Способ разработки зонально-неоднородного керогеносодержащего пласта Российский патент 2024 года по МПК E21B43/00 E21B28/00 E21B49/00 G01V1/02 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на месторождениях с высокой геологической неоднородностью, разрозненностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания, при разработке нетрадиционных коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, в том числе керогеносодержащих отложений с высокопродуктивными линзами и низкопроницаемой матрицей.

Большой объем запасов углеводородов в виде легкой нефти и керогена связан с нетрадиционными коллекторами, характерным представителем которых является баженовская свита, отличающаяся ярко выраженной зональной неоднородностью: площадной изменчивостью, локальным линзовидным распределением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), высокой изолированностью и ограниченностью приточных интервалов. В баженовской свите углеводороды содержатся как в высокопродуктивных хорошо дренируемых проницаемых зонах - локальных линзах, так и в практически не дренируемых зонах, а именно низкопроницаемой матрице. Дренируемые линзы локально распространены по площади и мощности разрабатываемого участка месторождения и в отличие от вмещающей их недренируемой низкопроницаемой матрицы характеризуются разуплотненной листоватой структурой, повышенной хрупкостью и трещиноватостью, аномально пониженной плотностью, повышенной пористостью и проницаемостью, повышенным электрическим сопротивлением, повышенной гамма-активностью, пониженной скоростью прохождения сейсмоакустических волн и повышенным их затуханием. Относительно высокий контраст по указанным выше петрофизическим свойствам создает предпосылки для целенаправленного поиска дренируемых линз баженовской свиты с использованием сейсмоакустических данных и данных геофизических исследований (каротажа) скважин. Однако сложившаяся на данный момент технология поиска дренируемых линз, не требующих применения специальных методов интенсификации притока, в значительной степени носит хаотический характер со значительной долей случайности, что снижает нефтеотдачу рассматриваемых месторождений. Линзовидный локальный характер распределения по площади и разрезу высокопродуктивных зон (линз), спорадически залегающих во вмещающей их мощной недренируемой матрице, подтверждается результатами бурения, в том числе гидропрослушивания скважин. При попадании скважин в дренируемые линзы получают высокий начальный приток нефти, но суммарная накопленная добыча (на режиме истощения) бывает незначительной из-за быстрого падения дебитов из этих линз. Так как размеры дренируемых линз невелики, для их поиска и локализации приточных интервалов необходимо большое количество близко расположенных друг от друга разведочных скважин, что требует больших капитальных затрат и снижает рентабельность месторождений. С другой стороны основной ресурсный потенциал и перспективы добычи нефти связывают именно с мощной (30 ÷ 60 м) керогеновой недренируемой в обычных условиях матрицей, низкая проницаемость которой представляет основное препятствие для промышленного освоения нефтегазового потенциала баженовской свиты. Необходимость вовлечения в активную разработку неподвижного керогена и запечатанной малоподвижной нефти матрицы предполагает применение специальных технологий внешнего воздействия на пласт и в первую очередь тепловых технологий. Повышение эффективности разработки зонально-неоднородных керогеносодержащих пластов, например баженовской свиты может быть достигнуто как за счет развития технологий поиска линз (для последующего их вскрытия скважиной), так и технологий внешнего воздействия специальными агентами на матрицу для перевода ее в дренируемое состояние и извлечение углеводородов.

Известны различные способы разработки зонально-неоднородного керогеносодержащего пласта, включающие добычу нефти на режиме истощения при попадании скважин в дренируемые линзы, дополнительное внешнее воздействие технологическими агентами на керогеновую матрицу для образования системы трещин и перевода ее в дренируемое состояние, получения углеводородов из органического вещества керогена с последующим их вытеснением к забоям скважин. К этим способам относится внутрипластовое горение (ВПГ) [патент на изобретение RU 2637695], термогазовое воздействие (ТГВ) или внутрипластовое низкотемпературное окисление [патент на изобретение RU 2418944], термогазохимическое воздействие бинарными смесями (ТГХВ БС) [патент на изобретение RU 2401941], воздействие водой в сверхкритическом состоянии [патент на изобретение RU 2671880], воздействие высокой до 2500°С температурой [патенты на изобретение RU 2657036, 2715572].

Недостатком этих способов является необходимость бурения большого числа близко расположенных друг от друга скважин для попадания в высокопродуктивные дренируемые линзы, что ведет или к неоправданным затратам или к пропуску этих линз и снижению нефтеотдачи зонально-неоднородного керогеносодержащего пласта. Кроме того внешнее воздействие на керогеносодержащий пласт осуществляемое этими способами с помощью различных технологических агентов проводится сквозь изначально низкопроницаемую матрицу. Это существенно снижает интенсивность воздействия на пласт, охват пласта воздействием и последующую нефтеотдачу керогеносодержащего пласта в целом.

Известен способ интенсификации добычи нефти из проницаемого пласта, основанный на дополнительном бурении из основного ствола скважины радиальных каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны. Этот способ включает бурение основного, в том числе горизонтального ствола, а также бурение из основного ствола множества радиальных каналов протяженной управляемой с устья траектории за одну спускоподъемную операцию (СПО) с трубами в приемлемое для практики время. При этом осуществляется обсадка основного ствола скважины цементным раствором и эксплуатационной колонной с проводной линией и измерительными датчиками. Затем в скважине проводят спуск-подъем на колонне труб отклонителя, спуск-подъем в отклонителе на колтюбинговой трубе гидромониторной бурильной компоновки с возможностью бурения множества радиальных каналов заданной траектории. Радиальные каналы бурят с помощью гидромониторной компоновки в составе сопла, узла ориентации, каротажного прибора (инклинометра, зондов, датчиков) и проводной линии расположенной внутри колтюбинговой трубы. Использование протяженных (до 500 м и более) радиальных каналов с высокой плотностью расположенных в глубине разбуриваемого проницаемого пласта и связанных с основным стволом скважины способствует активному дренированию залежи и интенсификации добычи скважинной продукции. [Патенты на изобретение RU 2642194, 2668620, 2703064; а также: 1. Антониади Д. Г., Фурсин С.Г. Обоснование использования гидроабразивного зондового перфоратора в инновационных колтюбинговых технологиях. Журнал «Время колтюбинга. Время ГРП». №4(062). 2017. С.42-50. 2. Фурсин С.Г. Анализ современных технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов в сложных условиях. Проблемы и решения. Строительство и ремонт скважин - 2019: Сб. докл. Международной научно-практической конференции. Новороссийск, Краснодарский край, ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2019. С.67-73].

Недостатком этого способа является низкая эффективность его использования именно в условиях низкопроницаемого практически не дренируемого пласта-коллектора, например матрицы керогеносодержащего пласта. В этом случае сколь угодно развитая дренажная система радиальных каналов связанная с основным стволом, но запечатано расположенная в низкопроницаемой матрице не обеспечивает необходимую интенсификацию и эффективное внешнее воздействие на пласт и его нефтеотдачу.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки зонально-неоднородного керогеносодержащего пласта, основанный на интенсификации воздействия технологических агентов в среде керогеновой низкопроницаемой матрицы за счет предварительного гидравлического разрыва пласта в присутствии подстилающего проницаемого прослоя. Способ включает добычу нефти на режиме истощения при попадании скважин в дренируемые линзы керогеносодержащего пласта, внешнее воздействие на вмещающую линзы низкопроницаемую матрицу для образования системы трещин в двух скважинах, получения углеводородов из органического вещества керогена с последующим их вытеснением через трещины и подстилающий проницаемый прослой к забою добывающей скважины. При этом керогеносодержащий пласт и подстилающий его проницаемый прослой разбуривают двумя горизонтальными параллельными скважинами, которые обсаживают цементным раствором и эксплуатационной колонной с проводной линией и измерительными датчиками. Далее из каждой скважины проводят гидравлический разрыв пласта (ГРП) и на основе высокопроводящих трещин ГРП создают искусственный коллектор в матрице и подстилающем прослое с хорошей гидродинамической связью между скважинами. После этого из одной (нагнетательной) скважины через искусственно созданный коллектор воздействуют с закачкой и продавкой в пласт технологического (кислородсодержащего) агента с обеспечением его продвижения через трещины ГРП и подстилающий прослой в другую (добывающую) скважину, из которой затем с помощью добывающей компоновки осуществляют подъем нефти на устье. Добывающая компоновка, спускаемая в обсаженный ствол скважины, может содержать проводную линию, измерительные датчики (датчики давления, температуры, состава среды) связанные с блоком контроля и другое оборудование, например два пакера, межпакерный порт и циркуляционный клапан. Особенностью способа является то, что для интенсификации воздействия на керогеносодержащий пласт и подстилающий его прослой используются трещины ГРП в качестве искусственно созданного коллектора [патент на изобретение RU 2722895, прототип].

Недостатком способа является высокая проводимость трещин ГРП по сравнению с проводимостью матрицы и подстилающего прослоя, что ведет к снижению (“шунтированию”) внешнего на них воздействия, охвата их воздействием, прорыву технологического (кислородсодержащего) агента к забою добывающей скважины. Отмеченные отрицательные факторы воздействия усугубляются непредсказуемостью распространения трещин ГРП. К недостаткам данного способа также следует отнести необходимость бурения большого числа близко расположенных друг к другу скважин для попадания в высокопродуктивные дренируемые линзы, что ведет или к неоправданным затратам или пропуску этих линз и снижению нефтеотдачи пласта. Кроме того способ не позволяет использовать благоприятный волновой (гидроимпульсный, газоимпульсный) режим закачки и продавки в пласт технологических агентов, а также отбора из пласта скважинной продукции, что также снижает охват низкопроницаемой матрицы воздействием, нефтеотдачу залежи в целом. Более того необходимость использования природного фактора - подстилающего керогеносодержащий пласт проницаемого прослоя снижает универсальность и область использования способа.

Задача изобретения - расширение функциональных возможностей и области использования способа, повышение эффективности внешнего воздействия на керогеносодержащий пласт, увеличение нефтеотдачи залежи, снижение затрат на бурение скважин.

Техническим результатом изобретения является вовлечение в разработку большего числа дренируемых линз пласта в окрестности бурящихся скважин при уменьшении их числа, интенсификация внешнего воздействия на пласт, повышение охвата его воздействием за счет равномерного распределения по объему матрицы создаваемых зон искусственного коллектора.

Для достижения этого технического результата в способе разработки зонально-неоднородного керогеносодержащего пласта, включающем разбуривание пласта с линзами и низкопроницаемой матрицей основными стволами и радиальными каналами скважин, бурение не менее двух, например горизонтальных нагнетательно-добывающих скважин, обсадку основных стволов скважин цементным раствором и эксплуатационной колонной с проводной линией и измерительными датчиками, спуск-подъем в скважине на колонне труб отклонителя, спуск-подъем в отклонителе на колтюбинговой трубе гидромониторной бурильной компоновки, бурение гидромониторной компоновкой в составе сопла, узла ориентации, каротажного прибора и проводной линии радиальных каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны, а также протяженной и управляемой с устья траекторией, использование при этом каротажных данных компоновки, добычу нефти из линз пласта на режиме истощения, спуск в обсаженный ствол скважины нагнетательно-добывающей компоновки с проводной линией, измерительными датчиками и блоком контроля, а также двумя пакерами, межпакерным портом и циркуляционным клапаном, внешнее воздействие с закачкой и продавкой в пласт различных технологических агентов, создание искусственного коллектора и отбор из него углеводородов с преобразованием керогена матрицы, при этом согласно изобретению разбуривание и разработку пласта представленного линзами и вмещающей их матрицей ведут поэтапно в определенной последовательности с учетом площадного расположения линз, которые выделяют с помощью пилотных радиальных каналов пробуренных из не обсаженных стволов скважин в плоскости напластования пород пласта, при этом первую скважину сначала заканчивают в пласте вспомогательным вертикальным стволом, в него на уровне пласта при спуске отклонителя помещают сейсмоакустический преобразователь, например, излучатель упругих волн, который проводной линией связывают с устьем, проводят бурение в пласте вокруг скважины и излучателя пилотных радиальных каналов с помощью гидромониторной компоновки, которую снабжают приемником упругих волн, в процессе проводки пилотных радиальных каналов излучателем создают упругие волны, а приемником гидромониторной компоновки в режиме реального времени принимают на устье упругие волны, по этим данным с учетом каротажных данных компоновки проводят сейсмоакустическое просвечивание пласта и выделяют линзы в окрестности вертикального ствола первой скважины, дальнейшее разбуривание пласта основными стволами скважин проводят в направлении выделенных линз, которые после обсадки основных стволов вскрывают радиальными каналами и через них разрабатывают пласт до падения добычи нефти в этих линзах, затем переходят к разработке керогеновой матрицы, которую разбуривают радиальными каналами между скважинами отдельными секциями исходя из возможностей используемой гидромониторной бурильной компоновки, при этом в каждой секции создают две сквозные равномерно расположенные по объему матрицы сети параллельных радиальных каналов, через которые в волновом режиме воздействуют на пласт технологическими агентами, создают искусственный коллектор и отбирают из него углеводороды с преобразованием керогена, причем каждую сеть создают независимо друг от друга с возможностью установления отдельной гидродинамической связи между скважинами, закачки и продавки технологичных агентов по всей длине радиальных каналов, при этом радиальные каналы каждой сети бурят из общего входа одной скважины в общий вход другой скважины с образованием двух общих входов в секции каждой скважины, причем в зависимости от режима работы данной скважины два ее общих входа или только один из них подключают к межпакерному порту нагнетательно-добывающей компоновки спускаемой в каждую скважину, при этом нагнетательно-добывающую компоновку снабжают прерывателем потока в виде шарового затвора, вентильного двигателя связанного с блоком контроля и располагают вдоль текущей среды в стенке компоновки спускаемой в преимущественно нагнетательную скважину и поперек текущей среды внутри компоновки спускаемой в преимущественно добывающую скважину.

В отличие от известного способа, предлагаемое изобретение основано на оперативном дополнительном поиске высокопродуктивных линз пилотными радиальными каналами в окрестности бурящихся по определенной схеме скважин с последующим вовлечением этих линз в разработку. Это повышает рентабельность разработки керогеносодержащего пласта за счет дополнительно добытой нефти из выявленных высокопродуктивных линз при меньшем числе скважин. Кроме того использование двух сквозных независимых сетей радиальных каналов пробуренных с высокой плотностью в межскважинной матрице позволяет установить необходимую гидродинамическую связь между скважинами. Это, а также волновой режим внешнего воздействия способствует эффективному созданию искусственного коллектора и преобразованию керогена в углеводороды, причем равномерно вокруг и сразу по всей длине радиальных каналов в большом объеме матрицы. Отдельная гидродинамическая связь по двум независимым параллельным сетям и примыкающим к ним созданным коллекторам позволяет при соответствующем управлении в скважинах через одну (нагнетательную) сеть прокачивать технологические агенты, а через другую (добывающую) сеть одновременно проводить отбор скважинной продукции с большого объема матрицы, что существенно интенсифицирует процесс добычи в рассматриваемых условиях. При этом возможно оптимальное сочетание с другими вариантами разработки, например в виде повторяющихся циклов внешнего воздействия-отбора продукции в каждой скважине. Более того указанные сети радиальных каналов создают и используют отдельными локальными секциями, что также повышает эффективность внешнего воздействия и рентабельность разработки в целом.

Предлагаемый способ разработки зонально-неоднородного керогеносодержащего пласта поясняется чертежами, представленными фиг.1-11.

На фиг.1 дана схема (в разрезе) заканчивания первой скважины вспомогательным стволом и бурения из него гидромониторной компоновкой пилотных радиальных каналов; на фиг.2 дана схема расположения в плоскости напластования пород пилотных радиальных каналов пробуренных гидромониторной компоновкой при площадном поиске линз в окрестности вспомогательного ствола первой скважины (вид а-а на фиг.1); на фиг.3 дана схема расположения в плоскости напластования пород пилотных радиальных каналов пробуренных гидромониторной компоновкой при площадном поиске линз из углубляемого горизонтального ствола первой скважины; на фиг.4 дана схема (в плане) разработки пласта, этапы строительства обсаженного ствола первой скважины, открытого ствола второй скважины, поиска линз пилотными радиальными каналами с помощью гидромониторной компоновки и добычи нефти первой скважиной из найденных линз на режиме истощения; на фиг.5 дана схема (в плане) разбуривания межскважинной матрицы двумя сквозными независимыми сетями параллельных радиальных каналов пробуренных гидромониторной компоновкой из одной скважины в другую скважину, вариант использования двух I и II секций; на фиг.6, 7 - то же, (вид а-а и вид 6-б на фиг.5); на фиг.8 дана схема (в плане) воздействия на матрицу I секции через две сквозные независимые сети параллельных радиальных каналов технологическими агентами, например бинарной смесью БС; на фиг.9 дана схема отбора продукции двумя скважинами на режиме фонтанирования после создания искусственного коллектора в матрице и преобразования углеводородов из керогена; на фиг.10 дана схема закачки в I секцию технологического, например кислородсодержащего агента через нагнетательную сеть матрицы и добычи скважиной продукции через добывающую сеть матрицы; на фиг.11 дана схема отбора продукции после тампонирования I секции, перехода на отбор продукции из II секций и возобновления разбуривания пласта основным стволом следующей скважины.

На указанных выше чертежах приняты следующие обозначения. Керогеносодержащий пласт КП (с линзами и низкопроницаемой матрицей); горизонтальные первая и вторая скважины 1 и 2; вертикальный вспомогательный ствол 1в первой скважины 1; открытый 1а и обсаженный 1б ствол скважины 1; открытый 2а и обсаженный 2б ствол скважины 2; радиальные каналы, соответственно пилотные 3а, добывающие для линз 3б и нагнетательно-добывающие для матрицы 3 с; выделенные линзы 4а, 4б на данном площадном участке пласта КП; вмещающая линзы керогеновая матрица 5; колонна труб 6; отклонитель 7; сейсмоакустический преобразователь, например излучатель 8 упругих волн; проводная линия 9; колтюбинговая труба 10; гидромониторная бурильная компоновка 11; приемник 12 упругих волн; площадные сектора 13 в окрестности скважины; цементный раствор 14; эксплуатационная колонна 15 с проводной линией и измерительными датчиками - приемниками 16 упругих волн; общие сетевые входы радиальных каналов 17, 18а и 18б парно располагаемые в отдельных I и II секциях; короткие хвостовики 19; сквозные равномерно расположенные по объему матрицы сети 20, 21 радиальных каналов; нагнетательно-добывающая компоновка 22 с проводной линией, измерительными датчиками 23, блоком контроля 24, двумя пакерами 25 и 26, межпакерным портом 27, циркуляционным клапаном 28 и прерывателем потока в виде шарового затвора 29 и вентильного двигателя 30; стенка 31 нагнетательно-добывающей компоновки; технологический агент, например первый состав 32 бинарной смеси и продавочная среда 33; затрубное пространство 34; второй состав 35 бинарной смеси; фронт 36 экзотермической реакции; искусственный коллектор 37 с преобразованными из керогена углеводородами; основной ствол последней, например третьей скважины 38 разбуривающий пласт КП с учетом расположения выделенных линз.

Способ осуществляется следующим образом.

Зонально-неоднородный керогеносодержащий пласт (в дальнейшем пласт КП) разбуривают, например двумя горизонтальными скважинами 1 и 2, а также их радиальными каналами 3а, 3б, 3 с (фиг.1-5). Разбуривание пласта КП скважинами 1, 2 и радиальными каналами 3а, 3б, 3 с проводят поэтапно в определенной последовательности с учетом расположения имеющихся линз, например линз 4а, 4б на данном площадном участке пласта КП. В свою очередь выделение (поиск) линз 4а, 4б проводят в процессе разбуривания пласта КП исходя из различия петрофизических свойств этих линз и вмещающей их матрицы 5 и в первую очередь сейсмоакустических параметров - скорости и затухания упругих волн. При этом используют пилотные (поисковые) радиальные каналы 3а пробуренные из не обсаженных (открытых) стволов скважин 1, 2 в плоскости напластования пород пласта КП.

Первую скважину 1 заканчивают в пласте КП сначала вертикальным (вспомогательным) стволом 1в (фиг.1). В него на колонне труб 6 спускают отклонитель 7 снабженный сейсмоакустическим преобразователем, например излучателем 8 упругих волн, который размещают на уровне пласта КП. Излучатель 8 связывают с устьем скважины проводной линией 9 проложенной с внешней стороны колонны труб 6. В отклонитель 7 на колтюбинговой трубе 10 спускают гидромониторную бурильную компоновку 11 снабженную приемником 12 упругих волн. Электрическую связь между гидромониторной компоновкой 11 содержащей кроме приемника 12 упругих волн сопло, узел ориентации, каротажный прибор (последние позиции не показаны) и устьем скважины осуществляют с помощью проводной линии (не показано) колтюбинговой трубы 10. (Возможен вариант, когда отклонитель 7 содержит приемник упругих волн, а гидромониторная компоновка 11 содержит излучатель упругих волн, например, в виде работающего сопла). По известной технологии проводят бурение гидромониторной компоновкой 11 пилотных радиальных каналов 3а в средней части пласта КП вокруг вертикального ствола 1в и излучателя 8. Пилотные каналы 3а бурят в плоскости напластования пород радиально к вертикальному стволу 1в и по дуге секторов 13 постоянного радиуса R, который берут порядка 200 ÷ 400 м исходя из возможностей используемого оборудования (фиг.2). Использование секторов 13 постоянного радиуса R сокращает число пилотных каналов 3а необходимых для покрытия данной площади исследованиями и повышает достоверность поиска дренируемых линз. В процессе бурения пилотных радиальных каналов 3а с устья по проводной линии 9 излучателем 8 создают упругие волны, которые принимают приемником 12 движущейся гидромониторной компоновки 11 и по проводной линии колтюбинговой трубы 10 передают на устье (фиг.1, 2). По этим данным при бурении пилотных радиальных каналов 3а в режиме реального времени проводят сейсмоакустическое просвечивание секторов 13 и с учетом дополнительных каротажных данных гидромониторной компоновки 11 выделяют дренируемые линзы, например линзу 4а пласта КП в окрестности вертикального ствола 1в первой скважины 1.

Дальнейшее разбуривание пласта КП основными стволами проводят в направлении выделенных линз, т.е. линзы 4а. При этом вспомогательный вертикальный ствол 1в ликвидируют и первую скважину 1 заканчивают основным стволом 1а уже не в не “слепую”, а в сторону выделенной линзы 4а (фиг.3). В процессе бурения основного ствола 1а скважины 1 к линзе 4а продолжают поиск дренируемых линз в пласте КП. Для этого периодически через интервал проходки L порядка 200 ÷ 400 м (интервал проходки определяется геолого-технологическими условиями и уточняется опытным путем) останавливают бурение основного ствола 1а. В него на колонне труб 6 спускают отклонитель 7 с излучателем 8, гидромониторную бурильную компоновку 11 с приемником 12 на колтюбинговой трубе 10 и проводят бурение пилотных радиальных каналов 3а в плоскости напластования пород пласта КП на глубину h порядка 200 ÷ 400 м и более исходя из возможностей используемого оборудования. (Бурение этих пилотных радиальных каналов 3а также возможно по секторальным дугам, не показано). При этом в окрестности бурящегося основного ствола 1а скважины 1 получают данные сейсмоакустического просвечивания пласта КП, каротажные данные гидромониторной компоновки 11 и по ним выделяют другие линзы, например линзу 4б.

Законченный бурением ствол 1а скважины 1 обсаживают цементным раствором 14 и эксплуатационной колонной 15 с проводной линией (не показано) и измерительными датчиками - приемниками 16 упругих волн (фиг.3, 4). В процессе спуска в скважину 1 эксплуатационной колонны 15 приемники 16 по ее длине располагают сближенными парами с учетом выделенных линз 4а, 4б, а также напротив планируемой к разбуриванию части матрицы 5 пласта КП не содержащей линзы. При обсадке скважины 1 пилотные радиальные каналы 3а изолируются и в дальнейшем не используются. В общем случае первичное вскрытие линз 4а, 4б скважиной 1 не происходит, так как она может пройти мимо них. Поэтому линзы 4а и 4б вскрывают уже из обсаженного ствола 1б скважины 1 радиальными каналами 3б. В обсаженный основной ствол 1б скважины 1 на колонне труб 6 спускают отклонитель 7 с излучателем 8, гидромониторную компоновку 11 на колтюбинговой трубе 10 и проводят бурение радиальных каналов 3б разветвленными сетями (с учетом размеров линз) из общих входов 17 обсаженного ствола 1б скважины 1. Дополнительно обустраивают парно располагаемые общие входы 18а, 18б для планируемой к разбуриванию матрицы 5. Все общие входы - входы 17 для линз 4а, 4б и входы 18а, 18б для матрицы 5 изначально располагают вблизи приемников 16 парами желательно с креплением их короткими хвостовиками 19. Для правильного расположения общих входов 17 и 18а, 18б используют систему позиционирования излучатель 8 отклонителя 7 - приемник 16 эксплуатационной колонны 15.

Далее через общие входы 17 и радиальные каналы 3б скважины 1 разрабатывают линзы 4а, 4б (после подъема отклонителя 7 и гидромониторной компоновки 11) пласта ПК на режиме истощения до падения добычи нефти в этих линзах.

На этапе падения добычи нефти из линз 4а, 4б скважины 1 возобновляют разбуривание пласта КП основными стволами других скважин, например скважины 2 в направлении выделенных линз с планируемым переходом к следующему этапу разработки, а именно к добыче углеводородов из керогеновой матрицы 5. Параллельно скважине 1 с учетом расположения линз 4а, 4б бурят основной ствол 2а второй скважины 2 при углублении которого продолжают аналогично уточнять строение пласта КП с помощью пилотных радиальных каналов 3а и выделять линзы, например ту же линзу 4а.

Законченный бурением основной ствол 2а скважины 2 обсаживают цементным раствором 14, эксплуатационной колонной 15 с приемниками 16 упругих волн, которые по длине данной колонны также располагают парами напротив (примерно) соответствующих пар приемников 16 и входов 17, 18а, 18б скважины 1 (фиг.4, 5). В обсаженный ствол 2б скважины 2 на колонне труб 6 спускают отклонитель 7 с излучателем 8, гидромониторную бурильную компоновку 11 на колтюбинговой трубе 10. Затем проводят разбуривание (с учетом расположения линз, в частности линзы 4а) межскважинной матрицы 5 радиальными каналами 3 с в направлении скважины 1. В зависимости от длины основных стволов 1б, 2б скважин 1, 2 разбуривание матрицы 5 проводят отдельными, например двумя секциями I и II шириной r порядка 400 м исходя из возможностей используемого оборудования. При этом в каждой секции I и II создают две сквозные равномерно расположенные по объему матрицы 5 сети 20, 21 параллельных радиальных каналов 3 с пробуренных в пласте КП между двумя обсаженными стволами 1б, 2б скважин 1, 2 (фиг.6, 7). Каждую сеть 20, 21 радиальных каналов 3 с бурят независимо друг от друга с возможностью установления отдельной гидродинамической связи между скважинами 1 и 2 для последующей закачки и продавки технологичных агентов по своим сетям 20, 21 и по всей длине радиальных каналов 3 с.Радиальные каналы 3 с каждой сети 20, 21 бурят из общего входа 18а (сеть 20), 18б (сеть 21) одной скважины 2 в соответствующий общий вход 18а (сеть 20), 18б (сеть 21) другой скважины 1 с образованием пар сближенных общих входов 18а, 18б в секциях I, II каждой скважины. При бурении радиальных каналов 3 с из общих входов 18а, 18б ствола 2б используют систему позиционирования излучатель 8 - приемники 16 скважины 2. При бурении (заканчивании) радиальных каналов 3 с в общие входы 18а, 18б ствола 1б используют систему позиционирования излучатель (сопло) гидромониторной компоновки 11 - приемники 16 скважины 1. В последнем случае при сближении гидромониторной компоновки 11 с общими входами 18а, 18б ствола 1б дополнительно к стандартной навигации используют систему позиционирования на основе упругих волн излучаемых соплом компоновки. Плотность разбуривания матрицы 5, а именно расстояние между радиальными каналами 3 с (порядка 5 ÷ 15 м) в сетях 20, 21 определяется мощностью пласта КП, планируемым внешним воздействием на матрицу 5, экономическими соображениями и уточняется опытным путем.

После разбуривания керогеновой матрицы 5 указанными сетями 20, 21 радиальных каналов 3 с через них в волновом режиме воздействуют технологическими агентами, например, сначала в секции I, создают искусственный коллектор и отбирают из него углеводороды с преобразованием керогена. При этом скважины 1, 2 могут быть нагнетательными, добывающими, а также составлять различные нагнетательно-добывающие комбинации как отдельно, так и совместно друг с другом.

В каждую скважину 1, 2 спускают “глухую” нагнетательно-добывающую компоновку 22 с проводной линией (не показано), измерительными датчиками 23 (датчиками давления, температуры, состава среды), блоком контроля 24, двумя пакерами 25, 26, межпакерным портом 27, циркуляционным клапаном 28, а также прерывателем потока (фиг.8). Прерыватель потока выполняют в виде шарового затвора 29 управляемого вентильным двигателем 30 с помощью блока контроля 24. В зависимости от задаваемого режима работы скважин 1, 2 при перемещении в них компоновки 22 к межпакерному порту 27 подключают сразу два 18а, 18б общих входа или только один из них (18а или 18б). При этом в преимущественно нагнетательной скважине, например скважине 2 шаровый затвор 29 прерывателя потока располагают вдоль текущей среды в стенке 31 спускаемой компоновки 22. Тогда как в преимущественно добывающей (принимающей) скважине 1 ее шаровый затвор 29 прерывателя потока располагают поперек текущей среды внутри спускаемой компоновки 22. В процессе спуска компоновок 22 в скважины 1, 2 активируют пакеры 25, 26 выше и ниже спаренных общих входов 18а, 18б и тем самым подключают их, а также связанные с ними сети 20, 21 радиальных каналов 3 с секции I к межпакерным портам 27 компоновок 22. После этого в скважины 1, 2 закачивают технологические агенты (бинарные смеси, гидрореагирующие, например алюминийсодержащего материала составы, термокислотные составы, кислородсодержащие, водосодержащие составы в критическом состоянии и другие агенты), а затем в волновом режиме продавливают в пласт КП через общие входы 18а, 18б и сквозные сети 20, 21 радиальных каналов 3 с.Закачку технологических агентов в скважины 1, 2 проводят с помощью циркуляционного клапана 28 управляемого, например осевым перемещением компоновки 22 в скважине. Закаченные в одну скважину или сразу в две скважины технологические агенты затем последовательно с помощью шаровых затворов 29 прерывателей потока в волновом режиме продавливают в пласт КП. Нагнетаемые допустим во вторую (преимущественно нагнетательную) скважину 2 технологический агент, например первый состав 32 бинарной смеси и продавочная среда 33, проходят компоновку 22 и через межпакерный порт 27, общие входы 18а, 18б, радиальные каналы 3 с продавливаются в пласт КП. При этом часть потока в скважине 2 выходит через ее открытый в стенке 31 шаровый затвор 29 компоновки 22 и через затрубное пространство 34 возвращается на устье скважины. При репрессии для улучшения продавки в пласт КП технологического агента генерируют высокоамплитудные импульсы давления с помощью шарового затвора 29 прерывателя потока скважины 2. По команде с поверхности вращаемый вентильным двигателем 30 через блок контроля 24 шаровый затвор 29 в стенке 31 периодически открывается-зарывается, в результате чего продавка первого состава 32 бинарной смеси в пласт КП происходит в благоприятном волновом режиме при полном заполнении сквозных сетей 20, 21 секции I между скважинами 1, 2. (При этом шаровый затвор 29 прерывателя потока принимающей скважины 1 расположенный поперек текущей среды внутри спускаемой компоновки 22 находится в открытом положении или периодически открывается-зарывается и также участвует в создании волнового режима продавки первого состава 32 бинарной через скважину 2). После продавки первого состава 32 бинарной смеси в пласт КП и заполнения сквозных сетей 20, 21 полностью или частично закрывают шаровый затвор 29 принимающей скважины 1 и аналогично в волновом режиме через нагнетательную скважину 2 продавливают второй состав 35 бинарной смеси с образованием фронта 36 экзотермической реакции. Режим продавки технологических агентов в секции I контролируют измерительными датчиками 23 компоновок 22 и регулируют поверхностными насосами (не показано) и шаровыми затворами 29 прерывателей потока скважины 1, 2. Фронт 36 экзотермической реакции быстро движется вдоль радиальных каналов 3 с сквозных сетей 20, 21 фронт 36 и при высокой температуре, большом объеме выделяющихся газов и высоком давлении образует массовый газо-гидроразрыв окружающих пород. В результате такой закачки и продавки (возможно неоднократной) различных технологических агентов по сквозным пространственно разветвленным сетям 20, 21 создают искусственный коллектор 37 с эффективным преобразованием керогена в углеводороды и значительной запасенной энергией, причем с большим охватом вокруг и по всей длине радиальных каналов 3 с в большом объеме матрицы 5.

После такого воздействия на пласт КП и создания искусственного коллектора 37 с преобразованными из керогена углеводородами через эти же радиальные каналы 3 с сетей 20 и 21, общие входы 18а, 18б и межпакерный порт 27 проводят отбор продукции сразу двумя скважинами 1, 2 на режиме фонтанирования (фиг.9). Не меняя положения компоновок 22 в скважинах, цикл воздействие-отбор через радиальные каналы 3 с сетей 20 и 21 повторяют, все больше охватывая пласт КП воздействием в секции I. На следующем этапе разработки секции I при подготовленной равномерно дренируемой матрице 5 в скважинах 1, 2 соответствующим образом переставляют пакеры 25, 26 и через одну независимую (нагнетательную) сеть 20 нагнетательной скважины 2 в волновом режиме закачивают технологический, например кислородсодержащий агент с большим охватом пласта КП воздействием (фиг.10). Одновременно через другую независимую (добывающую) сеть 21 отбирают добывающей скважиной 1 продукцию сразу с большого объема пласта КП секции I. На заключительном этапе разработки секции I при отрицательном прорыве кислородсодержащего агента (что отмечается измерительными датчиками 23) в скважинах 1, 2 снова переставляют пакеры 25, 26 в прежнее положение и тампонируют сквозные сети 20 и 21, например цементным раствором (фиг.11). Продавку цементного раствора проводят также в волновом режиме через общие входы 18а, 18б скважин 1 и 2, их радиальные каналы 3 с и межпакерные порты 27 компоновок 22. Затем возбнавляют закачку кислородсодержащего агента в нагнетательную скважину 2, но уже не по радиальным каналам 3 с сетей 20 и 21, а непосредственно по созданному коллектору 37, т.е. подготовленной к дренированию матрице 5 и продолжают отбор продукции добывающей скважиной 1. По окончании разработки секции I и после соответствующей перестановки пакеров 25, 26 в скважинах 1, 2 также разрабатывают секцию II. Затем возобновляют разбуривание пласта КП основными стволами других скважин, например третьей скважины 38 с учетом расположения выделенных линз, например линзы 4б и дальнейшие работы продолжают в аналогичной последовательности.

Использование предлагаемого способа в условиях зонально-неоднородного пласта позволяет вовлечь в разработку большее число локальных высокопродуктивных линз путем оперативного их поиска пилотными радиальными каналами в окрестности бурящихся по определенной схеме скважин. Это расширяет область использования способа, повышает рентабельность разработки зонально-неоднородных пластов за счет дополнительно добытой нефти из выявленных высокопродуктивных линз при меньшем числе скважин. Использование двух сквозных независимых сетей радиальных каналов пробуренных с высокой плотностью в межскважинной матрице позволяет установить необходимую гидродинамическую связь между скважинами. Это, а также волновой режим внешнего воздействия способствует эффективному созданию искусственного коллектора и преобразованию керогена в углеводороды, причем равномерно вокруг и сразу по всей длине радиальных каналов в большом объеме матрицы. Отдельная гидродинамическая связь по двум независимым параллельным сетям и примыкающим к ним искусственным коллекторам позволяет через одну (нагнетательную) сеть прокачивать технологические агенты, а через другую (добывающую) сеть одновременно проводить отбор скважинной продукции с большого объема матрицы, что существенно интенсифицирует процесс добычи в рассматриваемых условиях. При этом возможно оптимальное сочетание с другими вариантами разработки, например в виде повторяющихся циклов внешнего воздействия-отбора продукции в каждой скважине. Более того указанные сети радиальных каналов создают и используют отдельными локальными секциями, что также повышает эффективность внешнего воздействия и рентабельность разработки в целом. Реализация предлагаемого способа также возможна на зрелых обводненных месторождениях в различной комбинации вертикальных и горизонтальных скважин.

Изобретение относится к способу разработки зонально-неоднородного керогеносодержащего пласта. Техническим результатом является вовлечение в разработку большего числа дренируемых линз пласта в окрестности бурящихся скважин при уменьшении их числа, интенсификация внешнего воздействия на пласт, повышение охвата его воздействием за счет равномерного распределения по объему матрицы создаваемых зон искусственного коллектора. Способ включает разбуривание и разработку пласта представленного линзами и вмещающей их матрицей поэтапно в определённой последовательности с учётом площадного расположения линз. Расположение линз выделяют с помощью пилотных радиальных каналов пробуренных из необсаженных стволов скважин в плоскости напластования пород пласта. Первую скважину сначала заканчивают в пласте вспомогательным вертикальным стволом, в него на уровне пласта при спуске отклонителя помещают сейсмоакустический преобразователь - излучатель упругих волн. Излучатель проводной линией связывают с устьем. Также способ включает проведение бурения в пласте вокруг скважины и излучателя пилотных радиальных каналов с помощью гидромониторной компоновки. Компоновку снабжают приёмником упругих волн. В процессе проводки пилотных радиальных каналов излучателем создают упругие волны. Приёмником гидромониторной компоновки в режиме реального времени принимают на устье упругие волны. По данным с учётом каротажных данных компоновки проводят сейсмоакустическое просвечивание пласта и выделяют линзы в окрестности вертикального ствола первой скважины. Дальнейшее разбуривание пласта основными стволами скважин проводят в направлении выделенных линз, которые после обсадки основных стволов вскрывают радиальными каналами и через них разрабатывают пласт до падения добычи нефти в этих линзах. Затем переходят к разработке керогеновой матрицы, которую разбуривают радиальными каналами между скважинами отдельными секциями исходя из возможностей используемой гидромониторной бурильной компоновки. В каждой секции создают две сквозные равномерно расположенные по объёму матрицы сети параллельных радиальных каналов, через которые в волновом режиме воздействуют на пласт технологическими агентами. Также создают искусственный коллектор и отбирают из него углеводороды с преобразованием керогена. Каждую сеть создают независимо друг от друга с возможностью установления отдельной гидродинамической связи между скважинами, закачки и продавки технологичных агентов по всей длине радиальных каналов. Радиальные каналы каждой сети бурят из общего входа одной скважины в общий вход другой скважины с образованием двух общих входов в секции каждой скважины. В зависимости от режима работы данной скважины два её общих входа или только один из них подключают к межпакерному порту нагнетательно-добывающей компоновки спускаемой в каждую скважину. Нагнетательно-добывающую компоновку снабжают прерывателем потока в виде шарового затвора, вентильного двигателя связанного с блоком контроля и располагают вдоль текущей среды в стенке компоновки спускаемой в преимущественно нагнетательную скважину и поперёк текущей среды внутри компоновки спускаемой в преимущественно добывающую скважину. 11 ил.

Способ разработки зонально-неоднородного керогеносодержащего пласта, включающий разбуривание пласта с линзами и проницаемой матрицей основными стволами и радиальными каналами скважин, бурение не менее двух горизонтальных нагнетательно-добывающих скважин, обсадку основных стволов скважин цементным раствором и эксплуатационной колонной с проводной линией и измерительными датчиками, спуск-подъём в скважине на колонне труб отклонителя, спуск-подъём в отклонителе на колтюбинговой трубе гидромониторной бурильной компоновки, бурение гидромониторной компоновкой в составе сопла, узла ориентации, каротажного прибора и проводной линии радиальных каналов, а также протяжённой и управляемой с устья траекторией, использование при этом каротажных данных компоновки, добычу нефти из линз пласта на режиме истощения, спуск в обсаженный ствол скважины нагнетательно-добывающей компоновки с проводной линией, измерительными датчиками и блоком контроля, а также двумя пакерами, межпакерным портом и циркуляционным клапаном, внешнее воздействие с закачкой и продавкой в пласт различных технологических агентов, создание искусственного коллектора и отбор из него углеводородов с преобразованием керогена матрицы, отличающийся тем, что разбуривание и разработку пласта представленного линзами и вмещающей их матрицей ведут поэтапно в определённой последовательности с учётом площадного расположения линз, которые выделяют с помощью пилотных радиальных каналов пробуренных из не обсаженных стволов скважин в плоскости напластования пород пласта, при этом первую скважину сначала заканчивают в пласте вспомогательным вертикальным стволом, в него на уровне пласта при спуске отклонителя помещают сейсмоакустический преобразователь - излучатель упругих волн, который проводной линией связывают с устьем, проводят бурение в пласте вокруг скважины и излучателя пилотных радиальных каналов с помощью гидромониторной компоновки, которую снабжают приёмником упругих волн, в процессе проводки пилотных радиальных каналов излучателем создают упругие волны, а приёмником гидромониторной компоновки в режиме реального времени принимают на устье упругие волны, по этим данным с учётом каротажных данных компоновки проводят сейсмоакустическое просвечивание пласта и выделяют линзы в окрестности вертикального ствола первой скважины, дальнейшее разбуривание пласта основными стволами скважин проводят в направлении выделенных линз, которые после обсадки основных стволов вскрывают радиальными каналами и через них разрабатывают пласт до падения добычи нефти в этих линзах, затем переходят к разработке керогеновой матрицы, которую разбуривают радиальными каналами между скважинами отдельными секциями исходя из возможностей используемой гидромониторной бурильной компоновки, при этом в каждой секции создают две сквозные равномерно расположенные по объёму матрицы сети параллельных радиальных каналов, через которые в волновом режиме воздействуют на пласт технологическими агентами, создают искусственный коллектор и отбирают из него углеводороды с преобразованием керогена, причём каждую сеть создают независимо друг от друга с возможностью установления отдельной гидродинамической связи между скважинами, закачки и продавки технологичных агентов по всей длине радиальных каналов, при этом радиальные каналы каждой сети бурят из общего входа одной скважины в общий вход другой скважины с образованием двух общих входов в секции каждой скважины, причём в зависимости от режима работы данной скважины два её общих входа или только один из них подключают к межпакерному порту нагнетательно-добывающей компоновки спускаемой в каждую скважину, при этом нагнетательно- добывающую компоновку снабжают прерывателем потока в виде шарового затвора, вентильного двигателя связанного с блоком контроля и располагают вдоль текущей среды в стенке компоновки спускаемой в преимущественно нагнетательную скважину и поперёк текущей среды внутри компоновки спускаемой в преимущественно добывающую скважину.