способ заканчивания скважины

Формула изобретения

СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ, включающий выполнение открытого горизонтального ствола в продуктивном пласте, отличающийся тем, что на горизонтальном участке ствола скважины выполняют радиальные по отношению к стволу скважины кольцевые щели в материале пласта, причем соотношение радиуса щелей к расстоянию между соседними щелями не более 1 5.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, конкретно к способам заканчивания скважин с горизонтальным стволом.

Известен способ заканчивания скважин, включающий выполнение открытого (не обсаженного колонной труб) вертикального ствола [1] Однако этот способ заканчивания скважин применим только в устойчивых однородных пластах малой толщины. Кроме этого, недостаток данного способа невозможность в дальнейшем избирательного воздействия на каждый интервал толщины пласта. Такой способ заканчивания не применим при наличии в разрезе чередующихся продуктивных и водоносных горизонтов или пропласт-ков.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ заканчивания скважин, включающий выполнение открытого горизонтального ствола в продуктивном пласте [2] Отличительные особенности этого способа регулируемая длина горизонтального участка ствола (до 400-800 м) и большая площадь контакта ствола с продуктивным пластом. За счет этих показателей обеспечивается более высокая продуктивность скважины с горизонтальным стволом. Недостаток этого способа заканчивания обусловлен тем, что горизонтальный ствол расположен по напластованию продуктивных пород. Такой способ заканчивания обеспечивает хорошую гидродинамическую связь ствола скважины с пластом лишь в горизонтальной плоскости (по напластованию). В вертикальной плоскости (перпендикулярной к напластованию) эта связь ограничена (недостаточна) и зависит лишь от случайного пересечения горизонтального участка ствола с проводящими, естественными вертикальными трещинами. Поэтому основной недостаток известного способа заканчивания малая зона дренирования в плоскости, перпендикулярной к напластованию пород; зона фильтрации характеризуется узким охватом по толщине пласта, что уменьшает приток нефти и газа в скважину. Поэтому ствол скважины в пласте стараются изгибать, придавая ему синусоидальный профиль. Но придание стволу такой геометрии связано с большими техническими и технологическими трудностями, значительными затратами и осложнениями.

Цель изобретения повышение эффективности заканчивания скважин за счет дополнительного сообщения горизонтального ствола скважины с большим числом естественных трещин и фильтрационных каналов и обеспечения большей площади фильтрации углеводородов в скважину.

Достигается это теми, что на горизонтальном участке ствола скважины выполняют радиальные по отношению к стволу скважины кольцевые щели в материале пласта, причем соотношение радиуса щелей к расстоянию между соседними щелями не более 1:5.

Техническим эффектом является резкое (краткое) увеличение проницаемости пласта в плоскости, перпендикулярной напластованию по всей длине горизонтального участка ствола скважины.

На чертеже изображена схема забоя скважины.

Количество кольцевых щелей 1 на горизонтальном участке ствола 2 скважины определяют исходя из технической необходимости, в зависимости от длины горизонтального ствола L, величины радиуса щелей r и горно-геологических условий залегания продуктивных пород. Кольцевые щели выполняют известными способами абразивно-струйной технологии, например гидропескоструйными перфораторами.

Исследования (математическое моделирование) показали, что кольцевые щели следует выполнять на определенных расстояниях друг от друга в зависимости от радиуса (глубины проникновения в пласт) щелей. Например, при r 1 м, l не должно быть меньше 5 м; при r 2 м, l не должно быть меньше 10 м. Изменение l в большую сторону при этих значениях r не ограничивается.

Таким образом, отличительным признаком является определенное соотношение радиуса кольцевых щелей к расстоянию между щелями, а именно соотношение r:l не должно быть больше, чем 1:5. При увеличении этого соотношения происходит наложение (явление интерференции) влияния одной щели на соседние. Приток флюида в скважину при этом уменьшается, и эффект от образования щелей резко падает. Кроме этого, происходит уменьшение прочности межщелевых блоков породы, что повышает возможность разрушения забоя.

Преимущества нового способа заканчивания скважины доказаны расчетным путем и математическим моделированием на основе уравнений установившегося притока к скважине с горизонтальным стволом и исследованиями.

Установившийся приток к скважине с горизонтальным стволом (известный способ) определяется по формуле

q_н где a 0,5+0,25+

К_н проницаемость в плоскости напластования;

h толщина пласта;

Р перепад давления;

- вязкость нефти;

- пластовый объемный фактор нефти;

L длина горизонтального ствола;

r- радиус скважины;

r_ен радиус дренирования по напластованию;

отношение проницаемости в плоскости напластования и перпендику- лярно к ней

Отношение значительно больше 1 и доходит до 10.

Приток к забою скважины, выполненному по предлагаемому способу заканчивания, увеличивается за счет уменьшения (за счет увеличения К_v) и дополнительного притока жидкости из новой зоны дренирования вертикального направления

q_v где

a₁ 0,5+0,25+ где r_ev радиус дренирования в плоскости, перпендикулярной к напластованию.

Расчет показывает, что при первона- чальном 3, типичное соотношение

в карбонатах увеличение притока нефти в скважину с новым забоем 1 будет в пределах 2-5 раза в зависимости от мощности пласта.