способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения

Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий ликвидацию выявленных заколонных перетоков флюида в интервале продуктивных пластов, перфорацию эксплуатационной колонны и эксплуатацию продуктивного пласта, отличающийся тем, что перфорацию эксплуатационной колонны производят выше кровли продуктивного пласта путем вырезки окна в эксплуатационной колонне, через которое осуществляют вскрытие продуктивного пласта бурением радиально направленных наклонных стволов малого диаметра за зону кольматации и заколонных перетоков флюида на все продуктивные пропластки продуктивных пластов с применением композитных растворов на нефтяной основе, рецептуру которых подбирают на основании анализа керна из ближайшей вертикальной скважины данного участка, а в процессе эксплуатации продуктивных пластов окно в эксплуатационной колонне перекрывают щелевым фильтром.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации добывающих скважин для вторичного вскрытия продуктивных пластов, восстановления добывных возможностей скважин и достижения максимальной их производительности.

Известны многочисленные способы вскрытия продуктивных пластов и воздействия на призабойную зону пласта с целью получения высокопроизводительных скважин.

Наиболее широкое распространение в промысловой практике при вторичном вскрытии пласта получили кумулятивная и гидропескоструйная перфорации, вскрытие продуктивных пластов открытым забоем, гидравлический разрыв пласта и всевозможные химические воздействия на продуктивные пласты (солянокислотные обработки (СКО), термогазохимическое воздействие (ТГХВ) и др.)[1,2]

Однако применение этих методов в геолого-промысловых условиях Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения при освоении нефтяных залежей, где испытаны практически все способы воздействия на продуктивные пласты, показало их низкую эффективность.

На Уренгойском НГКМ наиболее широкое распространение при вторичном вскрытии продуктивных горизонтов получила кумулятивная перфорация. А при неполучении притока флюида применяются гидропескоструйная перфорация (ГПП) и многие другие методы воздействия на продуктивные пласты [1, 2, 3]

При кумулятивной перфорации глубина перфорационных каналов существенно меньше зоны кольматации, а воздействие интенсивных ударных волн на эксплуатационную колонну и цементный камень приводит, в ряде случаев, к разгерметизации скважин со стороны газоносных и водоносных горизонтов, т.е. появляются заколонные перетоки. Дебиты скважин существенно меньше потенциально возможных дебитов для данного пласта.

За прототип принимаем способ вскрытия продуктивного пласта путем гидропескоструйной перфорации [4] При его помощи прорезаются более глубокие каналы за зону кольматации, когда кумулятивная перфорация не дает должного результата.

Гидропескоструйная перфорация включает спуск и точную установку перфоратора на колонне бурильных труб на заданной глубине; привязку места установки перфоратора по пласту-реперу; обвязку наземного оборудования со скважиной; опрессовку системы манифольдов и труб на 1,5-кратное рабочее давление; вымыв опрессовочного клапана и оценку потерь давления на трение посредством промывки скважины при режиме перфорации; спуск клапана перфоратора и выход на рабочий гидравлический режим обработки без подачи в поток абразива; собственно гидропескоструйное воздействие. Эффективность гидропескоструйной перфорации определяется энергией струи, которую принято характеризовать перепадом давления в насадках, гидравлической характеристикой, формируемой в насадке струи, и содержанием в ней абразива.

Однако не всегда удается получить ожидаемую продуктивность скважины после ГПП, что также связано с большой зоной кольматации при производстве ГПП в результате проникновения фильтрата рабочего раствора в продуктивные пласты при создании рабочих давлений перфорации.

По сравнению с прототипом предлагаемое решение позволяет вскрывать продуктивные пласты за зоной кольматации, которая оценивается от сантиметра до нескольких метров в зависимости от коллекторских свойств пород-коллекторов, их расчлененности, наличия разрывных нарушений, состава и свойств применяемых растворов первичного вскрытия пласта, режима бурения и цементирования. При этом вскрытие пласта производится бурением при минимальной репрессии на продуктивные пласты, и даже при депрессии с использованием "вращающихся превенторов" в зону не нарушенной проницаемости продуктивных пластов при первичном вскрытии и получать высокопроизводительные скважины.

Это достигается тем, что в предлагаемом способе вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающем ликвидацию выявленных заколонных перетоков флюида в интервале продуктивных пластов, перфорацию эксплуатационной колонны и эксплуатацию продуктивного пласта, отличающемся тем, что перфорацию эксплуатационной колонны производят выше кровли продуктивного пласта путем вырезки окна в эксплуатационной колонне, через которое осуществляют вскрытие продуктивного пласта, бурением радиально направленных наклонных стволов малого диаметра, за зону кольматации и заколонных перетоков флюида на все продуктивные пропластки продуктивных пластов, в несколько раз увеличивая условный радиус скважины, вскрывающих все продуктивные пропластки данного горизонта под определенным углом, с учетом анизотропных свойств пород-коллекторов и с применением специальных композитных растворов на нефтяной основе, рецептура которых подобрана на основании анализа керна ближайшей вертикальной скважины данного участка. Для предотвращения выноса песка из вскрытого интервала и обвалов горных пород необсаженного ствола скважины в процессе эксплуатации вырезанное окно перекрывается щелевым фильтром.

При этом расстояние вырезанного окна до продуктивного пласта, угол наклона дополнительных стволов, их длина в пределах продуктивного пласта должны определяться геологическим строением залежи, уровнями газоводяного, газонефтяного и водонефтяного контактов, техническими возможностями оборудования по ремонту скважин и экономической целесообразностью.

Для достижения максимальных значений коэффициента продуктивности скважин вырезка окна в эксплуатационной колонне, бурение наклонных стволов должно осуществляться, так чтобы обеспечить возможно большее расстояние их отхода от основного ствола для достижения максимального условного радиуса скважины под углом, обеспечивающим вскрытие всех продуктивных пропластков за зоной кольматации и заколонных перетоков флюидов с учетом анизотропных свойств пород-коллекторов.