СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при строительстве скважин сложнопостроенных залежей нефти и газа, приуроченных к осложненному, неустойчивому геологическому разрезу со слабосцементированными породами, с использованием технологий бурения на обсадной колонне.

Известен способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, при котором производится бурение скважины до проектной глубины со вскрытием неоднородных пластов пашийского горизонта, а элементы низа обсадной колонны располагаются ниже всей продуктивной пачки (Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. Москва.: Недра, 1988 г., §12.8, с.255, "Основы технологии спуска обсадных колонн в скважину").

Недостатком указанного способа является то, что наличие водоносных пластов, которые имеют пластовое давление больше, чем нефтеносные и улучшенные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, отрицательно влияет на качество крепления цемента за обсадной колонной скважины и, как правило, сопровождается прорывом вод через заколонное пространство в интервал перфорации.

Кроме того, как при цементировании эксплуатационной колонны, так и цементировании хвостовика в течение времени, необходимого для разбуривания всей толщи среднего девона, происходит процесс фильтрации промывочной жидкости в поры продуктивного нефтенасыщенного коллектора и закупоривания их. Указанное приводит к ухудшению гидродинамической связи пласта со скважиной, т.е. к снижению продуктивности пласта.

Также известен способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения со вскрытием неоднородных пластов, причем бурение производится без вскрытия нижней осложненной части разреза (RU 2427703, 2010).

Недостаток указанного способа заключается в необходимости раздельного спуска обсадных колонн, ограничении возможности проведения работ по дальнейшему углублению скважины на нижележащие пласты, особенно при уменьшении диаметра эксплуатационной колонны в результате изменения ее конструкции, например, зарезкой бокового ствола или оснащения параллельными колоннами для одновременно-раздельной эксплуатации, в необходимости глушения и прекращения добычи верхнего пласта, невозможности использования буровой установки большой грузоподъемности по причине ограниченного коммуникациями пространства находящего в эксплуатации кустового основания на земле или море.

Кроме того, из-за несоответствия фактических величин гидродинамических нагрузок в стволе скважины при бурении допустимым значениям с точки зрения неустойчивости стенок ствола скважины, гидроразрыва горных пород и перетока флюида известный способ не позволяет осуществлять разработку газовых и нефтяных залежей, расположенных в осложненных интервалах с АВПД и АНПД.

Задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки многопластового месторождения, позволяющего вскрывать и крепить залежь на разных горизонтах и производить одновременно-раздельную эксплуатацию пробуренных скважин, а также обеспечивающего разработку газовых и нефтяных залежей, расположенных в осложненных интервалах с АВПД и АНПД.

Благодаря использованию предлагаемого способа строительства у скважины появляются ранее неизвестные функции, заложенные в конструкции скважины для продолжения бурения ствола в процессе эксплуатации скважины или промежутке между эксплуатацией скважины. Например, когда аномально высокое пластовое давление в верхнем пласте снизится до пластового или приемлемого давления нижнего пласта, спускают колонну бурильных или обсадных труб, которые стыкуют со вставным хвостовиком, и бурят ствол скважины на обсадных трубах со вскрытием нижнего пласта, цементируют и перфорируют хвостовик и осуществляют эксплуатацию нижнего пласта или одновременно-раздельную эксплуатацию нижнего и верхнего пластов.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки многопластового месторождения в процессе бурения верхнего пласта углубляют скважину ниже его кровли на длину не менее половины расстояния между подошвами верхнего и нижнего пластов, после чего производят спуск и цементирование эксплуатационной колонны и затем спуск на башмак эксплуатационной колонны и консервацию вставного хвостовика с размещенным на его конце породоразрушающим инструментом, бурят боковой ствол на верхний пласт и эксплуатируют его, по окончании эксплуатации верхнего пласта или при снижении его пластового давления до допустимого или пластового давления нижнего пласта производят стыковку колонны бурильных или обсадных труб при помощи соединительного переводника со вставным хвостовиком и осуществляют бурение нижнего пласта, после вскрытия нижнего пласта цементируют и перфорируют вставной хвостовик и осуществляют одновременно-раздельную эксплуатацию нижнего и верхнего пластов.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 схематично изображено вскрытие с углублением ствола ниже подошвы верхнего пласта и установка эксплуатационной колонны со вставным хвостовиком; на фиг.2 показана стыковка колонны бурильных или обсадных труб, бурение ствола скважины на обсадных трубах хвостовика при одновременной эксплуатации верхнего пласта; на фиг.3 показано вскрытие нижнего пласта, цементирование хвостовика, перфорация и одновременно-раздельная эксплуатация нижнего пласта с верхним.

Способ разработки многопластового месторождения заключается в том, что в процессе бурения верхнего пласта 1 углубляют скважину 2 ниже его кровли на длину не менее половины расстояния между подошвами верхнего 1 и нижнего 3 пластов, после чего производят спуск и цементирование эксплуатационной колонны 4, спуск на башмак 5 эксплуатационной колонны 4 вставного хвостовика 6 с размещенным на его конце породоразрушающим инструментом 7 и осуществляют консервацию 8 хвостовика 6, зарезают боковой ствол 9 на верхний пласт 1 и эксплуатируют его, производят стыковку колонны бурильных или обсадных труб 10 при помощи соединительного переводника 11 со вставным хвостовиком 6 и осуществляют бурение ствола 12 на нижний пласт 3. После вскрытия нижнего пласта 3 цементируется и перфорируется вставной хвостовик 6 и осуществляется одновременно-раздельная эксплуатация нижнего 3 и верхнего 1 пластов.

Предлагаемый способ повышает надежность вскрытия несовместимых интервалов бурения и эксплуатации, позволяет продолжить углубление и крепление ствола хвостовиком обсадной колонной максимального диаметра с последующей эффективной эксплуатацией при наличии над хвостовиком оснастки, уменьшающей диаметр проходного сечения эксплуатационной колонны, например бокового ответвления, обеспечивает одновременно-раздельную эксплуатацию пластов, создает условия для сооружения скважин с заданными наперед функциональными свойствами изменения конструкции скважины в процессе ее эксплуатации с возможностью углубления ствола с использованием буровой установки минимальной грузоподъемности при одновременной эксплуатации верхнего пласта, исключая потери добычи нефти, времени на глушение и повторное освоение верхнего пласта и снижения его добычных возможностей.

Ниже приведен пример конкретной реализации способа. Рассчитаем диаметральные размеры конструкции скважины в соответствии со следующими исходными данными:

D_B=224,5 мм - внутренний диаметр 244,5 мм эксплуатационной колонны;

D_x=146 мм; 168 мм или 178 мм - диаметр вставного хвостовика;

D₆=95 мм - диаметр по муфтам 73-мм колонны бурильных труб;

d_n=D_B - (D₆+δ)=224,5 - (95+15) мм=114 мм - диаметр параллельной

безмуфтовой эксплуатационной колонны бокового ствола;

δ=15 мм - минимально допустимая разность диаметров колонн.

Углубление на нижний пласт и крепление ствола известными способами после снижения давления в верхнем пласте позволит спустить эксплуатационную колонну на нижний пласт диаметром d=224,5 - 114-15d=95,5 мм, т.е. колонну диаметром 89 мм.

Предварительная установка вставного хвостовика позволяет в конструкции многозабойной скважины ввести в эксплуатацию нижний пласт с диаметром колонны, до 2-х раз (для приведенных расчетов 1,6; 1,9 и 2,0 раза в зависимости от выбранного диаметра вставного хвостовика) превышающим размер проходного сечения, образующегося после установки параллельной эксплуатационной колонны бокового ствола. Это позволяет достичь максимально возможного дебита за счет снижения сопротивления движению нефти из пласта.