способ бурения скважин и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов

Формула изобретения

Способ бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов, включающий

бурение эксплуатационных скважин на выбранный в качестве основного объекта разработки нижний пласт;

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, отличающийся тем, что когда над основным разрабатываемым объектом в виде нижнего высокопроницаемого пласта расположен низкопроницаемый пласт с аномально высоким пластовым давлением, а разработку месторождения осуществляют кустами скважин, кустовое бурение скважин производят в два этапа:

на первом этапе на каждом кусте производят бурение перепускных скважин, через которые осуществляют перепуск флюида из верхнего высоконапорного пласта в нижний низконапорный пласт;

причем бурение перепускных скважин осуществляют с многоствольными горизонтальными окончаниями в оба пласта,

а выше интервала зарезки боковых стволов в верхний низкопроницаемый пласт устанавливают непроницаемый раздел, например, в виде цементного моста, после чего выше его 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.

Описание изобретения к патенту

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 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 многопластового газового или газоконденсатного месторождения, включающий бурение добывающих скважин и перепуск газа из нижнего пласта в верхний с регулировкой давления (Патент РФ №2034131, кл. Е 21 В 43/00, 30.04.95).

Недостатками известного способа являются:

1) ограничение объемов добычи газа из верхнего объекта разработки, т.к. необходимо поддерживать равенство объемов добываемого и перепускаемого газа, причем нижний пласт активно не разрабатывается;

2) возможные потери газа при перепуске в наиболее проницаемые пропластки верхнего объекта в области газоводяного контакта (ГВК);

3) увеличение капитальных затрат за счет увеличения фонда скважин на верхний основной объект и раздельной их эксплуатации;

4) необходимость подачи ингибитора гидратообразования в скважины, пробуренные на верхний низконапорный и низкотемпературный пласт.

Известен способ разработки многопластовых газовых месторождений (Патент РФ №2135748, кл. Е 21 В 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.

Задачей изобретения является сокращение капитальных затрат на бурение скважин и повышение эффективности разработки месторождения.

Для достижения этого технического результата в известном способе бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов, включающем:

- бурение эксплуатационных скважин на выбранный в качестве основного объекта разработки нижний пласт,

- предварительный, регулируемый по давлению, перепуск флюида из высоконапорного пласта в зону распространения флюида в низконапорном пласте, ограниченную контактом флюида с пластовой водой, при закрытых скважинах на устье;

- и последующую эксплуатацию месторождения,

СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ

- в случае, когда над основным разрабатываемым объектом в виде нижнего высокопроницаемого пласта расположен низкопроницаемый пласт с аномально высоким пластовым давлением, а разработка месторождения осуществляется кустами скважин, кустовое бурение скважин производят в два этапа:

- на первом этапе на каждом кусте производят бурение перепускных скважин, через которые осуществляют перепуск флюида из верхнего высоконапорного пласта в нижний низконапорный пласт;

- причем бурение перепускных скважин осуществляют с многоствольными горизонтальными окончаниями в оба пласта,

- а выше интервала зарезки боковых стволов в верхний низкопроницаемый пласт устанавливают непроницаемый раздел, например в виде цементного моста, после чего выше него 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.

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 разделом, в случае, когда над основным объектом разработки в виде высокопроницаемого низконапорного пласта 2 расположен низкопроницаемый пласт 1 с аномально высоким пластовым давлением, и разработка верхнего пласта 1 при раздельной эксплуатации малорентабельна, причем схема разработки месторождения предполагает добычу полезного флюида из нижнего пласта 2 кустовым способом, кустовое бурение скважин осуществляют в два этапа.

На первом этапе на каждом кусте производят бурение перепускных скважин 3 на выбранный в качестве основного объекта разработки нижний низконапорный пласт 2. При этом вертикальным стволом 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.

После спуска обсадной колонны и ее цементирования из вертикального ствола в верхний пласт бурят боковые стволы 4 с горизонтальными окончаниями для ускорения процесса перепуска флюида из верхнего низкопроницаемого пласта 1 в нижний высокопроницаемый пласт 2. После этого выше интервала зарезки боковых стволов 4 в обсадной колонне устанавливают непроницаемый раздел 5, например в виде цементного моста, с последующим бурением бокового ствола 6 с горизонтальными окончаниями 7 на нижний высокопроницаемый пласт 2, причем интервал зарезки бокового ствола 6 располагается выше непроницаемого раздела 5. После разбуривания непроницаемого раздела 5 в вертикальный ствол спускают лифтовую колонну насосно-компрессорных труб с оборудованием, регулирующим и контролирующим давление и количество перепускаемого флюида, закрывают устье скважины 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 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 8 с радиусом, постоянно увеличивающимся во времени.

При этом количество q перепускаемого флюида из высоконапорного пласта 1 за время перепуска t определяется из выражения:

где q - количество перепускаемого флюида;

- средний коэффициент гидропроводности для пластов 1 и 2,

где

где

k₁ и k ₂ - проницаемость пластов 1 и 2;

h ₁ и h₂ - эффективная толщина пластов 1 и 2;

- вязкость перепускаемого флюида;

р _ст - давление в стандартных условиях;

р ₁ и р₂ - пластовые давления в пластах 1 и 2;

t - время перепуска флюида;

_ср - средняя пьезопроводность пластов 1 и 2;

где

_ср - пьезопроводность пластов 1 и 2.

А забойные давления р_1з и р _2з в интервале вскрытия верхнего 1 и нижнего 2 пластов определяются из выражения:

где

- переменная интегрирования;

d - расстояние между забоями перепускных скважин.

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 9, в конструкции которых благодаря уменьшению пластового давления в верхнем пласте и увеличению пластового давления в нижнем пласте 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 9 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 Ka=1,23;

- запасы газа - 200 млрд. м³;

б) сеноман

- глубина залегания 920 м,

- средняя газонасыщенная толщина - 35 м,

- пластовое давление - 9,2 МПа,

- запасы газа - 600 млрд. м³.

Для осуществления заявляемого способа на стадии геологоразведочных работ была осуществлена опытно-промышленная эксплуатация, и с этой целью в южной части месторождения одну из разведочных скважин использовали как перепускную, для чего из вертикального ствола выше пласта 1 осуществили зарезку и бурение бокового ствола 4 с горизонтальным окончанием на верхний высоконапорный пласт 1. Выше интервала зарезки бокового ствола 4 в вертикальном стволе 3 установили непроницаемый раздел 5 в виде цементного моста и выше него осуществили зарезку и бурение бокового ствола 6 с горизонтальным окончанием 7 на нижний высокопроницаемый пласт 2.

После разбуривания непроницаемого раздела 5 в вертикальный ствол спустили лифтовую колонну насосно-компрессорных труб с оборудованием, регулирующим и контролирующим давление и количество перепускаемого флюида, закрыли устье скважины 3 и осуществили переток газа из сенона (пласт 1) в сеноман (пласт 2).

В течение 2-х лет забойное давление в интервале сенона снизилось до 7,8 МПа, а в интервале сеномана повысилось до 9,3 МПа. При этом объем поступившего газа из сенона в сеноман составил по показаниям контрольно-регулирующей аппаратуры 480 млн. м ³, а радиус зоны дренажа по расчетам составил: в сеноне - 1500 м, а в сеномане - 500 м. Затем на кусте было осуществлено эксплуатационное бурение в количестве четырех наклонно направленных скважин и осуществлена добыча газа из сеномана.

В течение года добыча газа с куста составила 100 млн. м ³, 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 существующими в настоящее время способами сокращение капитальных затрат на бурение и позволяет эффективно вырабатывать ресурсы обоих эксплуатационных объектов.