в условиях постоянного ограниченного поглощения в процессе вскрытия карбонатного трещинного нефтенасыщенного пласта с аномально низким пластовым давлением.

ПРИМЕР

В качестве примера показаны типичные условия при первичном вскрытии бурением горизонтального ствола в нефтенасыщенном трещинном типе карбонатного коллектора рифея в условиях аномально низких пластовых давлений на Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном месторождении.

Производится бурение в интервале горизонтального ствола 3061-3257 м на режимах Q=14 л/сек; Р=135-159 атм; G=7-12 тн; N=45-60 об/мин; М=1,6-1,7 т*м; Vротора=2,8 м/ч; Vслайда=2,1 м/ч. Шлам: доломит 100%.

На глубине 3251 м фиксируется увеличение мех. скорости до 10,1 м/ч. Поглощение интенсивностью до 12 м3/ч. На глубине 3252,5 м полное поглощение.

Далее производится закачка вязкой кольматационной кислоторастворимой пачки на основе бурового раствора в V=10 м3 на «равновесии». Q=10 л/с, Р=81 атм. Осуществляется подъем КНБК для смены на «воронку» для закачки проппанта. После спуска бурильного инструмента с «воронкой» осуществляется вымыв вязкой кольматационной пачки на режиме Р=15 л/с.

Затем устье обвязывается по стандартной схеме для закачки проппанта в коллектор. Закачка проппанта осуществляется на режиме Q=15 л/сек. Задавка в естественные трещины осуществляется при загерметизированном устье на давлениях, не превышающих Р=2-3 МПа. В случае начала повышения давления закачку прекращают. Основной особенностью естественных трещин в карбонатных коллекторах является зависимость их раскрытия от забойного/пластового давления. Во время поглощения значение гидростатического давления бурового раствора выравнивается со значением пластового давления. Дополнительный перепад в 2-3 МПа позволяет закачивать проппант в естественные трещины, при этом их раскрытость будет больше, чем в естественном состоянии. После проведения операции по закачке проппанта дополнительное избыточное давление со стенок трещин снимается, тем самым они смыкаются в естественное состояние и удерживают находящийся в них проппант. Далее снова в интервал зоны поглощения закачивают вязкую кислоторастворимую кольматационную пачку на «равновесии». Выполняют подъем «воронки» для смены «КНБК» на бурение. В дальнейшем осуществляется бурение до следующей зоны поглощения. Весь алгоритм повторяется сначала.

Способ первичного вскрытия бурением горизонтального ствола в трещинном типе нефтегазонасыщенного карбонатного коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий первичное вскрытие продуктивных пластов на буровом растворе до первой зоны поглощения, отличающийся тем, что циклически, после полного вскрытия каждого поглощающего трещиноватого интервала долотом, в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку, временно изолируя зону поглощения, далее осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения, после чего вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме 15 л/сек и реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий трещиноватый интервал горизонтального ствола скважины, затем устье скважины герметизируют и на давлении, не превышающем 3 МПа, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость, продавливают проппант на режиме закачки 15 л/сек в призабойную зону пласта, затем повторно размещают в открытом горизонтальном стволе вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку на «равновесии», перекрывая ранее закрепленные трещины в зоне поглощения бурового раствора, выполняют спуско-подъемную операцию для смены «воронки» на долото и далее продолжают первичное вскрытие бурением горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения, после чего операцию закрепления трещин повторяют.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в осложненных геолого-физических условиях разработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при заканчивании строительства скважин. При осуществлении способа эксплуатационную колонну спускают и крепят до начала горизонтального участка скважины, производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта в зонах ствола скважины, отличающихся фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в ствол на колонне технологических труб спускают гидравлически разъединяемый заглушенный снизу извлекаемый хвостовик, оснащенный фильтрами, между которыми установлены заколонные нефтенабухающие пакеры, причем количество фильтров равно количеству интервалов гидравлического разрыва пласта, производят установку заколонных нефтенабухающих пакеров с возможностью герметичного разделения интервалов гидравлического разрыва пласта друг от друга при контакте с нефтью.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти с двумя и более пластами. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из верхнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из верхнего пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для формирования устойчивого расширенного ствола скважины в мощных продуктивных пластах с низкой прочностью пород пласта-коллектора.

Изобретение относится к области разработки месторождений высоковязкой нефти и может быть использовано при заканчивании строительства добывающих горизонтальных скважин.

Изобретение относится к оборудованию фильтрами при заканчивании строительства паронагнетательных горизонтальных скважин. В процессе бурения горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу скважины, делят ствол на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.
Изобретение относится к способу цементирования, включающему: введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью.

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для очистки ствола наклонно направленных скважин. Устройство содержит лопастные центраторы, установленные между соединениями бурильных труб на расстоянии 25-50 метров друг от друга.
Наверх