СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ ПРОВОДКИ БОКОВОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ С УЧЕТОМ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ РИСКОВ Российский патент 2025 года по МПК G01V11/00 E21B47/02 

Изобретение относится к области добычи природного газа и газового конденсата, а именно к способу повышения коэффициента извлечения газа, путем увеличения сроков работы эксплуатационных скважин за счет проведения геолого-технических мероприятий.

В общем случае определение проектной траектории бокового ствола выполняется с использованием карт эффективных газонасыщенных толщин пластов и карт изобар, с учетом исключения пересечения траектории с соседними скважинами и ограничений по максимальным углам искривления профиля скважины. Однако данный способ не учитывает изменение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по площади месторождения. Также представленный способ не позволяет оценить влияние разработки месторождения на показатели работы бокового ствола скважины.

Известен способ бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины (варианты) [RU 2709262 С1, МПК Е21В 7/04 (2006.01), Е21В 43/27 (2006.01), опубл. 17.12.2019]. Суть известного способа заключается в том, что перед бурением бокового ствола определяют расстояние до водоносного пласта. В процессе спуска компоновки колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) оснащают тремя пусковыми муфтами. После спуска компоновки на колонне НКТ в интервал зарезки бокового ствола производят ориентирование клина-отклонителя. На устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фреза-долото, винтовой забойный двигатель (ВЗД), гидравлический аварийный разъединитель. Спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб (ГТ). За 10 м до достижения фрезой-долотом клина-отклонителя запускают ВЗД и с закачкой технологической жидкости по колонне ГТ входят компоновкой в клин-отклонитель в интервале зарезки бокового ствола. Производят бурение бокового ствола до забоя с нагрузкой на фрезу-долото до 1,5 т. В процессе бурения бокового ствола производят компрессирование через пусковые муфты в межтрубное пространство с аэрированием отработанной технологической жидкости. После достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ. Спускают в колонну НКТ колонну ГТ с гидромониторной насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола. Одновременным перемещением колонны ГТ вверх до интервала зарезки бокового ствола и закачкой в колонну ГТ раствора ингибированной соляной кислоты 22-24%-ной концентрации производят кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола при одновременной гидромониторной резке каналов в боковом стволе. Если минимальное расстояние h от бокового ствола до водоносного пласта составляет 4 м и более, то гидромониторную резку каналов в боковом стволе проводят с удельным расходом раствора ингибированной соляной кислоты на 1 м интервала обработки, равным 0,05 м³/м на каждое отверстие гидромониторной насадки. Устьевое давление в режиме резки и продавки технологической жидкостью равно 21,0-25,0 МПа. Если минимальное расстояние h от бокового ствола до водоносного пласта менее 4 м, то гидромониторную резку каналов в боковом стволе проводят с удельным расходом кислоты на 1 м интервала обработки, равным 0,025 м³/м на одно отверстие гидромониторной насадки. Устьевое давление в режиме резки и продавки технологической жидкостью равно 15,0-20,0 МПа. После окончания кислотной обработки бокового ствола осуществляют продавку раствора ингибированной соляной кислоты технологической жидкостью по колонне ГТ с полным замещением объема ГТ. Обеспечивается повышение надежности способа за счет исключения прихвата компоновки, повышения эффективности и качества кислотной обработки бокового ствола, а также исключение обводнения пробуренного бокового ствола в процессе кислотной обработки и создания аварийной ситуации в скважине. Известный способ позволяет построить боковой ствол скважин с исключением рисков обводнения бокового ствола.

Существенным недостатком известного способа является отсутствие учета фильтрационно-емкостных параметров залежи в зоне заложения бокового ствола, что может негативно сказаться на технико-экономических показателях работ бокового ствола скважины.

Известен способ разработки многопластового месторождения газа [RU 2536523 С1, МПК Е21В 43/14 (2006.01), Е21В 37/06 (2006.01), опубл. 27.12.2014]. Суть известного способа заключается в том, что проводят бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. При этом основной ствол бурят с заданным зенитным углом, обсаживают его эксплуатационной колонной, в которой предварительно вырезано окно в алюминиевой оболочке для бурения и заканчивания бокового ствола меньшего диаметра. Продуктивные участки стволов бурят пологими и оснащают фильтрами соответствующих диаметров. Производят одновременный спуск сдвоенной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб на основной и боковой горизонты, изолируя их между собой пакером выше кровли нижнего продуктивного горизонта, и осуществляют раздельную эксплуатацию горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб. При эксплуатации скважины осуществляют подачу метанола в автоматическом режиме с установленным расходом в трубное пространство основного ствола и затрубное пространство бокового ствола. Известный способ позволяет повысить эффективность разработки многопластовых месторождений, залежи которых гидродинамически не связаны между собой.

Существенным недостатком известного способа является то, что не выполняется определение оптимального азимута строительства бокового ствола, таким образом выполненная операция не гарантирует увеличения зоны дренирования залежи за счет строительства бокового ствола скважины.

Известен способ выбора оптимального положения бокового ствола скважины [RU 2380728 С1, МПК G01V 11/00 (2006.01), Е21В 43/00 (2006.01), опубл. 27.01.2010]. Суть известного способа заключается в том, что бурят пилотную поисковую скважину и проводят в ней геофизические исследования, включающие электрометрические, радиоактивные, акустические исследования, по результатам которых определяют коллекторские свойства пластов, насыщенность коллекторов флюидами. Также проводят вертикальное сейсмопрофилирование для определения положения исследуемой структуры в пространстве. По результатам геофизических исследований определяют углы падения пластов, по возможности, отметки газонефтяного или водонефтяного контакта, литологические нарушения, строят схему профиля скважины и план скважины, совмещенный со структурной картой. На основании результатов исследований выбирают оптимальное положение бокового ствола поисковой скважины в исследуемой структуре. Технический результат: увеличение охвата разведочного бурения перспективной площади одной поисковой скважиной. Известный способ позволяет увеличить охват разведочного бурения перспективной площади одной поисковой скважиной.

Существенным недостатком известного способа является то, что определение фильтрационно-емкостных параметров пласта выполняется за счет строительства пилотного ствола, что значительно повышает стоимость геолого-технологического мероприятия по строительству бокового ствола на скважине.

Технической проблемой, на решение которой направлен предлагаемый способ является оценка геолого-технологических параметров пласта для допустимого диапазона азимутов и отхода от точки врезки бокового ствола скважины и их дальнейшее ранжирование для определения оптимальной траектории.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение является снижение количества осложнений при вызове притока и в процессе эксплуатации скважины за счет повышенных фильтрационно-емкостных характеристик вскрываемых отложений, повышение срока работы скважин и увеличение конечного коэффициента извлечения газа и газового конденсата.

Указанный технический результат достигается тем, что способ определения траектории проводки бокового ствола скважины с учетом геологических рисков включает геофизические исследования по скважинам, определение геологических параметров по каждой скважине в районе запланированного строительства бокового ствола скважины, построение двумерных распределений эффективной газонасыщенной толщины, кровли продуктивных отложений, коэффициентов песчанистости, пористости, проницаемости, газонасыщенности, пластового давления для всех пластов месторождения, проведение сейсмических исследований на месторождении, проведение поточечной или поинтервальной интерпретации геофизических исследований скважин, построение трехмерной геологической модели месторождения, проведение обследования фонда скважин, работающих на каждый пласт, определение параметров работы и текущего состояния скважин, выполнение работы по определению координат устьев скважин, выполнение расчета профиля скважины до забоя, определение точки входа в пласт по всему эксплуатационному фонду каждого пласта, выполнение газодинамических исследований по скважинам, замеров рабочих параметров скважины для определения ее текущего состояния работы, определение скважины с низкой или отсутствующей продуктивностью в текущих горногеологических условиях, выполнение диагностического обследования для определения соответствия технического состояния скважины для проведения геолого-технического мероприятия на скважине, определение скважины-кандидата для строительства бокового ствола, определение диапазона допустимых азимутальных направлений и целевых пластов проводки бокового ствола для каждой из скважины-кандидата с учетом технологических ограничений бурового оборудования и азимутального направления основного ствола скважины в точке врезки, определение расчетного шага для азимутального направления с учетом зональной неоднородности пласта, выполнение расчета координат точек врезки, входа в пласт и забоя бокового ствола для всех комбинаций скважин-кандидатов, азимутального направления и целевых пластов, определение геологических параметров для каждого из вариантов проводки бокового ствола по построенным двумерным распределениям, выполнение расчета пускового дебита скважины для каждого из вариантов проводки бокового ствола на основе полученных геологических параметров в зоне строительства бокового ствола, выполнение расчета степени дренирования зоны залежи существующим фондом скважин для каждого из вариантов проводки бокового ствола в точке входа в пласт, проведение ранжирования вариантов заложения бокового ствола по каждой из скважин-кандидатов по геологическим параметрам, пусковому дебиту и степени дренирования существующим фондом скважин, определение наиболее приоритетных комбинаций азимутального направления и пласта для строительства бокового ствола, выполнение расчета детальной траектории бокового ствола с учетом ограничений по максимальной кривизне бокового ствола скважины по приоритетному варианту проводки для каждой скважины-кандидата, определение осредненных геологических параметров по траектории бокового ствола в интервале рассматриваемого продуктивного пласта по трехмерной геологической модели, выполнение расчета пускового дебита скважины для осредненных геологических параметров и прогнозного расчета технологических показателей работы скважины по гидродинамической модели.

Обеспечивается высокий уровень добычи газа скважинами после строительства бокового ствола, снижается риск осложнений при вызове притока и в процессе эксплуатации скважин, увеличивается срок службы скважины, за счет чего повышается конечный коэффициент извлечения газа и газового конденсата из пласта.

Определение проектной траектории проводки бокового ствола скважины выполняется с учетом геолого-технологических параметров пласта в зоне строительства, а именно пластовое давление, пористость, проницаемость, эффективная газонасыщенная толщина. При этом выполняется ранжирование всех технически реализуемых вариантов траекторий бокового ствола скважины с учетом прогнозного профиля добычи и расширения эксплуатационной зоны залежи. Полученные траектории бокового ствола используются при составлении геолого-технологического плана строительства и далее при строительстве бокового ствола скважины.

Сущность заявляемого способа поясняется нижеследующими фигурами и описанием.

На фиг. 1 представлена карта эффективных газонасыщенных толщин с вынесенными рекомендуемыми азимутами строительства бокового ствола скважины.

На фиг. 2 приведено трехмерное отображение куста скважин и рассчитанный проектный профиль бокового ствола скважины.

Способ определения траектории проводки бокового ствола скважины с учетом геологических рисков включает следующие этапы:

1) проводят геофизические исследования по скважинам, определяют геологические параметры по каждой скважине в районе запланированного строительства бокового ствола скважины, строят двумерные распределения эффективной газонасыщенной толщины, кровли продуктивных отложений, коэффициентов песчанистости, пористости, проницаемости, газонасыщенности, пластового давления для всех пластов месторождения;

2) выполняют сейсмические исследования на месторождении, проводят поточечную или поинтервальную интерпретацию геофизических исследований скважин, строят трехмерную геологическую модель месторождения;

3) проводят обследование фонда скважин, работающих на каждый пласт, определяют параметры работы и текущее состояние скважин, выполняют маркшейдерские работы по определению координат устьев скважин, выполняют расчет профиля скважины до забоя, определяют точки входа в пласт по всему эксплуатационному фонду каждого пласта;

4) выполняют газодинамические исследования по скважинам, замеры рабочих параметров скважины для определения ее текущего состояния работы, определяют скважины с низкой или отсутствующей продуктивностью в текущих горно-геологических условиях, проводят диагностическое обследование для определения соответствия технического состояния скважины для проведения геолого-технического мероприятия на скважине, определяют скважины-кандидаты для строительства бокового ствола;

5) определяют диапазон допустимых азимутальных направлений и целевых пластов проводки бокового ствола для каждой из скважин-кандидатов с учетом технологических ограничений бурового оборудования и азимутального направления основного ствола скважины в точке врезки;

6) определяют расчетный шаг для азимутального направления, с учетом зональной неоднородности пласта, для выдержанных по геологическим свойствам залежей достаточно шага 15° для более неоднородных залежей шаг может быть снижен;

7) выполняют расчет координат точек врезки, входа в пласт и забоя бокового ствола для всех комбинаций скважин-кандидатов, азимутального направления и целевых пластов;

8) по построенным двумерным распределениям определяют геологические параметры (пластовое давление, пористость, проницаемость, эффективная газонасыщенная толщина) для каждого из вариантов проводки бокового ствола;

9) рассчитывают пусковой дебит скважины для каждого из вариантов проводки бокового ствола на основе полученных геологических параметров в зоне строительства бокового ствола (по корреляции Mukherjee and Brill) по формуле [Джоши, С.Д. Основы технологии горизонтальной скважины / С.Д. Джоши. - Краснодар: «Советская Кубань», 2003. - 376 с.]:

где q_h - дебит скважины, млн фут³/сут,

p_r - пластовое давление, psia,

P_wƒ - забойное давление, psia,

S - скин-фактор, безразм.,

k - проницаемость по газу, мД,

h - мощность пласта, фут,

μ - вязкость газа, сП,

Z - сверхсжимаемость газа, безразм.

Т - температура в пласте, °R,

D - дебитозависимый скин-фактор, сут/млн фут³;

10) рассчитывают степень дренирования зоны залежи существующим фондом скважин для каждого из вариантов проводки бокового ствола в точке входа в пласт. Для этого определяют радиус дренирования залежи скважинами, выделяют зоны залежей, дренируемые существующим фондом, как правило по диаграммам Вороного. Затем рассчитывают дренируемые запасы с учетом только действующего фонда скважин (Q_действ), дренируемые запасы с учетом действующего фонда скважин и планируемого бокового ствола скважины (Q_{действ+БС}), с учетом только бокового ствола скважины (Q_Бc). Определяют степень дренирования эксплуатационной зоны проектного бокового ствола существующим фондом скважины по формуле [ГОСТ Р 56539-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Подсчет запасов газа и газового конденсата на основе уравнения материального баланса. Основные технические требования]:

где K_дрен - степень дренирования зоны залежи существующим фондом скважин, д.ед.;

Q_БС - дренируемые запасы с учетом только бокового ствола скважины, млн м³;

Q_действ - дренируемые запасы учетом только действующего фонда скважин, млн м³;

Q_{действ+БС} - дренируемые запасы с учетом действующего фонда скважин и планируемого бокового ствола скважины, млн м³;

11) выполняют ранжирование вариантов заложения бокового ствола по геологическим параметрам, пусковому дебиту и степени дренирования, существующим фондом скважин по каждой из скважин-кандидатов;

12) определяют наиболее приоритетные комбинации азимутального направления и пласта для строительства бокового ствола;

13) рассчитывают детальную траекторию бокового ствола с учетом ограничений по максимальной кривизне бокового ствола скважины по приоритетному варианту проводки для каждой скважины-кандидата;

14) определяют осредненные геологические параметры по траектории бокового ствола в интервале рассматриваемого продуктивного пласта по трехмерной геологической модели;

15) рассчитывают пусковой дебит скважины для осредненных геологических параметров по гидродинамической модели;

16) выполняют прогнозный расчет технологических показателей работы скважины по гидродинамической модели;

17) выполняют оценку экономической эффективности строительства бокового ствола скважины по приоритетному варианту;

18) готовят план работ по строительству бокового ствола скважин с учетом рассчитанного профиля скважины;

19) выполняют строительство бокового ствола с учетом принятой траектории и параметров вскрытия пласта, контролируют в процессе строительства соответствие фактических и проектных параметров бокового ствола.

Предлагаемое техническое решение позволяет выполнить строительство бокового ствола скважины в зоне с максимальными прогнозными фильтрационно-емкостными параметрами, полученной на основе всей геолого-промысловой информации, а также с максимальными технико-экономическими показателями выраженных в накопленном уровне добычи и экономическом эффекте от строительства бокового ствола скважины.

Предлагаемый способ позволяет определить траекторию строительства бокового ствола скважины с учетом параметров пласта и существующей сетки эксплуатационных скважин. Эти данные могут быть использованы для составления плана проведения геолого-технического мероприятия по строительству бокового ствола и непосредственно при строительстве бокового ствола скважин.

Пример осуществления способа

Заявляемый способ был апробирован на Уренгойской площади неокомской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Представленные карты изобар и эффективных толщин (фиг. 1) демонстрируют оптимальные направления азимута для бокового ствола скважины с наибольшими прогнозными технико-экономическими параметрами, приведенными в таблице.

На фиг. 2 показан рассчитанный профиль бокового ствола скважины 8837 в трехмерном пространстве с учетом рассчитанного азимута, протяженности и ключевых точек бурения.

По результату ранжирования всех рассчитанных вариантов боковых стволов, по комплексу геолого-технологических параметров (мощность пласта, пластовое давление, дебит и т.д.) для дальнейшей детальной проработки и расчета на гидродинамической модели выбран боковой ствол на пласт БУ-5. В таблице приведены расчетные параметры при укрупненной оценке всех вариантов строительства бокового ствола, детальном расчете с применением трехмерных моделей, а также приведены фактические результаты полученные по результатам исследования фактически построенного бокового ствола скважины.

По итогу строительства бокового ствола определена хорошая сходимость расчетных параметров с фактическими, применение предлагаемого способа позволило обеспечить стабильную работу скважины после проведения операции по строительству бокового ствола.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает проводку бокового ствола по области залежи, обладающей наибольшими фильтрационно-емкостными параметрами и обеспечивающей максимальное вовлечение запасов газа в разработку.

Изобретение относится к области добычи природного газа и газового конденсата. Сущность изобретения заключается в том, что определение проектной траектории проводки бокового ствола скважины выполняется с учетом геолого-технологических параметров пласта в зоне строительства, а именно пластовое давление, пористость, проницаемость, эффективная газонасыщенная толщина. При этом выполняется ранжирование всех технически реализуемых вариантов траекторий бокового ствола скважины с учетом прогнозного профиля добычи и расширения эксплуатационной зоны залежи. Полученные траектории бокового ствола используются при составлении геолого-технологического плана строительства и далее при строительстве бокового ствола скважины. Технический результат - снижение количества осложнений при вызове притока и в процессе эксплуатации скважины, повышение конечного коэффициента извлечения газа и газового конденсата из пласта. 2 ил., 1 табл.

Способ определения траектории проводки бокового ствола скважины с учетом геологических рисков, характеризующийся тем, что проводят геофизические исследования по скважинам, определяют геологические параметры по каждой скважине в районе запланированного строительства бокового ствола скважины, строят двумерные распределения эффективной газонасыщенной толщины, кровли продуктивных отложений, коэффициентов песчанистости, пористости, проницаемости, газонасыщенности, пластового давления для всех пластов месторождения, выполняют сейсмические исследования на месторождении, проводят поточечную или поинтервальную интерпретацию геофизических исследований скважин, строят трехмерную геологическую модель месторождения, проводят обследование фонда скважин, работающих на каждый пласт, определяют параметры работы и текущее состояние скважин, выполняют работы по определению координат устьев скважин, выполняют расчет профиля скважины до забоя, определяют точки входа в пласт по всему эксплуатационному фонду каждого пласта, выполняют газодинамические исследования по скважинам, замеры рабочих параметров скважины для определения ее текущего состояния работы, определяют скважины с низкой или отсутствующей продуктивностью в текущих горно-геологических условиях, проводят диагностическое обследование для определения соответствия технического состояния скважины для проведения геолого-технического мероприятия на скважине, определяют скважины-кандидаты для строительства бокового ствола, определяют диапазон допустимых азимутальных направлений и целевых пластов проводки бокового ствола для каждой из скважин-кандидатов с учетом технологических ограничений бурового оборудования и азимутального направления основного ствола скважины в точке врезки, определяют расчетный шаг для азимутального направления с учетом зональной неоднородности пласта, выполняют расчет координат точек врезки, входа в пласт и забоя бокового ствола для всех комбинаций скважин-кандидатов, азимутального направления и целевых пластов, по построенным двумерным распределениям определяют геологические параметры для каждого из вариантов проводки бокового ствола, рассчитывают пусковой дебит скважины для каждого из вариантов проводки бокового ствола на основе полученных геологических параметров в зоне строительства бокового ствола, рассчитывают степень дренирования зоны залежи существующим фондом скважин для каждого из вариантов проводки бокового ствола в точке входа в пласт, выполняют ранжирование вариантов заложения бокового ствола по геологическим параметрам, пусковому дебиту и степени дренирования существующим фондом скважин по каждой из скважин-кандидатов, определяют наиболее приоритетные комбинации азимутального направления и пласта для строительства бокового ствола, рассчитывают детальную траекторию бокового ствола с учетом ограничений по максимальной кривизне бокового ствола скважины по приоритетному варианту проводки для каждой скважины-кандидата, определяют осредненные геологические параметры по траектории бокового ствола в интервале рассматриваемого продуктивного пласта по трехмерной геологической модели, рассчитывают пусковой дебит скважины для осредненных геологических параметров и прогнозный расчет технологических показателей работы скважины по гидродинамической модели.