RU2260111C1 - Способ создания системы фильтрации продуктивного пласта через добывающую скважину - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и более конкретно может быть использовано в газовых и/или нефтяных добывающих скважинах для обеспечения усиленной добычи углеводородов из мощных неоднородных продуктивных залежей через созданную систему фильтрации, обеспечивающую длительный межремонтный срок эксплуатации скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности увеличения скважности системы фильтрации в ближней зоне продуктивной залежи, прилегающей к добывающей скважине, при одновременном снижении затрат средств и времени на создание системы фильтрации за счет использования естественной трещиноватости различной ориентации. Сущность изобретения: способ включает вырезку окна в обсадной колонне скважины в интервале покрышки продуктивной залежи. Осуществляют дополнительное вскрытие отдельных продуктивных пластов, и/или пропластков, и/или линз этой залежи через вырезанное окно боковыми каналами. Помещают в боковые каналы и основной ствол скважины фильтрующий материал под давлением раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивной залежи. Фиксируют эти трещины для активации фильтрации флюида продуктивной залежи в добывающую скважину. В периферийные боковые каналы, в большей степени отстоящие от основного ствола скважины, фильтрующий материал помещают под давлением, превышающим давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивной залежи. 7 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и более конкретно может быть использовано в газовых и/или нефтяных добывающих скважинах для обеспечения усиленной добычи углеводородов в мощных неоднородных продуктивных залежах и увеличения КИНиГ пластов через созданную систему фильтрации, обеспечивающую длительный межремонтный срок эксплуатации скважин.

Известно, что среднестатистическая величина подвижного углеводородного флюида в продуктивной залежи, который может фильтроваться, а следовательно, и может быть извлечен, достигает 70%. Однако реальный коэффициент извлечения флюида, в частности нефти, не превышает в настоящее время 35%.

Повышение коэффициента извлечения флюида из продуктивной залежи является одной из главных и трудных задач газонефтяной промышленности.

Одной из проблем, препятствующей этому, является недоучет сложнейших, всегда не типичных геологических условий, определяющих сложную природу газогидродинамических явлений, свойственных разработке неоднородных залежей. При этом подчеркивается, что учесть эту природу в каждом конкретном случае и в полной мере не представляется возможным.

Предложенное изобретение является попыткой компенсации недостающих геологических условий технологическими приемами.

Известен способ создания системы фильтрации продуктивного пласта через добывающую скважину, включающий вырезку окна в обсадной колонне скважины и дополнительное вскрытие пропластков залежи через вырезанное окно боковыми перфорационными каналами различной конфигурации (см., например, пат. РФ №2212525, кл. Е 21 В 43/11, 20.09.2003).

Недостатком известного способа является то, что способ предусматривает вскрытие всех продуктивных пропластков и сложную конфигурацию боковых перфорационных каналов, ведущую к значительным затратам средств и времени для сооружения системы фильтрации. При этом не исключено, что значительное количество боковых каналов может оказаться непродуктивным изначально или очень быстро достигнет такого состояния ввиду сложности контроля за фактическим пространственным положением боковых каналов относительно именно продуктивных пропластков.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности способа за счет возможности увеличения скважности системы фильтрации в ближней зоне продуктивной залежи, прилегающей к добывающей скважине, при одновременном снижении затрат средств и времени на создание системы фильтрации за счет использования естественной трещиноватости различной ориентации.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ создания системы фильтрации продуктивного пласта через добывающую скважину включает вырезку окна в обсадной колонне скважины в интервале покрышки продуктивной залежи, дополнительное вскрытие отдельных продуктивных пластов, и/или пропластков, и/или линз этой залежи через вырезанное окно боковыми каналами, помещение в боковые каналы и основной ствол скважины фильтрующего материала под давлением раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивной залежи и фиксирование этих трещин для активации фильтрации флюида продуктивной залежи в добывающую скважину, при этом в периферийные боковые каналы, в большей степени отстоящие от основного ствола скважины, фильтрующий материал помещают под давлением, превышающим давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивной залежи.

Кроме того:

в качестве продуктивной залежи принята газовая, или нефтяная, или газонефтяная, или нефтегазовая, или газоконденсатная залежь;

заколонное пространство добывающей скважины в зоне покрышки продуктивной залежи герметизируют через вырезанное окно в обсадной колонне;

в зоне вырезанного окна в обсадной колонне скважину расширяют, удаляют цементный камень, а герметизацию скважины в зоне покрышки продуктивной залежи осуществляют тампонажным материалом, устойчивым к динамическим нагрузкам и знакопеременным деформациям обсадной колонны при эксплуатации скважины;

продуктивную залежь вскрывают боковыми стволами в количестве, меньшем суммарного количества продуктивных пластов, или пропластков, или линз залежи;

в качестве фильтрующего материала принимают пропант с гидрофобным покрытием;

вскрытие продуктивной залежи боковыми каналами осуществляют на расстоянии от основного ствола добывающей скважины, превышающем его зону кольматации;

боковые каналы выполняют наклонными или наклонно-горизонтальными и разветвленными.

Сущность изобретения заключается в том, что в соответствии с настоящим изобретением нет необходимости создания боковых каналов сложной траектории на каждый отдельный продуктивный пласт, и/или пропласток, и/или линзу неоднородной залежи. Достаточно создать лишь часть таких каналов, причем по самой простой траектории, но при таком условии их последующего заканчивания, что они обеспечат сообщение всех отдельных продуктивных разностей - например, пластов, пропластков или линз в единую фильтрационную систему, пронизывающую всю толщину продуктивной залежи и связанную с основным стволом добывающей скважины. Для этого способ предусматривает заполнение боковых каналов и основного ствола скважины фильтрующим материалом - пропантом, например, естественного вида из сортированных по крупности, например, гравия, и/или песка, и/или щебня основных пород. Может быть использован пропант искусственного изготовления различной конфигурации и вида. Для достижения наилучших условий фильтрации в основной ствол скважины именно углеводородной продукции применяют пропант с гидрофобным покрытием. Это обеспечит значительное снижение обводнения углеводородной продукции. Пропант помещают под давлением раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивной залежи. Эти трещины объединяют между собой все продуктивные разности неоднородной по проницаемости залежи по ее толщине в единую газодинамическую или гидродинамическую систему фильтрации и обеспечивают стабильный приток углеводородной продукции с дренированием продуктивной залежи в поршневом режиме всей ее толщей. Пропантом заполняют часть ствола скважины или канала, сопоставимую со вскрытой продуктивной разностью. Эта часть ствола может быть принята не менее толщины вскрытой продуктивной разности и превышать ее, например, не более чем на 10%. Вскрытые вертикальные трещины фиксируют, например, выдержкой давления или передачей в основной ствол и/или боковые стволы ударных нагрузок, например, поперечных, и/или вибраций низкочастотных и/или высокочастотных, что обеспечивает поступление пропанта непосредственно в трещины в большем объеме и уплотнение его укладки в этих трещинах.

Периферийные боковые каналы, в большей степени отстоящие от основного ствола скважины, заполняют фильтрующим материалом под давлением, превышающим давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивной залежи. При таком давлении вскрываются уже горизонтальные трещины продуктивной залежи. Наличие сети боковых стволов создает зону напряженного состояния массива в ближней прискважинной зоне основного ствола и автоматически обеспечивает самонаведение горизонтальных трещин из одних боковых каналов на другие боковые каналы и/или на ствол основной скважины. За счет этого система фильтрации представляет собой уже сеть взаимно перекрещивающихся трещин, соединяющих действительно все продуктивные разности залежи с выводящими боковыми каналами и основным стволом.

Для повышения эффективности работы созданной системы фильтрации заколонное пространство добывающей скважины в зоне покрышки продуктивной залежи герметизируют для исключения потерь углеводородной продукции, предотвращения снижения пластового давления в залежи, влияющего на режим ее разработки. Для повышения эффективности изоляционных работ в зоне вырезанного окна в обсадной колонне скважину расширяют, удаляют цементный камень. Герметизацию скважины в зоне покрышки продуктивной залежи осуществляют тампонажным материалом, устойчивым к динамическим нагрузкам и знакопеременным деформациям обсадной колонны при эксплуатации скважины.

Вскрытие продуктивной залежи боковыми каналами можно осуществлять по различным схемам в зависимости, например, от изначальных свойств продуктивной залежи или от состояния этой залежи в результате разработки. Если имеется в виду последний вариант, то боковыми стволами вскрывают продуктивные разности залежи на расстоянии от основного ствола добывающей скважины, превышающем, например, его зону кольматации.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно по соседним скважинам или по данной добывающей скважине определяют усредненную приемистость продуктивной залежи. При этом дополнительно с помощью геофизических исследований контролируют охват закачиваемым агентом продуктивного пласта по его мощности при разных величинах давления закачки. Строят профиль приемистости скважины, а также кривые восстановления давления.

При достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, получают давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивной разности залежи. Осуществляют дальнейшее повышение давления закачки. Для этого увеличивают расход закачиваемого агента. Давление поднимают до критического давления. Это отмечают резким увеличением приемистости продуктивного пласта. Давление резкого, скачкообразного, повышения приемистости характеризует давление вскрытия горизонтальных трещин.

За рабочее давление принимают давление ниже достигнутого критического, например, на 5-10%, но не ниже эффективного давления. Осуществляют пробную закачку в продуктивный пласт (его вертикальные трещины) пропанта. Его закачивают до повышения давления в пределах критического.

Затем осуществляют пробную закачку рабочего агента. Ее осуществляют с контролем приемистости продуктивного пласта в зависимости от давления закачки. Если эффективной приемистости достигают при давлении, меньшем эффективного, например, на 30-50%, то вышеотмеченный режим рекомендуют для дальнейших работ.

Если этого не достигают, то это свидетельствует о том, что в вертикальных трещинах не удалось создать фильтрующий и фиксирующий эти трещины каркас из пропанта. Поэтому операции повторяют до получения стабильных результатов.

В качестве пропанта подготавливают гравий, или песок, или гранулы горных пород, или гранулы искусственного происхождения любой формы, в том числе сферической, цельные и/или полые.

Затем осуществляют вырезку окна в обсадной колонне скважины в интервале покрышки продуктивной залежи. Осуществляют дополнительное вскрытие отдельных продуктивных разностей залежи через вырезанное окно боковыми каналами. Помещают в боковые каналы и основной ствол скважины фильтрующий материал под ранее определенным давлением раскрытия естественных вертикальных трещин. Затем фиксируют эти трещины. Для этого давление раскрытия трещин выдерживают в течение времени, на колонны стволов передают поперечные колебания для активации рассредоточения пропанта в трещины и закрепления его в этих трещинах. В периферийные боковые каналы фильтрующий материал помещают под давлением, превышающим давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивной залежи.

В результате вскрытия сети естественных взаимно прекрещивающихся трещин между боковыми каналами и основным стволом скважины, закрепленных пропантом, получают активную систему фильтрации в ближней зоне продуктивной залежи, прилегающей к добывающей скважине, за счет минимального количества боковых каналов при их упрощенной траектории. При этом в ряде случаев нет необходимости точной ориентации боковых каналов на продуктивные разности залежи. Связь с продуктивными разностями основного ствола и боковых стволов обеспечивает сеть вскрытых по способу естественных трещин, в значительной степени повышающих скважность системы фильтрации в сравнении с известным способом.

Claims (8)

1. Способ создания системы фильтрации продуктивного пласта через добывающую скважину, включающий вырезку окна в обсадной колонне скважины в интервале покрышки продуктивной залежи, дополнительное вскрытие отдельных продуктивных пластов, и/или пропластков, и/или линз этой залежи через вырезанное окно боковыми каналами, помещение в боковые каналы и основной ствол скважины фильтрующего материала под давлением раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивной залежи и фиксирование этих трещин для активации фильтрации флюида продуктивной залежи в добывающую скважину, при этом в периферийные боковые каналы, в большей степени отстоящие от основного ствола скважины, фильтрующий материал помещают под давлением, превышающим давление раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивной залежи.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве продуктивной залежи принята газовая, или нефтяная, или газонефтяная, или нефтегазовая, или газоконденсатная залежь.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что заколонное пространство добывающей скважины в зоне покрышки продуктивной залежи герметизируют через вырезанное окно в обсадной колонне.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что в зоне вырезанного окна в обсадной колонне скважину расширяют, удаляют цементный камень, а герметизацию скважины в зоне покрышки продуктивной залежи осуществляют тампонажным материалом, устойчивым к динамическим нагрузкам и знакопеременным деформациям обсадной колонны при эксплуатации скважины.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что продуктивную залежь вскрывают боковыми стволами в количестве, меньшем суммарного количества продуктивных пластов, или пропластков, или линз залежи.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве фильтрующего материала принимают пропант с гидрофобным покрытием.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что вскрытие продуктивной залежи боковыми каналами осуществляют на расстоянии от основного ствола добывающей скважины, превышающем зону его кольматации.

8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что боковые каналы выполняют наклонными или наклонно-горизонтальными.