RU2370640C1

RU2370640C1 - Method of drilling wells and development of multibed deposits of hydrocarbons with non-uniform geological conditions of bed attitudes

Info

Publication number: RU2370640C1
Application number: RU2008109468/03A
Authority: RU
Inventors: Булат Юсупович Хайруллин (RU); Булат Юсупович Хайруллин; Олег Леонидович Витязев (RU); Олег Леонидович Витязев; Родион Иванович Медведский (RU); Родион Иванович Медведский
Original assignee: Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш"
Priority date: 2008-03-11
Filing date: 2008-03-11
Publication date: 2009-10-20

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: method consists in following: at first stage wells are drilled by two-stage cluster method into lower bed of high permeability chosen as main object of development; by-pass wells are drilled at each cluster into bed of low permeability with abnormally high bed pressure located over above said bed; structure of by-pass wells includes side wells with horizontal ends into both beds; pressure controlled overflow of fluid is performed via horizontal ends from upper high pressure bed into lower low pressure bed into zone of fluid spread limited with its contact with water with closed at wellhead wells; cement bridge as drilled impermeable parting is installed in main borehole above upper bed and between intervals of kick-offs of side boreholes; at second stage, when bed pressure in interval of exposing of upper high pressure bed drops to value exceeding hydrostatic pressure for not more, than 5-10 %, each cluster of producing wells is drilled; further deposit is operated with clusters producing fluid from lower bed. According to the invention the by-pass wells are drilled to high-permeable lower bed with preliminary overlaying the upper bed with a cased column; the side boreholes are drilled with horizontal ends into a lower bed from the main borehole; drilling fluid is replaced from the side boreholes and the main borehole by activated stream from the lower bed; the side boreholes with horizontal ends are drilled into the upper bed; drilling agent is replaced from the side boreholes and main borehole by activated stream from the upper bed. Also installation and drilling of impermeable parting is performed with the pressure tight well head and at depression.

EFFECT: reduced capital expenditure for drilling and efficient development of resources of both operational objects.

1 ex, 2 dwg

Description

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.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the drilling and development of multi-layer hydrocarbon deposits (oil, gas or gas condensate) in the case when a low-permeable production formation with an abnormally high reservoir pressure is located above the main developed object in the form of a highly permeable reservoir and its development with separate operation is unprofitable.

Известен способ разработки многопластовых газовых месторождений (патент РФ №2135748, кл. E21B 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.A known method for the development of multilayer gas fields (RF patent No. 2135748, class E21B 43/16, 43/14, 08/27/99.), Including drilling production wells on the lower high-pressure formation in an amount that ensures the planned gas production from the entire field, and preliminary , pressure-controlled, gas bypass before production begins on a single drilled grid of wells from the lower formation to the roof of the upper low-pressure formation with closed wells at the wellhead and until the formation and bottomhole pressures are equal in the interval of opening the low ornogo formation followed by co-operation of both the upper and lower layers, and with a water content lower reservoir Obvodny wells is transferred to the upper layer operation.

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.The disadvantage of this method is the high cost of drilling wells in the case when the overlying productive formation (group of formations) is composed of low-permeability reservoir rocks and has an abnormally high reservoir pressure (ARP), that is, it is more high-pressure compared to the lower located productive reservoir, reservoir pressure in which is equal to or less than hydrostatic. Therefore, in accordance with safety requirements, the opening of the upper formation must be performed with heavier drilling fluids, and to exclude their impact on the reservoir properties of the lower formation and to prevent the absorption of drilling fluid, tight separation of the layers is necessary, for which the upper formation must be covered by casing and cemented, after which opening of the lower layer on more lightweight drilling fluids.

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.The complication of the design of the well due to the introduction of an additional technical string, the time required to shut off the upper formation and the additional costs of materials (casing, weighting of drilling mud and cement) significantly increase the cost of production wells for the lower highly permeable formation selected as the main development target.

Известен способ бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов (патент РФ №2295632, кл. E21B 43/14, 7/04, 13.03.2006), включающий:A known method of drilling and development of multilayer hydrocarbon deposits with heterogeneous geological conditions of occurrence of productive formations (RF patent No. 2295632, class E21B 43/14, 7/04, 03/13/2006), including:

- двухэтапное кустовое бурение эксплуатационных скважин на выбранный в качестве основного объекта разработки высокопроницаемый нижний пласт, над которым расположен низкопроницаемый пласт с аномально высоким пластовым давлением;- two-stage cluster drilling of production wells for a high-permeability lower layer selected as the main development object, over which a low-permeability layer with an abnormally high formation pressure is located;

- 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;- preliminary, pressure-controlled, fluid transfer from the high-pressure formation to the fluid distribution zone in the low-pressure formation, limited by the contact of the fluid with water, with closed wells at the wellhead;

- и последующую эксплуатацию месторождения кустами скважин,- and subsequent operation of the field with well clusters,

- причем на первом этапе на каждом кусте производят бурение перепускных скважин с многоствольными горизонтальными окончаниями в оба пласта, через которые осуществляют перепуск флюида из верхнего высоконапорного пласта в нижний низконапорный пласт;- moreover, at the first stage, bypass wells are drilled at each wellbore with multi-lateral horizontal endings in both reservoirs, through which fluid is transferred from the upper high-pressure formation to the lower low-pressure formation;

- а выше интервала зарезки боковых стволов в верхний низкопроницаемый пласт устанавливают непроницаемый раздел, например в виде цементного моста, выше которого осуществляют бурение бокового ствола на нижний высокопроницаемый пласт и последующее разбуривание непроницаемого раздела;- and above the cutoff interval of the sidetracks, an impermeable section is installed in the upper low-permeable formation, for example, in the form of a cement bridge, above which the sidetrack is drilled onto the lower high-permeability formation and subsequent drilling of the impermeable section;

- 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;- at the second stage, after the reservoir pressure in the opening interval of the upper high-pressure reservoir decreases to a value exceeding the hydrostatic pressure by no more than 5-10%, production wells are drilled on each well;

- и добычу флюида осуществляют из нижнего пласта.- and the production of fluid is carried out from the lower reservoir.

Недостатками известного способа являются повышенные капитальные затраты на бурение перепускной скважины, обусловленные тем, что бурение бокового ствола на нижний высокопроницаемый пласт осуществляется путем его зарезки из основного ствола. Ввиду этого как основной, так и боковой стволы должны пересечь верхний высоконапорный пласт, что увеличивает суммарную величину проходки по этому пласту в два раза. А так как верхний пласт характеризуется аномально высоким пластовым давлением, то в соответствии с правилами безопасности он должен перекрываться технической колонной и цементироваться до устья. Таким образом, в два раза увеличиваются материальные затраты на обсадные трубы и цемент.The disadvantages of this method are the increased capital costs for drilling a bypass well, due to the fact that the drilling of a sidetrack to the lower highly permeable formation is carried out by cutting it from the main trunk. In view of this, both the main and the lateral shafts must cross the upper high-pressure formation, which doubles the total penetration of this formation. And since the upper layer is characterized by an abnormally high reservoir pressure, in accordance with safety rules, it must be blocked by a technical column and cemented to the mouth. Thus, the material costs for casing and cement are doubled.

Кроме того, расположение интервала зарезки бокового ствола на верхний пласт над непроницаемым разделом и, соответственно, над интервалом зарезки бокового ствола на нижний пласт приводит к нерациональному расходованию пластовой энергии верхнего пласта на подъем флюида вверх к интервалу зарезки бокового ствола на нижний пласт, что снижает эффективность работы перепускной скважины.In addition, the location of the sidetracking interval on the upper formation above the impermeable section and, accordingly, on the sidetracking interval on the lower formation leads to wasteful use of formation energy of the upper formation to raise the fluid upward to the sidetracking interval to the lower formation, which reduces the efficiency bypass well operation.

Эффективность перепуска флюида из верхнего пласта в нижний будет в известном способе снижена также и вследствие того, что утяжеленный буровой раствор, находящийся под непроницаемым разделом в боковых стволах и горизонтальных окончаниях на нижний пласт, после разбуривания непроницаемого раздела вследствие репрессии, т.е. превышения давления в верхнем пласте над давлением в нижнем пласте, немедленно начнет вытесняться флюидом из верхнего пласта в нижний пласт, что ухудшит коллекторские свойства последнего в прискважинной зоне горизонтальных окончаний ввиду ее кольматирования твердой фазой бурового раствора. Тем самым будет снижена приемистость верхнего пласта и интенсивность перетока флюида из верхнего пласта ввиду снижения проницаемости порового пространства горных пород, слагающих нижний пласт.In the known method, the efficiency of transferring fluid from the upper formation to the lower one will also be reduced due to the fact that the weighted drilling fluid located under an impenetrable section in the sidetracks and horizontal endings onto the lower formation after drilling an impenetrable section due to repression, i.e. the excess of pressure in the upper reservoir over the pressure in the lower reservoir will immediately begin to be displaced by fluid from the upper reservoir into the lower reservoir, which will degrade the reservoir properties of the latter in the near-wellbore zone of horizontal endings due to its clogging with the solid phase of the drilling fluid. This will reduce the injectivity of the upper reservoir and the intensity of fluid flow from the upper reservoir due to a decrease in the permeability of the pore space of the rocks composing the lower reservoir.

Задачей изобретения является сокращение капитальных затрат на бурение перепускных скважин и повышение эффективности их работы.The objective of the invention is to reduce capital costs for drilling bypass wells and increase their efficiency.

Для достижения этого технического результата в известном способе бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов, включающем:To achieve this technical result in the known method of drilling and development of multilayer hydrocarbon deposits with heterogeneous geological conditions of occurrence of productive formations, including:

- на первом этапе двухэтапное кустовое бурение скважин на выбранный в качестве основного объекта разработки высокопроницаемый нижний пласт, над которым расположен низкопроницаемый пласт с аномально высоким пластовым давлением,- at the first stage, two-stage cluster drilling of wells for a high-permeability lower layer selected as the main development object, over which a low-permeability layer with an abnormally high reservoir pressure is located,

- с бурением на каждом кусте перепускных скважин, конструкция которых включает боковые стволы с горизонтальными окончаниями в оба пласта, через которые из верхнего высоконапорного пласта в нижний низконапорный пласт, в зону распространения флюида, ограниченную его контактом с водой, при закрытых скважинах на устье осуществляют регулируемый по давлению перепуск флюида;- with drilling on each cluster of bypass wells, the design of which includes lateral shafts with horizontal endings in both layers, through which from the upper high-pressure formation to the lower low-pressure formation, into the zone of fluid distribution limited by its contact with water, adjustable pressure bypass fluid;

- установку в основном стволе над верхним пластом и между интервалами зарезки боковых стволов разбуриваемого непроницаемого раздела - цементного моста;- installation in the main trunk above the upper layer and between the intervals of the sidetracking of the drilled impenetrable section - cement bridge;

- 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%, бурение на каждом кусте эксплуатационных скважин;- at the second stage, after the reservoir pressure in the opening interval of the upper high-pressure reservoir decreases to a value exceeding the hydrostatic pressure by no more than 5-10%, drilling at each well of production wells;

- последующую эксплуатацию месторождения кустами скважин с добычей флюида из нижнего пласта,- subsequent operation of the field by well clusters with production of fluid from the lower reservoir,

СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮACCORDING TO THE INVENTION

- осуществляют бурение перепускных скважин до высокопроницаемого нижнего пласта с предварительным перекрытием верхнего пласта обсадной колонной и последующее бурение из основного ствола боковых стволов с горизонтальными окончаниями в нижний пласт;- bypass wells are drilled to a highly permeable lower formation with preliminary casing overlapping of the upper formation and subsequent drilling from the main trunk of the lateral shafts with horizontal endings into the lower formation;

- вытеснение бурового раствора из боковых стволов и основного ствола путем вызова притока из нижнего пласта;- displacement of drilling fluid from the sidetracks and the main trunk by causing inflow from the lower reservoir;

- бурение боковых пластов с горизонтальными окончаниями в верхний пласт и вытеснение бурового раствора из них и основного ствола путем вызова притока из верхнего пласта,- drilling of lateral formations with horizontal endings into the upper formation and displacement of the drilling fluid from them and the main wellbore by calling the inflow from the upper formation,

- при этом установку и разбуривание непроницаемого раздела осуществляют с герметизированным устьем при депрессии.- at the same time, the installation and drilling of the impermeable section is carried out with a sealed mouth during depression.

На фиг.1 изображена схема заявляемого способа, вид сбоку, на фиг.2 - то же, вид сверху.Figure 1 shows a diagram of the proposed method, side view, figure 2 is the same, top view.

Заявляемый способ осуществляют следующим образом.The inventive method is as follows.

На многопластовом месторождении углеводородов, представленном разнопроницаемыми пластами-коллекторами 1 и 2, разделенными непроницаемым пластом 3, где 1 - низкопроницаемый пласт с аномально высоким пластовым давлением, 2 - высокопроницаемый низконапорный пласт, являющийся основным объектом разработки, кустовое бурение скважин осуществляют в два этапа.In a multilayer hydrocarbon field, represented by different-permeable reservoirs 1 and 2, separated by an impermeable reservoir 3, where 1 is a low-permeability reservoir with an abnormally high reservoir pressure, 2 is a high-permeability low-pressure reservoir, which is the main object of development, cluster drilling of wells is carried out in two stages.

На первом этапе на каждом кусте производят бурение перепускных скважин 4 на выбранный в качестве основного объекта разработки нижний низконапорный пласт 2. При этом основным стволом скважины 4 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 1.At the first stage, bypass wells 4 are drilled at each wellbore to the lower low-pressure formation 2 selected as the main development object. In this case, the upper low-permeable formation 1 with an abnormally high reservoir pressure is opened by the main wellbore 4 with a weighted drilling fluid, the density of which is determined by the necessary excess hydrostatic pressure over abnormally high reservoir pressure of the upper reservoir 1.

После спуска обсадной колонны 5 под подошву пласта 1 в интервал непроницаемого пласта 3 и ее цементирования осуществляют замену утяжеленного бурового раствора на более облегченный буровой раствор, на котором из основного ствола скважины 4 осуществляют бурение боковых стволов 6 с горизонтальными окончаниями 7 в нижний высокопроницаемый пласт 2, характеризующийся нормальным пластовым давлением. Далее осуществляют вызов притока флюида из пласта 2 с целью вытеснения бурового раствора из боковых стволов 6 с горизонтальными окончаниями 7 и основного ствола скважины 4, что производится с целью очистки приствольной зоны горизонтальных окончаний 7 от фильтрата и твердой фазы бурового раствора для улучшения фильтрационных свойств горных пород и их приемистости при перепуске флюида. Тем самым будет повышена эффективность работы перепускной скважины.After lowering the casing 5 under the sole of the formation 1 into the interval of the impermeable formation 3 and cementing it, the weighted drilling fluid is replaced by a more lightweight drilling fluid, on which sidetracks 6 with horizontal ends 7 are drilled from the main wellbore 4 into the lower highly permeable formation 2, characterized by normal reservoir pressure. Then, a fluid inflow from the formation 2 is called in order to displace the drilling fluid from the sidetracks 6 with horizontal ends 7 and the main wellbore 4, which is done in order to clean the near-stem zone of the horizontal ends 7 from the filtrate and the solid phase of the drilling fluid to improve the filtration properties of rocks and their throttle response during fluid bypass. This will increase the efficiency of the bypass well.

Установку непроницаемого раздела 8 в виде цементного моста производят в обсадной колонне 5 над пластом 1, а поскольку в ней находится под давлением флюид из пласта 2, то для спуска насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) с целью установки непроницаемого раздела 8, устье ствола скважины 4 герметизируют для предотвращения флюидопроявления, выброса или открытого фонтана из пласта 2 и спуск НКТ (не показаны) производят под давлением. Тем самым будет повышена эффективность работы перепускной скважины за счет устранения негативного воздействия бурового раствора на фильтрационные свойства околоскважинной зоны горизонтальных окончаний 7, так как эту операцию при открытом устье необходимо было бы выполнять с заполнением боковых стволов 6 с горизонтальными окончаниями 7 и основного ствола скважины 4 буровым раствором.The installation of impermeable section 8 in the form of a cement bridge is carried out in the casing 5 above the formation 1, and since it is pressurized with fluid from the formation 2, then for the descent of tubing (hereinafter - tubing) to install an impermeable section 8, the borehole wells 4 are sealed to prevent fluid manifestation, ejection, or an open fountain from formation 2, and tubing (not shown) is run under pressure. Thereby, the efficiency of the cross-hole well will be improved by eliminating the negative impact of the drilling fluid on the filtration properties of the near-wellbore zone of horizontal ends 7, since this operation with an open mouth would have to be performed with the sidetracks 6 with horizontal ends 7 and the main wellbore 4 being filled with borehole solution.

Далее ствол скважины 4 до непроницаемого раздела 8 вновь заполняют утяжеленным буровым раствором и над непроницаемым разделом 8 из основного ствола 4 осуществляют зарезку и бурение боковых стволов 9 с горизонтальными окончаниями 10 в верхний пласт 1 с последующим вызовом притока из него с целью вытеснения бурового раствора из боковых стволов 9 с горизонтальными окончаниями 10 и основного ствола скважины 4. Это производится с целью очистки приствольной зоны горизонтальных окончаний 10 от фильтрата и твердой фазы бурового раствора для улучшения фильтрационных свойств горных пород при перепуске флюида. Тем самым будет повышена эффективность работы перепускной скважины.Next, the wellbore 4 to the impenetrable section 8 is again filled with a weighted drilling fluid and over the impenetrable section 8 from the main trunk 4, sidetracks 9 with horizontal ends 10 are cut and drilled into the upper formation 1 with the subsequent inflow from it in order to displace the drilling fluid from the sidewalls trunks 9 with horizontal endings 10 and the main wellbore 4. This is done to clean the near-trunk zone of horizontal endings 10 of the filtrate and the solid phase of the drilling fluid to improve I have the filtration properties of rocks during fluid bypass. This will increase the efficiency of the bypass well.

Разбуривание непроницаемого раздела 8 производят с герметизированным устьем на депрессии путем спуска НКТ с породоразрушающим инструментом (не показаны), благодаря чему предотвращается поступление бурового раствора в горизонтальные окончания 10 и повышается эффективность работы перепускной скважины 4. Это обусловлено тем, что при открытом устье согласно правилам промышленной безопасности разбуривание непроницаемого раздела 8 необходимо производить на утяжеленном буровом растворе, оказывающем противодавление на пласт 1. Ввиду этого буровой раствор будет фильтроваться в приствольную зону горизонтальных окончаний 10, вследствие чего может произойти снижение проницаемости порового пространства горных пород, слагающих пласт 1, вследствие кольматирования пор твердой фазой бурового раствора, что могло бы ухудшить бы фильтрационные свойства горных пород и снизить дебит флюида из пласта 1 в пласт 2. Разбуривание на депрессии с применением облегченного бурового раствора исключает негативное воздействие бурового раствора и повышает эффективность работы перепускной скважины, однако требует герметизации устья для предотвращения флюидопроявления, выброса или открытого фонтана из пластов 1 и 2.Drilling of impervious section 8 is carried out with a sealed wellhead in depression by lowering the tubing with a rock cutting tool (not shown), which prevents the flow of drilling fluid into the horizontal ends 10 and increases the efficiency of the overflow well 4. This is due to the fact that when the open mouth is in accordance with industrial rules safety drilling of impermeable section 8 must be performed on a weighted drilling fluid that exerts counter pressure on the reservoir 1. In view of this, level, the solution will be filtered into the near-stem zone of horizontal endings 10, as a result of which there may be a decrease in the permeability of the pore space of the rocks composing the formation 1, due to the clogging of the pores with the solid phase of the drilling fluid, which could impair the filtration properties of the rocks and reduce the flow rate of the fluid from the formation 1 into formation 2. Drilling in a depression using lightweight drilling fluid eliminates the negative impact of drilling fluid and improves the efficiency of the overflow well s, but requires sealing to prevent flyuidoproyavleniya mouth, release or open formations of the fountain 1 and 2.

После разбуривания непроницаемого раздела 8 в основной ствол с герметизированным устьем спускают лифтовую колонну НКТ с оборудованием, регулирующим и контролирующим давление и количество перепускаемого флюида, и осуществляют перепуск флюида из верхнего высоконапорного пласта 1 в зону распространения флюида в низконапорном пласте 2, ограниченную контактом флюида с пластовой водой.After drilling the impermeable section 8, the tubing string with the equipment that controls and controls the pressure and amount of the bypassed fluid is lowered into the main shaft with a sealed wellhead, and the fluid is transferred from the upper high-pressure formation 1 to the fluid distribution zone in the low-pressure formation 2, limited by the contact of the fluid with the formation water.

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 11 без утяжеления бурового раствора при вскрытии пласта 1 и без негативного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства пласта 2 при его вскрытии.Fluid bypass is carried out until the reservoir pressure in the opening interval of the upper high-pressure reservoir 1 decreases to a value exceeding the hydrostatic pressure by no more than 5-10%. This value of the reservoir pressure allows subsequent drilling of production wells 11 without weighting the drilling fluid when opening the formation 1 and without negative impact of the drilling fluid on the reservoir properties of the formation 2 when opening it.

Добычу газа в период перепуска не производят, а за это время осуществляют обустройство промысла.No gas is produced during the bypass period, and during this time the field is equipped.

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 12 с радиусом, постоянно увеличивающимся во времени (фиг.2).Since the upper low-permeability formation 1 is characterized by an abnormally high reservoir pressure, and the pressure in the lower highly-permeable formation 2 is equal to or less than hydrostatic, due to repression, fluid from the upper formation 1 will flow into the lower formation 2. At the same time, the reservoir pressure in the near-stem zone of the horizontal ends 4 of the upper formation 1 will gradually decrease, and reservoir pressure in the near-stem zone of horizontal endings 7 of the lower formation 2 will gradually increase. Thus, around the bypass hole in the reservoirs 1 and 2, drainage zones 12 are formed with a radius constantly increasing in time (FIG. 2).

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 11, в конструкции которых благодаря уменьшению пластового давления в верхнем пласте 1 и увеличению пластового давления в нижнем пласте 2 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.After the reservoir pressure in the upper high-pressure formation 1 is reduced to a value exceeding the hydrostatic pressure by no more than 5-10%, cluster drilling of production wells 11 is carried out, in the construction of which, due to a decrease in the reservoir pressure in the upper formation 1 and an increase in the reservoir pressure in the lower formation 2 there will be no additional casing overlapping the upper formation, and the opening of both layers will be carried out on lightweight drilling mud. This will significantly reduce the capital cost of drilling an operating well stock.

После спуска и цементирования эксплуатационной колонны в скважинах 11 производят перфорацию в интервале нижнего пласта 2, спускают лифтовую колонну и осуществляют добычу полезного флюида из нижнего пласта 2.After lowering and cementing the production string in the wells 11, perforation is performed in the interval of the lower formation 2, the lift string is lowered and useful fluid is extracted from the lower formation 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.As the fluid is sampled, reservoir pressure in the lower reservoir 2 will decrease, the pressure differential between the lower 2 and upper 1 reservoirs will increase, which intensifies the flow of fluid from the upper reservoir 1 into the lower reservoir 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.Thus, the total fluid production from the field will be composed of the volume of fluid production from the lower reservoir 2 and the volume of fluid from the upper reservoir 1, which entered the lower reservoir 2 through overflow wells 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:Example. During the exploration of one of the multi-layer hydrocarbon deposits in the Tyumen region, two gas deposits were discovered: the upper one is the Senon, confined to the Kuznetsov Formation, and the lower one is the Cenoman, confined to the Pokur Formation, which are characterized by the following parameters:

а) сенонa) senon

- глубина залегания 770 м,- a depth of 770 m,

- средняя газонасыщенная толщина 10 м,- average gas-saturated thickness of 10 m,

- пластовое давление 9,5 МПа, т.е. коэффициент аномальности по пластовому давлению составляет Ка=1,23;- reservoir pressure of 9.5 MPa, i.e. the reservoir pressure anomaly coefficient is Ka = 1.23;

- запасы газа 200 млрд. м³;- gas reserves of 200 billion m ³ ;

б) сеноманb) cenomanian

- глубина залегания 920 м,- depth of 920 m,

- средняя газонасыщенная толщина 35 м,- average gas saturated thickness of 35 m,

- пластовое давление 9,2 МПа,- reservoir pressure of 9.2 MPa,

- запасы газа 600 млрд.м³.- gas reserves of 600 billion m ³ .

Для осуществления заявляемого способа на стадии геологоразведочных работ была осуществлена опытно-промышленная эксплуатация и с этой целью в южной части месторождения на одном из кустов вначале была пробурена перепускная скважина 4, основным стволом которой вначале был вскрыт верхний низкопроницаемый пласт 1 на утяжеленном буровом растворе. После спуска обсадной колонны 5 под подошву пласта 1 в интервал непроницаемого пласта 3 и ее цементирования осуществили замену утяжеленного бурового раствора на более облегченный буровой раствор, на котором из основного ствола скважины 4 пробурили боковые стволы 6 с горизонтальными окончаниями 7 в нижний высокопроницаемый пласт 2, характеризующийся нормальным пластовым давлением. Далее произвели вызов притока флюида из пласта 2 с целью вытеснения бурового раствора из боковых стволов 6 с горизонтальными окончаниями 7 и основного ствола скважины 4.For the implementation of the proposed method at the exploration stage, pilot production was carried out and for this purpose, in the southern part of the field, a bypass hole 4 was first drilled in one of the bushes, the main trunk of which was first discovered in the upper low-permeability formation 1 with a weighted drilling fluid. After lowering the casing 5 under the sole of the formation 1 into the interval of the impermeable formation 3 and cementing it, the weighted drilling fluid was replaced with a more lightweight drilling fluid, on which side bores 6 with horizontal ends 7 were drilled into the lower highly permeable formation 2, characterized normal reservoir pressure. Then, a fluid inflow from the formation 2 was called in order to displace the drilling fluid from the sidetracks 6 with horizontal ends 7 and the main wellbore 4.

Установку непроницаемого раздела 8 в виде цементного моста произвели в обсадной колонне 5 над пластом 1, а поскольку в ней находится под давлением флюид из пласта 2, то для спуска насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) с целью установки непроницаемого раздела 8, устье ствола скважины 4 было герметизировано и спуск НКТ (не показаны) производили под давлением. Далее ствол скважины 4 до непроницаемого раздела 8 вновь заполнили утяжеленным буровым раствором и над непроницаемым разделом 8 из основного ствола 4 осуществили зарезку и бурение боковых стволов 9 с горизонтальными окончаниями 10 в верхний пласт 1 с последующим вызовом притока из него с целью вытеснения бурового раствора из боковых стволов 9 с горизонтальными окончаниями 10 и основного ствола скважины 4.The installation of impermeable section 8 in the form of a cement bridge was made in the casing 5 above the formation 1, and since fluid from the formation 2 is under pressure in it, then for lowering the tubing (hereinafter - tubing) to install an impermeable section 8, the wellhead well 4 was sealed and the tubing (not shown) was run under pressure. Next, the wellbore 4 to the impenetrable section 8 was again filled with a weighted drilling fluid and over the impenetrable section 8 from the main shaft 4, sidetracks 9 with horizontal ends 10 were cut and drilled into the upper formation 1 with the subsequent inflow from it in order to displace the drilling fluid from the sidewalls trunks 9 with horizontal ends 10 and the main wellbore 4.

Разбуривание непроницаемого раздела 8 осуществили с герметизированным устьем на депрессии путем спуска НКТ с породоразрушающим инструментом (не показаны), после чего в основной ствол с герметизированным устьем спустили лифтовую колонну НКТ с оборудованием, регулирующим и контролирующим давление и количество перепускаемого флюида, и осуществили переток газа из сенона (пласт 1) в сеноман (пласт 2).The impenetrable section 8 was drilled with a sealed wellhead in depression by lowering the tubing with a rock cutting tool (not shown), after which the tubing string with equipment that regulates and controls the pressure and amount of bypassed fluid was lowered into the main shaft with a sealed mouth, and gas was transferred from Senona (reservoir 1) to Cenomanian (reservoir 2).

В течение 1 года забойное давление в интервале сенона снизилось до 7,9 МПа, а в интервале сеномана повысилось до 9,4 МПа. При этом объем поступившего газа из сенона в сеноман составил по показаниям контрольно-регулирующей аппаратуры 450 млн.м³, радиус зоны дренажа по расчетам составил: в сеноне 1200 м, а в сеномане 400 м. Затем на кусте было осуществлено эксплуатационное бурение в количестве четырех наклонно-направленных скважин 11 и осуществлена добыча газа из сеномана.Over the course of 1 year, bottomhole pressure in the cenomanian interval decreased to 7.9 MPa, and in the cenomanian interval increased to 9.4 MPa. At the same time, the volume of gas supplied from the Cenon to the Cenomanian amounted to 450 million m ³ according to the testimony of the control and regulating equipment, the radius of the drainage zone according to calculations was: in the Cenon 1200 m, and in the Cenomanian 400 m. Then, four operational drilling was carried out on the bush directional wells 11 and gas production from the Cenomanian was carried out.

В течение года добыча газа с куста составила 100 млн.м³, однако падения пластового давления в сеномане не наблюдалось благодаря постоянной подпитке газом, перетекающим из сенона.During the year, gas production from the bush amounted to 100 million m ³ , however, a decrease in reservoir pressure in the Cenomanian was not observed due to the constant supply of gas flowing from the Senon.

Использование предлагаемого способа бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов обеспечивает по сравнению с прототипом сокращение капитальных затрат на бурение перепускных скважин, повышение эффективности их работы и позволяет эффективно вырабатывать ресурсы обоих эксплуатационных объектов.Using the proposed method of drilling and development of multilayer hydrocarbon deposits with heterogeneous geological conditions of occurrence of productive formations provides a reduction in capital costs for drilling bypass wells, increasing the efficiency of their work and can efficiently produce the resources of both production facilities in comparison with the prototype.

Claims

The method of drilling and development of multilayer hydrocarbon deposits with heterogeneous geological conditions of occurrence of productive formations, including:
at the first stage, two-stage cluster drilling of wells to the high-permeability lower layer selected as the main development target, over which a low-permeability layer with anomalously high reservoir pressure is located, with bypass wells drilled on each cluster, the design of which includes lateral shafts with horizontal endings in both layers, through which are from the upper high-pressure formation to the lower low-pressure formation, into the fluid distribution zone, limited by its contact with water, with closed wells to the mouth , Adjustment is carried out by pressure fluid bypass;
installation in the main trunk above the upper layer and between the intervals of the sidetracking of the drilled impenetrable section — a cement bridge;
at the second stage, after the reservoir pressure in the interval of opening the upper high-pressure reservoir decreases to a value exceeding the hydrostatic pressure by no more than 5-10%, drilling at each cluster of production wells;
subsequent exploitation of the field by well clusters with fluid production from the lower reservoir, characterized in that they carry out:
drilling bypass wells to a highly permeable lower formation with preliminary casing overlapping of the upper formation and subsequent drilling from the main trunk of the lateral shafts with horizontal endings into the lower formation;
displacement of drilling fluid from the sidetracks and the main trunk by causing inflow from the lower reservoir;
drilling lateral shafts with horizontal endings into the upper formation and displacing the drilling fluid from them and the main wellbore by inducing inflow from the upper formation,
however, the installation and drilling of the impermeable section is carried out with a sealed mouth during depression.