Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ В СИСТЕМЕ МЕТАНОУГОЛЬНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин.

Способ исследования пластов (Патент № 2398962 C1, МПК E21B47/10, E21B43/20, опубл. 10.09.2010 г., бюл. №25), включающий закачку воды через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, первичные трассерные исследования для выявления фильтрационных каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, с последующей их закупоркой изолирующим материалом, и продолжение закачки воды в нагнетательные скважины.

Недостатками данного способа являются необходимость закачки трассирующих агентов, которые увеличивают стоимость, а также невозможность определения продуктивности пласта по газу.

Способ разработки продуктивного пласта (Патент № 2151859 C1, МПК E21B43/16, E21B33/13, E21B47/00, опубл. 27.06.2000 г.), при разработке продуктивного пласта ведут закачку в пласт жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости и математическую обработку результатов замеров по определению гидропроводности продуктивного пласта. В качестве жидкости, закачиваемой в пласт, используют пластовую жидкость. На устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости.

Недостатками указанного способа являются необходимость закачки жидкости в продуктивный пласт и невозможность определения продуктивности пласта по газу.

Способ разработки неоднородных пластов при циклическом заводнении (Патент № 2078917 C1, МПК E21B43/22, опубл. 10.05.1997 г.) включающий циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины, нагнетание водного раствора полимера и отбор продукции через добывающие скважины.

Недостатки данного способа заключаются в необходимости закачки водного раствора полимера, высокой стоимости, невозможности определения продуктивности пласта по газу.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому техническому решению является способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин (Патент № 2243372 C1, МПК E21B47/00, опубл. 27.12.2004). В горизонтальной части скважины на колонне насосно-компрессорных труб размещают контейнеры, внутри которых размещают глубинные автономные приборы. Размещение на колонне насосно-компрессорных труб автономных глубинных приборов производят соответственно геофизическим характеристикам участков залежи.

Недостатки данного способа заключаются в необходимости использования дополнительного оборудования и, как следствие, высокой стоимости, невозможности определения продуктивности пластов по газу системы метаноугольных скважин.

Технический результат заключается в снижении стоимости выполнения работ и обеспечении возможности определения продуктивности пластов по газу в системе метаноугольных скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе исследования продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин, включающем замеры на устье скважины дебита газа, затрубного давления газа и уровня пластовой жидкости, математическую обработку результатов замеров по определению продуктивности пласта, согласно изобретению после указанных замеров повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пресечения с первой горизонтальной скважиной, с поддерживанием затрубного давления газа на начальном значении, определяют дебит газа скважин и соответственно продуктивность угольного пласта пройденного первой горизонтальной скважиной и суммарную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом и угольного пласта пройденного второй горизонтальной скважиной, после чего снова повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пересечения со второй горизонтальной скважиной, определяют дебит газа второй горизонтальной скважины и вертикальной скважины и, как следствие, продуктивность пласта второй горизонтальной скважины и остаточную продуктивность угольного пласта с ГРП после затопления, для определения продуктивности пласта с ГРП до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа всех скважин отнимают полученный сразу после создания гидрозатвора и стабилизации дебит газа горизонтальных скважин.

Способ исследования продуктивности угольных пластов поясняется чертежом, где изображена система метаноугольных скважин.

Способ исследования продуктивности угольных пластов 1, 2, 3 в системе метаноугольных скважин 4, 5, 6, например, представляющей собой вертикальную скважину 4, вскрывающую угольный пласт 1 с проведенным на нем гидроразрывом (ГРП) и пересекающую горизонтальные скважины 5, 6 вскрывающие угольный пласт 2, 3 их горизонтальными участками, осуществляют следующим образом.

Фиксируют дебит газа и значение затрубного давления газа в скважинах 4, 5, 6, значение динамического уровня пластовой жидкости в вертикальной скважине 4, который находится ниже пересечения стволов вертикальной 4 и горизонтальной 5 скважин.

После чего повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине 4 до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора, т.е. затопление пересечения горизонтальной части ствола скважины 5 и вертикальной скважины 4. Поддерживают достигнутый уровень пластовой жидкости по вертикали в скважинах 4, 5 при этом затрубное давление газа удерживают на начальном, зафиксированном ранее значении путем регулировки дроссельных задвижек. Определяют дебит газа горизонтальной скважины 5 на устье 8 и суммарный дебит газа скважин 6 и 4 на устьях 7, 9, что, как следствие, дает продуктивность угольного пласта 2 и суммарную продуктивность угольных пластов 1 и 3.

После чего повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине 4 до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора, т.е. затопление пересечения горизонтальной части ствола скважины 6 и вертикальной скважины 4. Поддерживают достигнутый уровень пластовой жидкости по вертикали в скважинах 4, 6, при этом затрубное давление газа удерживают на начальном, зафиксированном ранее, значении путем регулировки дроссельных задвижек. Определяют дебит газа скважин 4, 5, 6 на устьях 7, 8, 9 и, как следствие, получают продуктивность пласта 3 и остаточную продуктивность угольного пласта с ГРП 1 (после затопления).

Для определения продуктивности угольного пласта с ГРП 1 до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа скважины 4, 5, 6 отнимают полученный дебит сразу после создания гидрозатвора и стабилизации дебита газа горизонтальных скважин 5 и 6.

Для определения продуктивности угольных пластов при разных значениях затрубного давления газа после получения данных по продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин уровень жидкости понижается ниже пересечения горизонтальной скважины 5 и вертикальной скважины 4, и исследование проводится по приведенному выше алгоритму на давлении ниже первоначально зафиксированного с заданным шагом.

Пример осуществления способа. В системе метаноугольных скважин, представляющей собой одну вертикальную скважину, вскрывающую угольный пласт с ГРП (на глубине 800 м по вертикали) и две горизонтальные скважины, пересекающие ее (на глубинах по вертикали 750 м и 850 м по вертикали), дебит газа составил 5000 м³/сут при значении затрубного давления газа в скважинах - 14 атм. Значение динамического уровня пластовой жидкости по вертикали скважины - 900 м. Сначала повысили динамический уровень пластовой жидкости до значения 840 м по вертикали, обеспечивающего образование гидрозатвора. После стабилизации давления газа в затрубном пространстве скважин на значении 14 атм регулировкой дроссельных задвижек на устьях скважин дебит газа горизонтальной скважины составил 500 м³/сут, а суммарный дебит газа вертикальной скважины, вскрывающей угольных пласт с ГРП и горизонтальной скважины, залегающей на глубине 750 м составил 4500 м³/сут.

После чего повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения 740 м, обеспечивающего образование гидрозатвора. После стабилизации давления газа в затрубном пространстве скважин на значении 14 атм. регулировкой дроссельных задвижек на устьях скважин. Дебит газа на устье горизонтальной скважины, залегающей на глубине 850 м из-за полного затопления ее горизонтального участка пройденного по угольному пласту составил 0 м³/сут, дебит газа на устье горизонтальной скважины залегающей на глубине 750 м составил 4000 м³/сут, а дебит газа вертикальной скважины составил 400 м³/сут.

Для определения продуктивности угольного пласта с ГРП до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа скважины 5000 м³/сут отняли полученный дебит газа горизонтальных скважин (500 м³/сут и 4000 м³/сут) и получили дебит 500 м³/сут, при этом отличие от полученного дебита вертикальной скважины (400 м³/сут) обусловлено подтоплением пласта с ГРП.