Основные типы профилей скважин с боковыми стволами

Выбор профилей скважин является основой проектирования горизонтальных, боковых стволов. Их выбор зависит от принятой на предприятии системы разработки месторождения или отдельного объекта, а также геологических и технических условий для проведения буровых работ.

Существует несколько типов профилей, применяемых в СНГ и за рубежом. Основые критерии выбора профиля:

- форму профиля бокового ствола;

- радиус искривления при выходе на горизонталь;

- угол охвата резко искривленного участка.

Можно выделить три группы профилей боковых(горизонтальных) стволов (рисунок 3.3):

I – трехинтервальный профиль;

II, III – двухинтервальный профиль;

IV – четырехинтервальный профиль.

В практике бурения боковых стволов радиусы искривления на участке набора зенитного угла в зависимости от геологических условий и технического оснащения бригад составляют 60 – 660 м. Этот показатель также зависит от решаемой с помощью бокового ствола задачи. В одних случаях, например при наличии на забое аварийного инструмента, радиусы могут составить малую величину, позволяющую реализовать небольшой отход от старого забоя. В других случаях, например при полном обводнении скважины, радиус искривления составляет большую величину с целью максимального отхода от конуса обводнения старого ствола. [6]

Рисунок 3.3 - Типы профилей

I – трехинтервальный; II, III – двухинтервальный; IV – четырехинтервальный; участки:

1 – набора зенитного угла; 2 – стабилизации; 3 – падения зенитного угла; 4- выхода на горизонталь; 5 – горизонтальный

 

3.3 Выбор скважин-кандидатов для бурения бо­ковых стволов

Гидроразрывы, повторная перфорация, восстановление коллекторских свойств пласта при обработке кислотой и новое заканчивание скважины — все это широко применяемые методы увеличения продук­тивности существующих скважин, а значит и чистой текущей стоимости на старых ме­сторождениях. На сегодняшний день использованию боковых стволов уделяют особое внимание в связи с тем, что можно существенно повысить нефтеотдачу из загрязненных или же истощенных пластов, а также это один из лучших методов по вскрытию новых пластов, еще не вовлеченных в разработку, с наименьшими финансовыми вложениями.

Во многих случаях применение тради­ционных технологий и технических средств может оказаться неэффективным или не­целесообразным. В старых скважинах бу­рение боковых стволов можно считать наи­лучшим техническим решением, если есть надежное обоснование эффективности вскрытия продуктивной зоны наклонным или горизонтальным стволом (рисунок 3.4). Бу­рение боковых стволов из существующих скважин дешевле, чем строительство но­вых скважин. Кроме того, траектория бо­кового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже оха­рактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания и эксплуатации пластов.

Рисунок 3.4 - Оптимизация добычи

 

Если существующая скважина вскрыла газовую шапку или прошла вблизи нее, а также при наличии подстилающей воды, то содержание газа или воды (зачастую и то­го и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При от­сутствии газовой шапки традиционным способом отсрочить прорыв воды являет­ся перфорация только верхней части про­дуктивного интервала. Однако во многих случаях при радиальном притоке флюида создаваемой депрессии бывает достаточно, чтобы подтянуть воду к зоне перфорации в виде конуса (рисунок 3.5). Достигнув нижних пер­форационных отверстий, вода, благодаря ее большой подвижности, может стать основ­ным компонентом продукции скважины.

 

 

Рисунок 3.5 - Образование конуса и прорыв воды в скважину

При сильном подпоре «нижней» воды обводнение скважины может иметь место даже при отсутствии водонефтяного кон­такта повышенной подвижности (под подвижностью понимается отношение проницаемости к вязкости. Относительно легкая сырая нефть обладает достаточно высокой вязкостью и, соответственно, имеет меньшую подвижность, чем пластовая вода).

Как пра­вило, стволы горизонтальных скважин располагают ближе к кровле продуктив­ного пласта, поэтому перепад давления, перпендикулярный к оси скважины, приво­дит к подъему воды в виде треугольной призмы, а не конуса (рисунок 3.6). Для образова­ния такой призмы необходимо вытеснить гораздо больше нефти, чем для образова­ния конуса, то есть отдача пласта увеличи­вается даже за счет геометрических ха­рактеристик водяного потока.

Рисунок 3.6 - Образование призматического гребня воды

В отложениях, склонных к выносу пес­ка, бурение боковых стволов может ис­ключить необходимость спуска дорогосто­ящих гравийных фильтров, используемых для борьбы с песком. В отличие от верти­кальных, горизонтальные скважины поз­воляют отбирать столько же или больше продукции при значительно меньших де­прессиях на пласт.

Также одним из преимуществ использования боковых стволов является то, что условия для вскрытия многопластовых месторождений значительно улучшаются. Если пласты лежащие друг над другом имеют необходимую мощность для вскрытия их горизонтальными стволами, то целесообразно будет использовать бурение нескольких боковых стволов расположенных друг за другом и проведенных из одной скважины. В зависимости от интенсивности притока в каждом пласте, меняя протяженность вскрытия каждого из них, можно поддерживать на одном уровне удельную отдачу в каждом из пластов.

Более дешевым решением этой пробле­мы является вскрытие всех пластов одним наклонным боковым стволом. При проек­тировании траектории такого бокового ствола можно предусмотреть увеличение протяженности вскрытия пластов с мень­шими дебитами, чтобы поддерживать удельную отдачу пластов на приблизи­тельно одинаковом уровне. Однако в слу­чае обводнения одного из высокопроизво­дительных пластов, изолировть его будет гораздо трудней, чем в многоствольной скважине.

В сравнении с вертикальной скважиной, наклонный боковой ствол может значитель­но увеличить отбор из тонкослоистого мес­торождения, где из-за малой мощности не­возможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Часто углеводородосодержащие пласты не включают в число эксплуатационных объ­ектов, или они не дают притока при на­чальных методах заканчивания скважины. Такие интервалы можно дополнительно проперфорировать, и после гидроразрыва значительно увеличить производитель­ность скважины. Однако в маломощных пластах бурение боковых стволов с гори­зонтальными участками эффективнее гид­роразрывов.

Ввиду особых условий осадконакопления стратиграфическое строение некото­рых залежей обеспечивает условия мигра­ции углеводородов в горизонтальном и вертикальном направлениях. Геологичес­кие фации с контрастными коллекторскими характеристиками могут быть как эк­ранами, так и каналами для миграции. Иногда песчанистые коллекторы могут иметь слишком малую мощность, чтобы быть выделенными в сейсморазрезе, но благодаря большой протяженности, они видны на амплитудных сейсмокартах структурных горизонтов. В таких случаях горизонтальные скважины могут идеально решить проблему эксплуатации пластов малой мощности и вскрытия углеводород­ных залежей, удаленных по горизонтали от устья скважины.

Больше всего горизонтальных скважин бурят в трещиноватых коллекторах. Когда горизонтальные скважины бурятся перпендикулярно плоскостям при­родных трещин, создается отличная дре­нажная система для повышения добычи. Выявление зон трещиноватости и опреде­ление ориентации трещин являются решающими условиями успешного проекти­рования скважин в таких породах. Обычно горизонтальные скважины, перпендику­лярные природным трещинам, обеспечива­ют более высокую производительность, чем вертикальные скважины после гидроразрывов. Как правило, природные трещи­ны расположены в вертикальных плоско­стях, но если коллектор залегает неглубоко или находится под аномально-высоким пла­стовым давлением, то могут встретиться раскрытые горизонтальные трещины. В та­ких случаях целесообразно бурить верти­кальные и наклонные скважины. Однако в глубоко-залегающих коллекторах с ано­мально-высоким пластовым давлением лучше закрепить раскрытые трещины, что­бы избежать потерь производительности по мере падения порового давления в процес­се эксплуатации.

Вытянутые в длину залежи могут обра­зоваться в флювиальных отложениях или в результате крупных осложнений. Оба ти­па залежей можно вскрывать горизонталь­ными скважинами. Для конкретных усло­вий выбирается стратегия бурения, определяемая задачами, которые должны решить скважины. Например, ствол сква­жин может идти внутри одной залежи, вдоль нее или вскрывать по возможности большее число залежей. В последнем слу­чае ствол скважины идет перпендикулярно длинным осям залежей, что соответствует перемещению поперек склона, существо­вавшего в период осадконакопления. Дру­гим решением могут быть многостволь­ные скважины для вскрытия каналов, выявленных сейсмическими замерами в горизонтальных скважинах, из которых бурят боковые стволы.

Еще одной областью применения гори­зонтальных скважин является вскрытие сводообразных структурных построений, где круто-падающие пласты могут быть увенчаны газовой шапкой вверху или под­пираться снизу водой. Одним из способов бурения в таких структурах является вскрытие сразу нескольких пластов одним горизонтальным стволом, размещаемым на безопасном расстоянии от газовой шапки и подпирающей воды. Хотя этот способ кажется очень эффективным, он имеет очевидный недостаток. В скважину совместно поступает продукция всех вскрытых пластов, и прорыв газа или воды хотя бы по одному из них отрицательно скажется на работе всех остальных. Более надежным было бы селективное вскрытие каждого пласта отдельным боковым стволом. При этом боковые стволы располагаются на безопасном расстоянии от контакта с газом или водой, что предотвращает преждевременное обводнение или разгазирование добываемой продукции. Для каждого бокового ствола выбирается оптимальная протяженность вскрытия продуктивного горизонта. [7]