RU2762321C1

RU2762321C1 - Технология разработки высокопроницаемого пласта-коллектора, насыщенного газом и подстилаемого пластовой водой

Info

Publication number: RU2762321C1
Application number: RU2020128209A
Authority: RU
Inventors: Сергей Валерьевич Арефьев; Радмир Руфович Юнусов; Алексей Михайлович Девятков; Максим Геннадьевич Зипир; Сардобек Улугбекович Бергенов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
Priority date: 2020-08-24
Filing date: 2020-08-24
Publication date: 2021-12-17
Also published as: RU2762321C9

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве горизонтальных добывающих скважин для разработки высокопроницаемых газоконденсатонасыщенных коллекторов с подстилающей подошвенной водой. На стадии строительства скважины после спуска эксплуатационной колонны подвешивают хвостовик, состоящий из фильтра в удаленной зоне и глухой трубы в ближней зоне при входе в пласт, между ними устанавливают набухающий заколонный цементировочный пакер, на начальной стадии разработки пласта осуществляют крепление ближней зоны хвостовика цементным раствором. На поздней стадии разработки крепление осуществляют без цементирования с разобщением заколонного пространства набухающим пакером. В начальной стадии эксплуатации скважины отбор запасов газа производят из удаленной зоны, до достижения конуса воды фильтровой части производят перфорацию и запуск глухой части хвостовика с осуществлением одновременного отбора газа из пласта обеими участками. При достижении критического значения обводненности продукции по стволу скважины в удаленную зону закачивают кольматирующий/водоэкранирующий раствор, для разделения обводненной и невыработанной частей горизонтального ствола перед фильтром устанавливают пакер-пробку, осуществляют отбор газа через ближнюю зону. Обеспечивается выработка запасов месторождений без опережающих прорывов пластовой воды, повышается полнота извлечения газа и конденсата, обеспечивается управление процессом выработки запасов во времени. 8 ил.

Description

Большинство газовых и газоконденсатных месторождений сеноманских отложений, расположенных на территории России, относятся к пластовым сводовым ловушкам с подстилающим либо приконтурным водоносным комплексом. Накопленный многолетний опыт добычи газа из подобных залежей выявил основной осложняющий фактор выработки запасов - прорыв пластовой воды за счет формирования конуса. Подавляющее число аналогичных залежей разрабатывается наклонно-направленными скважинами с постепенным отсечением обводненных интервалов по вертикали. Сегодня, с учетом вовлечения менее рентабельных запасов, требуется постоянное совершенствование технологий заканчивания с увеличением коэффициента охвата, что приводит к появлению новых «вызовов» для специалистов в сфере газовой промышленности.

В основном, газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются на истощение, скважины работают за счет естественной энергии пласта. Вовлечение запасов неоднородного по проницаемости терригенного коллектора, насыщенного газом или газоконденсатом с подошвенной водой, в первую очередь характеризуется постоянно увеличивающимися объемами попутно добываемой пластовой воды и, как следствие, пониженными значениями конечного коэффициента извлечения газа (КИТ) и конденсата (КИК). Одна из основных причин данного явления - это образование конуса подстилающей воды, защемляющего часть газонасыщенного интервала. Высокие фильтрационно-емкостные свойства пласта дополнительно ускоряют процесс поступления воды в газонасыщенную часть залежи, происходит прорыв конуса к нижним отверстиям интервала перфорации (фильтра), что резко снижает показатели добычи и в итоге приводит к самозадавливанию скважин.

Факторы, влияющие на степень и интенсивность обводнение газовых скважин [1]:

• текущее состояние выработки запасов по залежи (энергетическое состояние);

• фильтрационно-емкостные свойства пласта;

• рабочая депрессия и дебит скважины;

• текущее состояние уровня водогазового контакта;

• вертикальный/горизонтальный градиент давления (по стволу);

• глубина вскрытия продуктивного пласта.

Образование конусов подошвенной воды происходит за счет вертикально направленного градиента давления, вследствие деформации водогазового контакта [2]. Производственная практика показывает, что на горизонтальных скважинах фронт подстилающей воды в пласте интенсивнее движется в направлении рабочего интервала с наибольшими отборами. Для подтверждения этого утверждения была рассмотрена выборка действующих газоконденсатных скважин Пякяхинского месторождения с горизонтальными окончаниями. В качестве примера на рисунке 1 представлен профиль притока газоконденсатной смеси по горизонтальному стволу. Из графического материала видно, что основной объем притока газа (41%) приходится именно на первые 25% горизонтального ствола, несмотря на относительно низкие фильтрационно-емкостные свойства указанного участка.

То есть, иными словами наибольшей продуктивностью обладает начальный интервал горизонтального ствола скважины, поскольку на этом участке отмечается наибольшая депрессия (ΔР1>ΔР5), нежели в остальных интервалах (Рис. 2.).

Это объясняется тем, что изменение градиента давления в горизонтальной части скважины обуславливается в основном потерями давления по стволу при движении потока газа вследствие трения и преодоления жидкостных пробок.

Разработка коллектора осуществляется неравномерно. Участок скважины в районе Т1 с наибольшей депрессией (ΔP₁) вырабатывает больше запасов газа, в то время как интервал горизонтального участка с наименьшей депрессией (ΔР₅) дренирует минимальный объем, что в конечном итоге приводит к неравномерной выработке запасов, а также к защемлению значительного объема запасов природного газа при поступлении воды в зону максимальной выработки - Т1 (Рис. 3).

Защемление запасов отрицательно влияет на технико-экономические показатели разработки газовых и газоконденсатных объектов. Образование конуса подстилающей пластовой воды в интервале начального участка горизонтального ствола скважины приводит не только к увеличению объема воды в добываемом газе, но и на начальной стадии снижает продуктивность, увеличивая фильтрационные сопротивления в пласте и стволе, что в итоге значительно сокращает срок службы скважины.

Увеличение объема поступающей воды приводит к увеличению интенсивности разрушения скелета пласта, формированию песчаных пробок на забое, самозадавливанию скважин.

На сегодняшний день существуют разработанные и применяемые на производстве технологии по отсечению прорыва подошвенной воды в наклонно-направленных скважинах с цементируемой в интервале продуктивного пласта эксплуатационной колонной. Выполняется глушение, затем в интервал с поступлением критического объема пластовой воды закачивается водоэкранирующий состав и закрепляется цементным мостом в стволе скважины. При этом, разработка новых активов наклонно-направленными скважинами с учетом удаленности от действующей инфраструктуры, климатических условий и постоянного роста инвестиционных и операционных затрат показывает отрицательные уровни рентабельности. Для получения положительного денежного потока компании нефтегазового сектора вынуждены сокращать инвестиции за счет увеличения накопленных отборов на скважину, что достигается усложнением конструкции, бурением горизонтальных и разветвленных скважин. На скважинах с фильтром в продуктивном интервале пласта (без цементирования) ремонтно-изоляционные работы (РИР) на сегодняшний день показывают низкую успешность. Существуют высокие риски продолжения поступления воды из вертикального конуса по вектору латерального движения в газонасыщенной части пласта. Для недопущения горизонтального перетока пластовой воды по стволу могут быть использованы заколонные пакера, но фактические исследования по профилю притока указывают на низкую степень успешности герметизации заколонного пространства по данной технологии. Главным недостатком технологии РИР является вынужденное отсечение запасов газа и риск дальнейшего повторного прорыва пластовой воды при отсутствии экранирующих непроницаемых пропластков между действующими и изолированными интервалами.

Повышение равномерности и полноты выработки запасов газа и газоконденсата на сегодняшний день остается основной задачей. На основе инженерных расчетов с применением известных методик А.П. Телкова и S.D. Joshi установлено, что для снижения интенсивности движения подошвенной воды к горизонтальному стволу скважины отборы из пласта должны быть значительно меньше потенциальной возможности его отдачи (в несколько десятков раз).

Принимая во внимание перечисленные выше основные осложняющие геолого-технологические факторы при разработке газовых и газоконденсатных залежей, авторами разработана новая технология, позволяющая обеспечивать выработку запасов газовых и газоконденсатных месторождений без опережающих прорывов пластовой воды, тем самым повышая полноту извлечения газа и конденсата и позволяя управлять процессом выработки запасов во времени.

Представленная новая технология в отличие от других известных способов разработки направлена на достижение максимального КИТ и предусматривает заканчивание горизонтальных скважин в интервале продуктивного пласта компоновкой, состоящей из нескольких частей - глухая труба и фильтр. Данное решение позволяет разрабатывать последовательно удаленную зону горизонтального ствола и зону в районе точки входа в пласт (Т1), что способствует равномерной выработке залежи и нацелено на обеспечение накопленного отбора из удаленной зоны на первых стадиях разработки. Использование фильтра в удаленной зоне скважины позволяет минимизировать фильтрационное сопротивление потоку газа в призабойной зоне пласта, предотвращая потери давления на трение. Данный тип заканчивания скважины является наиболее актуальным для газовых скважин нежели для нефтяных. Снижение дополнительных преград для притока газа из пласта позволяет сохранить скорость потока газа в стволе, что является основным составляющим подъема газа по стволу. Более того, фильтр более эффективно предотвращает попадания в скважину песка и других механических примесей, разрушения призабойной зоны высокопроницаемых пластов сеноманского яруса, для которых в основном данная технология разработана.

Сущность предлагаемого способа заключается в дальновидной стратегии разработки газовых объектов с наличием подошвенной воды. Данным способом выработки запасов решается задача по замедлению преждевременного обводнения продукции скважины и увеличению накопленной за весь период разработки добычи газа. Также с учетом перечисленных факторов ожидается значительное снижение операционных затрат на проведение КРС. Новый способ выработки запасов позволит увеличить площадь дренирования скважины, что приведет к росту коэффициентов газоотдачи (КИТ) и конденсатоотдачи (КИК).

Последовательность процесса реализации и конструкция скважин для предлагаемого способа выработки запасов высокопроницаемого пласта, насыщенного газом и газоконденсатом с наличием подошвенной воды, схематично представлены на рисунках 4, 5 и 6. Схемы состоят из: 1 - эксплуатационная колонна, 2 - подвеска хвостовика нецементируемая ПХН, 3 - хвостовик, 4 - пакер заколонный цементировочный, 5 - фильтр, 6 - пакер-пробка, 7 - интервал перфорации.

Хвостовик состоит из фильтра и глухой трубы. Между фильтром и глухой трубой устанавливается набухающий заколонный цементировочный пакер, через который проводится цементирование глухой трубы до подвески хвостовика. Глубина установки пакера зависит от наличия в этой зоне непроводимых прослоев пород-покрышек.

После вывода на стабильный режим работы осуществляется эксплуатация скважины, производится отбор запасов газа из удаленного от точки входа в продуктивный горизонт участка пласта (Рис. 4).

Спустя несколько лет конус пластовой воды постепенно поднимается к стволу скважины и начинает обводнять продукцию скважины. При достижении предельного значения обводненности продукции, скважина начинает самозадавливаться и перестает работать (Рис. 5). На этом этапе по стволу скважины производится закачка в работавшую ранее зону пласта подобранного кольматирующего или водоэкранирующего раствора для ухудшения фильтрационных параметров призабойной зоны с целью снижения или полного предотвращения фильтрации пластовой воды в отработанной зоне.

После завершения работ по изоляции, перед началом работавшего ранее участка горизонтального ствола в «глухой» колонне (перед фильтром) для разделения обводненной и невыработанной частей горизонтального ствола устанавливается пакер-пробка, в целях прекращения связи с работавшей ранее обводненной частью.

Далее выполняется вскрытие «глухой» части хвостовика перфорацией для создания сообщения между скважиной и пластом. Скважина осваивается и выводится на режим (Рис. 6).

В качестве альтернативы авторами также предлагается вариант с последовательным приобщением участков горизонтального ствола с учетом достижения оптимального баланса по выработке запасов. Этот вариант по конструкции идентичен вышеописанному, дополнительно предусматривается перфорация и запуск «глухой» части хвостовика до достижения конуса воды фильтровой части ствола. В результате оба участка будут одновременно осуществлять отбор газа из пласта (Рис. 7).

Данный способ позволяет увеличить продолжительность работы фильтровой части ствола, ограничивая глубину подтягивания конуса за счет подключения нового интервала, как следствие обеспечивает еще более равномерную выработку продуктивного коллектора.

В зависимости от выработки запасов крепление не перфорированной части хвостовика предлагается провести двумя способами:

1. Если объект находится на первой стадии разработки, крепление не перфорированной части хвостовика осуществляется цементным раствором. В результате сообщаемость прослоев пласта между собой по стволу кратно снижается.

2. Если объект находится на поздней стадии разработки (текущее пластовое давление на 30% и более ниже начального), то во избежание риска поглощения высокопроницаемым пластом цементного раствора, крепление не перфорированной части хвостовика осуществляется без цементирования с разобщением заколонного пространства за хвостовиком набухающим пакером. Для обеспечения центрирования хвостовика в пробуренном стволе, а также обеспечения защиты от трения о стенки скважины, спуск не перфорированной части хвостовика рекомендуется осуществлять с центраторами.

Количество циклов или стадий операций по изоляции и перфорации выбирается при планировании, исходя из длины горизонтальной части скважины и целесообразности проведения мероприятия.

Предлагаемый способ разработки высокопроницаемого пласта, насыщенного газом и газоконденсатом с наличием подошвенной воды позволяет в первую очередь повысить коэффициент извлечения газа и конденсата на конец периода разработки объекта за счет увеличения площади дренирования. Для оценки эффективности предлагаемой технологии были проведены прогнозные расчеты в секторной гидродинамической модели с размером 3x3 км фактически разрабатываемого в настоящее время высокопроницаемого пласта, насыщенного газом и подстилаемого подошвенной водой.

Первый расчет проведен со скважиной стандартной реализуемой конструкции (а) (продуктивный пласт перекрывается сплошным фильтром-хвостовиком) (Рис. 8).

Второй расчет проведен со скважиной предлагаемого типа конструкции с поэтапной разработкой пласта, (б) (Рис. 8).

Третий расчет проведен на базе второго, дополнительно предусматривается перфорация и запуск «глухой» части хвостовика до достижения конуса воды фильтровой части ствола (в) (Рис. 8).

По результату проведенных расчетов установлено, что после выработки запасов газа сначала из удаленной от точки входа в продуктивный горизонт части пласта, с последующим приобщением ближнего участка, накопленная добыча газа в сравнении с обычным способом заканчивания скважин фильтром по всей длине горизонтального ствола значительно увеличивается.

По второму варианту в среднем на 18%, по варианту три на 22%. Объем остаточного в пласте газа (Sg) в модели V=3³=27 км³ снижается от первоначального, что подтверждает эффективность предлагаемой технологии.

В заключении необходимо отметить, что разработанный авторами способ рациональной выработки запасов объединяет в себе геологическую и экономическую эффективность. Предлагаемая технология позволит увеличить полноту газоизвлечения за счет ввода в разработку скважин, изначально готовых к обеспечению поинтервальной эксплуатации пласта без необходимости проведения в дальнейшем сложных ремонтно-изоляционных работ с изменением начальной конструкции скважины.

Использованные источники

1. Галиев P.P., Шакуров И.М. Условия образования конусов подошвенной воды и методы борьбы с ними. Журнал «Academy», 2017 г.

2. Владимиров И.В. Проблемы разработки частично заводненных зон нефтегазовых месторождений. ВНИИОЭНГ, 2007 г.

Claims

Технология разработки высокопроницаемого пласта-коллектора, насыщенного газом и подстилаемого пластовой водой, в которой на стадии строительства скважины после спуска эксплуатационной колонны подвешивают хвостовик, состоящий из фильтра в удаленной зоне и глухой трубы в ближней зоне при входе в пласт, между ними устанавливают набухающий заколонный цементировочный пакер, на начальной стадии разработки пласта осуществляют крепление ближней зоны хвостовика цементным раствором, на поздней стадии разработки крепление осуществляют без цементирования с разобщением заколонного пространства набухающим пакером, в начальной стадии эксплуатации скважины отбор запасов газа производят из удаленной зоны, до достижения конуса воды фильтровой части производят перфорацию и запуск глухой части хвостовика с осуществлением одновременного отбора газа из пласта обеими участками, при достижении критического значения обводненности продукции по стволу скважины в удаленную зону закачивают кольматирующий/водоэкранирующий раствор, для разделения обводненной и невыработанной частей горизонтального ствола перед фильтром устанавливают пакер-пробку, осуществляют отбор газа через ближнюю зону.