Способ определения максимальной длины горизонтального ствола в условиях каверново-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта с аномально низким пластовым давлением

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин. Техническим результатом является повышение точности расчета максимальной длины горизонтального ствола для конкретного типа трещинного коллектора и углеводородной системы. Способ включает определение коэффициентов аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу. При этом проводят определение и анализ градаций проницаемости каверново-трещинного пласта на основе ранее пробуренных скважин, далее строят график диапазонов допустимых депрессий/репрессий; дополнительно оценивают диапазон колебания эквивалентной циркуляционной плотности в конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров колебаний забойного давления в скважине, рассчитывают эквивалентную циркуляционную плотность с учетом колебаний забойного давления, характеризующуюся на графиках толщиной линии; затем строят график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола и, исходя из графика, на пересечении диапазонов допустимых репрессий/депрессий и диапазона эквивалентной циркуляционной плотности определяют максимально возможную длину горизонтального ствола. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, в частности к определению максимальной длины горизонтального ствола при бурении в каверново-трещинных карбонатных породах с углеводородной системой с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД).

Известен способ определения оптимальной длины горизонтального ствола с учетом гидропроводности, промысловых данных, нефтегазонасыщенности пласта (Патент РФ 2093669, кл. E21B 43/20, 1995). Данный способ позволяет определить оптимальную длину из учета коллекторских свойств продуктивного пласта, то есть максимального дебита проектируемой нефтегазодобывающей скважины.

Также известен способ определения оптимальной длины ствола добывающей скважины в продуктивном пласте, основывающийся на прямой зависимости от запасов нефти и обратно пропорциональный их продуктивности (Патент РФ 2474678, кл. E21B 43/16, 2011).

Основным недостатком данных способов является невозможность точного расчета максимально возможной технологической длины горизонтального ствола добывающей скважины. То есть оптимальная длина горизонтального ствола (ГС), обоснованная методами выше, может оказаться технологически недостижимой.

Наиболее близким способом оценки горно-геологических условий, определяющих технологически достижимую максимальную длину горизонтального ствола, является способ, основывающийся на построении графиков совмещенных давлений (Леонов Е.Г., Федин Д.С. Совершенствование методики построения совмещенного графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №5, 2013, стр. 15-21 (прототип)). В данном способе учитываются коэффициенты аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу, более точно разграничивающие диапазон совместимых по условиям бурения зон. Способ по прототипу имеет один существенный недостаток, а именно: не учитывается коэффициент, характеризующий диапазон колебаний эквивалентной циркуляционной плотности в процессе бурения скважины. Расчет горно-геологических условий и длины горизонтального ствола без данного критерия может привести к неверным технологическим решениям и в итоге к удорожанию стоимости строительства скважины за счет увеличения сроков и стоимости дополнительных материалов, то есть к неоправданным затратам.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение точности расчета максимальной длины горизонтального ствола для конкретного типа трещинного коллектора и углеводородной системы, приводящее к технологической и экономической эффективности разработки залежей нефти и газа.

Техническим результатом является технологическая и экономическая эффективность разработки залежи нефти и газа.

Задача решается путем определения коэффициентов аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу, при этом проводят определение и анализ градаций проницаемости каверново-трещинного пласта на основе ранее пробуренных скважин, далее строят график диапазонов допустимых депрессий/репрессий; дополнительно оценивают диапазон колебания эквивалентной циркуляционной плотности в конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров колебаний забойного давления в скважине, рассчитывают эквивалентную циркуляционную плотность с учетом колебаний забойного давления, характеризующуюся на графиках толщиной линии; затем строят график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола и, исходя из графика, на пересечении диапазонов допустимых репрессий/депрессий и диапазона эквивалентной циркуляционной плотности определяют максимально возможную длину горизонтального ствола. Диапазон ЭЦП всегда наклонен, так как характеризует рост забойного давления по мере углубления скважины. Диапазон допустимых репрессий и депрессий при горизонтальном расположении газо- и водонефтяного контакта всегда горизонтален. При этом максимальная длина горизонтального ствола определяется на пересечении диапазонов ЭЦП и допустимых диапазонов депрессии и репрессии.

ПРИМЕР использования предложенного способа определения максимальной длины горизонтального ствола в условиях каверново-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта на примере одного из месторождений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонасыщения в природном резервуаре рифея.

Авторами были определены фактические горно-геологические условия в продуктивном карбонатном пласте рифея применительно к задаче бурения горизонтального ствола длиной 1000 м, представленные на рис. 1.

По данным, представленным на рис. 1, выделено три диапазона барических условий (1, 2, 3), границы каждого из которых удалены в область репрессии (1), равновесия (2) и депрессии (3) и соответствуют для депрессии значениям Pзаб 21,1 МПа (4); 20,7 МПа (5) и 19,9 МПа (6) соответственно. Каждый уровень характеризует природную каверново-трещинную фильтрационную систему рифейского резервуара с разной раскрытостью трещин, выделено три градации. 4 - самый проницаемый, аномально-трещиноватый, 5 - промежуточный; 6 - наименее проницаемый из тех, что значимо влияют на интенсивность поглощения в первичном вскрытии горизонтальным стволом. На практике каждому из коридоров (диапазонов) соответствует своя гидравлическая программа бурения, применимая для бурения с поглощением «не выше заданного, допустимого». Таким образом, интенсивность вскрываемой горизонтальным бурением трещиноватости и просвет фильтрующих трещин (каверн) как единичных, так и групп трещин, кластеров трещиноватости, являются естественным природным фактором, ограничивающим диапазон текущих динамических давлений на забое горизонтального ствола для любой технологии первичного вскрытия (открытый или закрытый контур). Зона репрессии (1) в свою очередь характеризуется зоной неприемлемой при бурении интенсивности поглощения более 10-12 м3/час (7) и зоной приемлемой при бурении интенсивности поглощения до 10-12 м3/час (8).

По мнению авторов предлагаемого изобретения, методика школы Леонова Е.Г и др. (прототип) наиболее полно описывает гидродинамические процессы, происходящие при бурении скважин. Способ определения оптимальной длины горизонтального ствола отличается тем, что авторами данного изобретения предложено добавить один дополнительный критерий, который при бурении в каверново-трещинных карбонатных пластах с АНПД играет определяющую роль. Речь идет о допустимом диапазоне колебании ЭЦП на забое в конкретной точке горизонтального ствола.

Выполним количественную оценку диапазона колебания ЭЦП в каждой конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров забойного давления в скважине (рис. 2), где введен один дополнительный критерий (характеризующий на графике диапазон колебаний - толщину линии с учетом амплитуды колебаний ЭЦП). На рис. 2 показана амплитуда колебаний забойного давления при бурении горизонтального ствола (на основе фактических замеров, 1% от гидростатического давления бурового раствора) в карбонатах рифея, которая и будет являться диапазоном колебаний эквивалентной циркуляционной плотности.

Таким образом, выбранная методика (с дополнением) позволяет исключить ошибки при проектировании, возможные при использовании более старых методик, благодаря учету всех значимых критериев (рис. 3). Уточненный график совмещенных давлений, показанный на рис. 3, с учетом колебания ЭЦП (в интервале горизонтального ствола 1000 м в нефтегазонасыщенной части карбонатного рифея), позволяет оценить максимальную длину горизонтального ствола. На рис. 3 показаны ограничения совместимых по условиям бурения зон в горизонтальном стволе, а именно градиент допустимой депрессии на пласт (синий), допустимый индекс поглощения (красный), коэффициент аномальности (серый), плотность бурового раствора со шламом (зеленый). Эквивалентная циркуляционная плотность показана широкой линией желтого цвета. Пересечение линии ЭЦП с линиями допустимого индекса поглощений и допустимой депрессии на пласт характеризует максимальную длину горизонтального ствола.

По полученным на графике данным (см. рис. 3) можно сделать вывод о том, что при плотности бурового раствора 0,84 г/см3 в рассматриваемых горно-геологических условиях бурение горизонтального ствола в 1000 м становится невозможным без поглощений БР даже при соблюдении заданных нами условий. Это обусловлено тем, что в башмаке предыдущей колонны колебания ЭЦП выходят за максимально возможную границу допустимой депрессии на пласт. В это же время на забое горизонтального ствола (1000 м от башмака предыдущей колонны) колебания ЭЦП превышают выбранный нами допустимый индекс поглощения (до 12 м3/час). Построим график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола, на основе рис. 1, соблюдая строго все заданные условия (рис. 4). График на рис. 4 также характеризуется тремя диапазонами барических условий (1, 2, 3), границы каждого из которых удалены в область репрессии (1), равновесия (2) и депрессии (3) и соответствуют для депрессии значениям Рзаб 21,1 МПа; 20,7 МПа и 19,9 МПа соответственно. Каждый уровень характеризует природную каверново-трещинную фильтрационную систему рифейского резервуара с разной раскрытостью трещин, выделено три градации. 4 - самый проницаемый, аномально-трещиноватый, 5 - промежуточный; 6 - наименее проницаемый из тех, что значимо влияют на интенсивность поглощения в первичном вскрытии горизонтальным стволом. Зона репрессии (1) в свою очередь характеризуется зоной неприемлемой при бурении интенсивности поглощения более 10-12 м3/час (7) и зоной приемлемой при бурении интенсивности поглощения до 10-12 м3/час (8). Диапазон эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) (9) показан пунктирными линиями. Пересечение линий диапазона ЭЦП (9) с линиями допустимого индекса поглощений (зона неприемлемой при бурении интенсивности поглощения) (7) и допустимой депрессии на пласт (для трещин более 10 мм) (4) характеризует максимальную длину горизонтального ствола. Все расчеты ведутся исходя из применения технологии горизонтального бурения на комбинированном регулируемом давлении.

На основании графика при заданных условиях (предельные значения репрессии и депрессии) максимально возможная длина горизонта составляет около 500 м. Так, мы можем вычислить технологически максимально возможную длину горизонтального ствола для каждой из трех градаций проницаемости кластеров трещин. С учетом предполагаемого диапазона проницаемости трещинной системы, вскрываемой горизонтальным стволом, эта величина будет отличаться и также может быть вычислена (оценена), при этом диапазон возможных значений забойного давления при приближении к критической точке (максимально возможному забою) равномерно сужается и превращается в точку.

Для выбранных условий бурения горизонтального ствола колебания эквивалентной циркуляционной плотности варьируются в диапазоне 0,01 г/см3, что составляет ориентировочно 1% от гидростатического давления. Для других природно-технических условий данная величина должна определяться опытным путем проведения фактических замеров в скважине, либо по данным с ранее пробуренных скважин.

Способ определения максимальной технологически возможной длины горизонтального ствола с учетом всех значимых критериев позволяет учитывать сложное геологическое строение продуктивного карбонатного рифейского резервуара и позволяет оценить технико-технологические возможности бурения горизонтальных скважин на этапе проектирования.

Способ основывается на прототипе, с учетом введения дополнительного критерия, предложенного авторами, и позволяет оперативно оценить технологически возможную длину горизонтального ствола для различных градаций трещинных систем.

Способ определения максимальной длины горизонтального ствола в условиях каверново-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта с аномально низким пластовым давлением, включающий определение коэффициентов аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу, отличающийся тем, что проводят определение и анализ градаций проницаемости каверново-трещинного пласта на основе ранее пробуренных скважин, далее строят график диапазонов допустимых депрессий/репрессий; дополнительно оценивают диапазон колебания эквивалентной циркуляционной плотности в конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров колебаний забойного давления в скважине, рассчитывают эквивалентную циркуляционную плотность с учетом колебаний забойного давления, характеризующуюся на графиках толщиной линии; затем строят график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола и, исходя из графика, на пересечении диапазонов допустимых репрессий/депрессий и диапазона эквивалентной циркуляционной плотности определяют максимально возможную длину горизонтального ствола.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой или газоконденсатной шапки или без такового.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. При осуществлении способа разработки неоднородного нефтяного месторождения проводят выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к разработке газовых низкопроницаемых залежей с подстилающей контурной водой. Технический результат - повышение эффективности размещения скважин за счет учета участков с ненулевой эффективной газопроницаемостью.

Группа изобретений относится к позиционированию площадок - платформ под буровую установку для разработки месторождения горизонтальными скважинами с учетом предопределенных границ и наземных и/или подземных препятствий.

Предложена группа изобретений в отношении способа оптимального размещения горизонтальных скважин и программного носителя информации, способствующих максимальному покрытию горизонтальными скважинами предварительно заданной области с нерегулярными границами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для разработки линзовидных зон подземного пласта. Дренажные скважины могут быть использованы для направления текучей среды к центральной эксплуатационной скважине в подземной скважинной системе.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Группа изобретений относится к обработке окружающей скважину среды для интенсификации притока. Технический результат – повышение эффективности обработки.

Способ может быть использован на предприятиях газодобывающей, газоперерабатывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, входящих в единый технико-экономический региональный кластер.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов. Технический результат - интенсификация добычи нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских отложений.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к добыче углеводородов, а именно к разработке нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации. Технический результат – повышение эффективности способа эксплуатации за счет своевременности ввода необходимых методов увеличения нефтеотдачи.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твёрдых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с нагнетанием газа путем перепуска его из других объектов данного пласта или соседних месторождений углеводородов. Технический результат - повышение отбора нефти из нефтяной залежи. По способу осуществляют выбор объектов для воздействия на пласт и увеличения коэффициента нефтеотдачи. Проводят лабораторные исследования нефти и газа выбранных объектов для определения условий, обеспечивающих эффективное вытеснение из породы пласта-коллектора нефти газом. Определяют предельно допустимые в процессе перепуска газа в нефтяную залежь значения пластового давления на водонефтяном контакте и величины газового фактора нефти, отбираемой из нефтяной залежи в зоне воздействия на пласт перепускаемым газом. Перепуск в нефтяной пласт из газонасыщенного пласта или газовой шапки газа осуществляют в циклическом режиме. Продолжительность цикла перепуска газа в нефтенасыщенную залежь устанавливают на основе регулярно измеряемых значений текущих величин пластового давления на границе водонефтяного контакта, которые должны быть не выше значений давления контактирующей с нефтяной залежью пластовой воды, а величина газового фактора - соответствующей условиям работы нефтяных добывающих скважин без прорыва в них перепускаемого в нефтяную залежь газа. Следят за изменением газового фактора по всем добывающим скважинам и при прорыве в них газа, перепускаемого в нефтяную залежь, дебит добывающих скважин регулируют или эти скважины временно останавливают. Следят за изменением пластового давления или за уровнями жидкости в зоне, близкой к текущему водонефтяному контакту, и при достижении значений, близких к давлению в водоносной зоне, изменяют режим перепуска газа или временно прекращают перепуск. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин. Техническим результатом является повышение точности расчета максимальной длины горизонтального ствола для конкретного типа трещинного коллектора и углеводородной системы. Способ включает определение коэффициентов аномальности, гидроразрыва, поглощения, глубины по стволу, глубины вертикальной, плотности бурового раствора, эквивалентной циркуляционной плотности с учетом распределения по стволу. При этом проводят определение и анализ градаций проницаемости каверново-трещинного пласта на основе ранее пробуренных скважин, далее строят график диапазонов допустимых депрессийрепрессий; дополнительно оценивают диапазон колебания эквивалентной циркуляционной плотности в конкретной точке горизонтального ствола скважины на основе фактических замеров колебаний забойного давления в скважине, рассчитывают эквивалентную циркуляционную плотность с учетом колебаний забойного давления, характеризующуюся на графиках толщиной линии; затем строят график совмещенных давлений для интервала горизонтального ствола и, исходя из графика, на пересечении диапазонов допустимых репрессийдепрессий и диапазона эквивалентной циркуляционной плотности определяют максимально возможную длину горизонтального ствола. 4 ил.

Наверх