способ строительства скважин многопластового нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение скважины до проектной глубины со вскрытием неоднородных пластов пашийского горизонта, геофизические исследования, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование, отличающийся тем, что бурение производят без вскрытия водоносной части разреза, а при цементировании эксплуатационной колонны стон-кольцо, устройство манжетного цементирования, цементировочный обратный дроссельный клапан размещают выше продуктивного пласта, при этом не нарушают целостность глинистой перемычки между верхними и нижними пластами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин.

Известен способ строительства скважины, в целях предотвращения водопритока из нижних водоносных пластов, с ограниченным забоем в два этапа (Середа Н.Г., Соловьев Е.М. "Бурение нефтяных и газовых скважин". Москва, Недра, 1988 г., §12.2, стр.233).

Двухэтапное строительство скважины с посадкой эксплуатационной колонны на кровлю пашийского горизонта с дальнейшей проводкой ствола по продуктивной части меньшего диаметра связано с риском отсутствия продуктивных нефтеносных пластов «а, б1» пашийского горизонта. При выявлении данного факта дальнейшее строительство скважины как водозаборной или нагнетательной связано с дополнительными затратами в части - дальнейшего углубления скважины долотом меньшего диаметра и последующего крепления разреза хвостовиком малого диаметра, что не гарантирует высокого качества цементного камня заколонного пространства. Наиболее близким является стандартный 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, стр.255, "Основы технологии спуска обсадных колонн в скважину").

Недостатком 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.

Также одним из недостатков этих способов заканчивания строительством скважин является то, что 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. Это приводит к ухудшению гидродинамической связи пласта со скважиной, т.е. снижается продуктивность пласта. Особенно это происходит, когда нижние водоносные пласты имеют большее пластовое давление, чем нефтеносный, и для вскрытия продуктивного разреза используют промывочную жидкость с повышенной плотностью. При этом избыточное давление на продуктивный пласт будет излишне высоким, что способствует более интенсивному загрязнению коллектора.

Третьим недостатком является то, что продуктивный пласт дополнительно загрязняется тампонажным раствором, поскольку избыточное давление при цементировании значительно больше, чем при бурении.

Технической задачей предлагаемого изобретения является предотвращение получения заколонного водопритока в скважине, сохранение коллекторских свойств многопластового месторождения, экономия затрат при строительстве скважины.

Задача решается тем, что в данном способе строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, включающем бурение скважины до проектной глубины со вскрытием неоднородных пластов пашийского горизонта, геофизические исследования, спуск эксплуатационный колонны и ее цементирование, бурение производят без вскрытия водоносной части разреза, а при цементировании эксплуатационной колонны стоп-кольцо, устройство манжетного цементирования, цементировочный обратный дроссельный клапан размещают выше продуктивного пласта, при этом не нарушают целостность глинистой перемычки между верхними и нижними пластами.

Отличительными признаками изобретения является то, что производится первичное вскрытие только нефтенасыщенной части разреза, а низ эксплуатационной колоны компонуется с расчетом установки элементов конструкции (стоп-кольцо, УМЦ, ЦКОД) выше продуктивного интервала. Снизу располагают патрубок обсадной колонны длиной, соответствующей толщине продуктивного интервала, или устанавливается фильтр со срезными заглушками (ФПД) или с кислоторастворимыми заглушками.

Способ строительства скважины осуществляют следующим образом.

При первичном вскрытии продуктивного разреза углубляют ствол скважины бурением с применением кольматации на облегченном буровом растворе удельного веса =1,08-1,10 г/см³ на проектную глубину, выполняют геофизические работы в рамках окончательного каротажа. При наличии верхних продуктивных нефтенасыщенных пластов «а, б1» пашийского горизонта проводят подготовительные работы по спуску обсадной колонны.

Компоновка низа эксплуатационной колонны производится в следующей последовательности: в нижней части устанавливается разбуриваемый башмак; в продуктивном интервале устанавливается выборочно - фильтр полый депрессионный (ФПД), фильтр с кислоторастворимыми заглушками или патрубок обсадной колонны длиной соответствующей мощности продуктивного интервала, предназначенный для проведения в нем кумулятивной или механической (сверлящей, гидромеханической) перфорации; далее устанавливается дроссельный обратный клапан ЦКОД, устройство манжетного цементирования (УМЦ), стоп-кольцо.

После спуска эксплуатационной колонны на забой производится цементирование затрубного пространства согласно «Инструкции по креплению скважин ОАО «Татнефть» РД 153-39.0-525-07.

Таким образом, установка элементов цементировочного узла обсадной колонны производится выше продуктивного пласта. Такое расположение элементов конструкции обсадной колонны при бурении позволяет получить надежную крепь стенки ствола скважины, а бурение с ограниченным забоем обеспечивает создание надежной изоляции от прорыва водопритока с нижних пластов.

Кроме того, данный способ позволяет применять промывочную жидкость меньшей плотности. Тем самым обеспечивает минимальное проникновение в призабойную зону пласта фильтратов промывочной жидкости и цементного раствора за счет того, что при цементировании прокачиваемый тампонажный раствор будет заполнять затрубное пространство выше элементов конструкции обсадной колонны, т.к. устройство манжетного цементирования (УМЦ) препятствует осаждению тампонажного раствора в зону намеченного интервала перфорации.

Вскрытие с ограниченным забоем продуктивного разреза, не нарушая целостности глинистой перемычки между неоднородными пластами, обеспечивает надежную изоляцию от прорыва вод с водоносных пластов. При необходимости элементы оснастки, цементный стакан и башмак обсадной колонны разбуриваются долотом меньшего диаметра, и забой углубляется на 0,5 метра с целью увеличения площади фильтрации в скважину. Вторичное вскрытие производится в интервале продуктивного пласта, обсаженного эксплуатационной колонной, в зависимости от принятого элемента оснастки.

В случае отсутствия нефтенасыщенных продуктивных пластов «а, б1» принимается решение о дальнейшем углублении ствола скважины без потери в диаметре либо - отказ от пробуренного ствола и бурение от существующего кондуктора, второго ствола на измененную проектную точку забоя скважины.

Пример конкретного выполнения способа. На фиг.1 и фиг.2 изображены схема строительства скважины. На чертеже приняты следующие обозначения: 1 - верхний известняк, 2 -глинистая перемычка, 3 - пласт Д1 "а", 4 - пласт Д1 "б1+б2", 5 - пласт Д1 "б3", 6 - пробуренный ствол, 7 - эксплуатационная колонна, 8 - стоп-кольцо, 9 - УМЦ, 10 - ЦКОД, 11 - интервал перфорации (ФПД), 12 - башмак, 13 - патрубок-репер, 14 - открытый забой.

Проведено промышленное испытание данного способа на скважине № 13675. Пробурили скважину диаметром 215,9 мм на проектную глубину абсолютную отметку - 1482,3 м. Провели геофизические исследования. Определили интервал продуктивного пласта в интервале абсолютных отметок - 1479, 9-1482 м. Спустили обсадную колонну диаметром 168 мм на забой. Сборку элементов компоновки низа обсадной колонны произвели в следующей последовательности (снизу вверх): башмак на забое; 6-метровый фильтр с полыми заглушками (ФПД); циркуляционные окна с дроссельным обратным клапаном (ЦКОД); устройство манжетного цементирования (УМЦ); 10-метровый патрубок обсадной колонны; стоп-кольцо; далее до устья обсадная колонна диаметром 168 мм. Зацементировали обсадную колонну в стандартном режиме. Ожидание затвердевания цемента - 48 часов. Разбурили долотом диаметром 143,9 мм элементы оснастки, цементный мост и углубили ствол на 0,3 м. Провели геофизические исследования по оценке качества цементирования. Вторичное вскрытие произвели в режиме создания депрессии на вскрываемый пласт методом срезания полых заглушек.

В результате, продуктивность скважины оказалась на 15-25% выше продуктивности соседних скважин данного участка разработки нефтяной залежи, что свидетельствует о сохранении коллекторских свойств пласта, и получили безводную продукцию. Экономия затрат при строительстве скважины составила 15%.

Применение предложенного способа позволяет получить надежную изоляцию от водопритока с нижних водоносных пластов, сохранить коллекторские свойства пласта и сэкономить на затратах при строительстве скважины.