СПОСОБ ПРОВОДКИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ В ПЛАСТЕ МАЛОЙ ТОЛЩИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проводке горизонтальной скважины в продуктивном пласте малой толщины.

Известен способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины, включающий строительство вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, определение геологического строения залежи и строительство, по крайней мере, одной скважины с волнообразным участком в пласте, используемой как для закачки рабочего агента, так и для добычи продукции залежи, и эксплуатацию залежи, включающую нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции залежи через добывающие. При определении геологического строения определяют зоны, расположенные у внешнего контура нефтенасыщенности залежи, с нефтенасыщенной толщиной, менее рентабельной. После этого из близлежащих добывающих скважин проводят горизонтальные участки по определенной нефтенасыщенной толщине по кратчайшему расстоянию к внешнему контуру залежи без его вскрытия. Во время эксплуатации залежи добывающие скважины с горизонтальными участками переводят под форсированный отбор продукции залежи. После последовательного обводнения продукции, добываемой из этих скважин, выше допустимой их последовательно переводят в нагнетательные (Патент РФ №2438010, опубл. 27.12.2011).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины, согласно которому осуществляют проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт. После выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб и выводят ее в продуктивный пласт. В продуктивном пласте подобным образом проводят добывающие и нагнетательные скважины. При эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной части. При эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта (Патент РФ №2290498, опубл. 27.12.2006 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является большая трудность проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины порядка 4-5 м, опасность выхода при бурении за границы продуктивного пласта, опасность соединения продуктивного пласта с нижним водоносным пластом или с верхним пластом с неустойчивыми осыпающимися породами.

В предложенном изобретении решается задача обеспечения проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины в границах продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе проводки горизонтальной скважины в пласте малой толщины, включающем проводку горизонтального участка скважины волнообразно с повторением волн по пласту, согласно изобретению по результатам геологического моделирования участка заложения горизонтального или условно горизонтального ствола по каротажному материалу ранее пробуренных скважин определяют средний угол наклона пласта к горизонту и его границы в вертикальной плоскости, по каротажным кривым соседних скважин и данным бурения на входе в пласт определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, после входа в продуктивный пласт назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе кровли пласта меняют направление бурения, назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения на восходящее, повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.

Сущность изобретения

Трудность проводки горизонтального ствола скважины по продуктивному пласту малой толщины определяется прежде всего недостаточной информативностью простирания пласта. Данные высокоточной сейсмики по модификации МОГТ 3D позволяют с достаточной вероятностью определять глубины залегания пластов с толщиной от 20 и более м. Пласты малой и сверхмалой толщины порядка 3-5 м могут быть вообще не замечены как продуктивные при наземных геофизических исследованиях. Проводка горизонтального ствола скважины по такому пласту представляет определенные трудности из-за возможности выхода при бурении за границы продуктивного пласта, опасности создания гидродинамической связи продуктивного пласта с нижним водоносным пластом или связи с верхним пластом с неустойчивыми осыпающимися породами. И в том и в другом случае скважина оказывается практически не работоспособной и подлежит ремонту. В предложенном изобретении решается задача обеспечения проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины в границах продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

Предварительно, по результатам геологического моделирования участка заложения горизонтального или условно горизонтального ствола по каротажному материалу ранее пробуренных скважин, определяют средний угол наклона пласта к горизонту и его границы в вертикальной плоскости. В соседних пробуренных скважинах по каротажным кривым определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта. При бурении горизонтального ствола уточняют эти показатели. При входе в продуктивный пласт сверху уточняют значения показателей каротажа в районе кровли и срединной части пласта. При входе в продуктивный пласт сверху проходят продуктивный пласт насквозь сверху вниз наклонной скважиной с определением показателей каротажа в районе кровли, срединной части и подошвы пласта, под продуктивным пластом разворачивают направление бурения вверх и входят в продуктивный пласт снизу с малым углом к направлению пласта.

После бурения вертикального ствола скважины и входа в продуктивный пласт сверху бурят горизонтальный участок до достижения срединной части и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения. Назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе кровли пласта меняют направление бурения на нисходящее с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.

После бурения вертикального ствола скважины и входа в продуктивный пласт снизу назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, большим среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта и затем в районе кровли пласта меняют направление бурения. Назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения на восходящее с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%. Повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.

При изменении естественного направления пласта, т.е. при отступлении от среднего угла наклона пласта к горизонту при бурении возможно бурение в районе подошвы пласта. При достижении показателей каротажа в районе подошвы пласта меняют направление бурения на восходящее с углом наклона к горизонту, большим среднего на 25-30%, до выхода на показатели каротажа срединной части пласта.

Таким образом удается провести горизонтальный ствол скважины в пределах продуктивного пласта.

Пример конкретного выполнения

Выполняют строительство горизонтальной нефтедобывающей скважины. При бурении вертикального ствола проходят неустойчивые глинистые породы в интервалах 2022-2136 м. Бурение выполняют долотом диаметром 215,9 мм. Бурением входят в продуктивный пласт толщиной 4 м, расположенный в интервалах 2136-2140 м, спускают эксплуатационную колонну диаметром 168 мм до продуктивного пласта и цементируют заколонное пространство. Из эксплуатационной колонны выполняют бурение горизонтального участка скважины длиной 150 м по продуктивному пласту долотом диаметром 144 мм. Определяют средний угол наклона пласта к горизонту, который равен 8 градусов. Бурение ведут по снижающемуся пласту. По каротажным кривым соседних скважин и данным бурения данной скважины определяют значения показателей каротажа, в частности гамма-каротажа (ГК), в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, которые соответственно равны 12 мкР/час, 2 мкР/час, 9 мкР/час. После входа в продуктивный пласт и достижения срединного значения пласта (2 мкР/час) назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, меньшим среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, т.е. 7,6-7,2 градусов. Бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе кровли пласта, т.е. 12 мкР/час меняют направление бурения. Назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, большим среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, т.е 8,4-8,8 градусов. Бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта (2 мкР/час) меняют направление бурения на восходящее. Повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки.

В результате получают скважину с расположением ствола в верхней части продуктивного пласта малой толщины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения проводки горизонтальной скважины по пласту малой толщины в границах продуктивного пласта.