способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком

Формула изобретения

Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком, включающий бурение и строительство горизонтальных добывающих скважин с вторичным вскрытием участков с различной проницаемостью и добычу продукции, отличающийся тем, что горизонтальную скважину бурят из участка с наименьшей проницаемостью в участок с более высокой проницаемостью относительно первого участка или наоборот, после чего определяют геофизическими исследованиями границу между участками с различной проницаемостью, вторичное вскрытие участков производят с увеличением плотности перфорационных отверстий в интервалах вскрытия, причем плотность перфорационных отверстий обратно пропорциональна проницаемости соответствующих участков, оборудуют скважину насосными установками для одновременно раздельной эксплуатации участков с установкой пакера между интервалами вскрытия, добывают продукцию пласта из различных участков с различными режимами эксплуатации в зависимости от проницаемости участков - чем ниже проницаемость участка, тем с большей производительностью должна работать насосная установка, после выработки участка с высокой проницаемостью горизонтальную скважину с одновременно-раздельной эксплуатацией переводят под нагнетание вытесняющего агента в данный участок, после выработки участка с низкой проницаемостью скважину полностью переводят в нагнетательную.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком.

Известен способ разработки залежей нефти, осложненных эрозионным визейским врезом (патент RU 2298087, МПК E21B 43/20, E21B 43/30, опубл. 27.04.2007, Бюл. № 12), включающий уточнение контуров нефтеносности залежей и определение нефтенасыщенной толщины бобриковско-радаевских коллекторов в эрозионном визейском врезе, бурение добывающих и нагнетательных скважин в прибортовой зоне вреза, отбор продукции и закачку рабочего агента в пласт. Затем бурят, по крайней мере, одну горизонтальную добывающую скважину, две нагнетательные. Горизонтальный ствол добывающей скважины размещают в пределах эрозионного визейского вреза на бобриковско-радаевской залежи параллельно бортовой линии эрозионного визейского вреза и перпендикулярно вытесняющему потоку рабочего агента от горизонтальной или наклонно направленной нагнетательной скважины, размещенной за пределами эрозионного визейского вреза на турнейской залежи. Горизонтальный ствол направляют параллельно линии борта вреза и стволу добывающей горизонтальной скважины. Вторую нагнетательную скважину размещают наклонно направленной в пределах эрозионного визейского вреза на бобриковско-радаевской залежи согласно откорректированной проектной сетке.

Недостатком этого способа является то, что предлагаемый способ применим для разработки одной залежи нефти, расположенной во врезе, и не предусматривает бурение и одновременную эксплуатацию горизонтальными скважинами залежей нефти с разным типом коллекторов, при этом не учитывается неоднородность продуктивного пласта и, как следствие, уменьшение коэффициента извлечения нефти (КИН).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом (патент RU № 2434124, МПК E21B 43/20, опубл. от 20.11.2011), включающий уточнение контура нефтеносности залежи, определение нефтенасыщенной толщины продуктивных терригенных пластов в эрозионном врезе, бурение добывающих, в том числе горизонтальных, скважин в продуктивных терригенных пластах эрозионного вреза со вскрытием его борта и нагнетательных скважин, отбор продукции из скважины и закачку рабочего агента в пласт. Дополнительно определяют расположение борта вреза, горизонтальные скважины бурят из залежи нефти в карбонатных коллекторах в эрозионный врез, в прикровельную часть продуктивного терригенного пласта, производят закачку рабочего агента в продуктивный терригенный пласт эрозионного вреза и отбор продукции из него, при снижении давления в залежи нефти в карбонатных коллекторах производят периодическую закачку рабочего агента в залежь до выравнивания пластового давления в ней с давлением в продуктивном терригенном пласте эрозионного вреза. При наличии нескольких продуктивных пластов в эрозионном врезе горизонтальную скважину строят ступенчато, последовательно охватывая все пласты, начиная с верхнего, причем при обводнении продукции горизонтальную скважину изолируют ступенчато, последовательно, начиная с нижней ступени.

Недостатками способа являются неравномерная добыча продукции, неполная выработка ее из низкопроницаемых участков, наличие удаленных от границы раздела высокопроницаемых и низкопроницаемых участков нагнетательных скважин, что приводит к более энергоемким и финансовым затратам, при этом выравнивание гидродинамического уровня в участках с различной проницаемостью продуктивного пласта производят за счет нагнетания из удаленных от границы раздела высокопроницаемых и низкопроницаемых участков нагнетательных скважин, что не позволяет полностью охватить низкопроницаемые участки и, как следствие, увеличить КИН.

Техническими задачами способа являются полная и равномерная выработка продукции пласта из участка с наименьшей проницаемостью и повышение КИН за счет обустройства и режима работы добывающей горизонтальной скважины с одновременно-раздельной эксплуатацией.

Техническая задача решается способом, включающим бурение и строительство горизонтальных добывающих скважин с вторичным вскрытием участков с различной проницаемостью и добычу продукции.

Новым является то, что горизонтальную скважину бурят из участка с наименьшей проницаемостью в участок с более высокой проницаемостью относительно первого участка или наоборот, после чего определяют геофизическими исследованиями границу между участками с различной проницаемостью, вторичное вскрытие участков производят с увеличением плотности перфорационных отверстий в интервалах вскрытия, причем плотность перфорационных отверстий обратно пропорционально проницаемости соответствующих участков, оборудуют скважину насосными установками для одновременно-раздельной эксплуатации участков с установкой пакера между интервалами вскрытия, добывают продукцию пласта из различных участков с различными режимами эксплуатации.

Новым является также то, что после выработки участка с высокой проницаемостью горизонтальную скважину с одновременно-раздельной эксплуатацией переводят под нагнетание вытесняющего агента в данный участок, после выработки участка с низкой проницаемостью скважину полностью переводят в нагнетательную.

На чертеже представлена схема размещения горизонтальной добывающей скважины с одновременно-раздельной эксплуатацией.

Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком осуществляется следующим образом.

В ходе исследования продуктивного пласта 1 (фиг.1) определяют нефтенасыщенный участок с наименьшей проницаемостью K₁, через который при бурении горизонтальной добывающей скважины 2 осуществляют вход в продуктивный пласт 1, забойный участок ствола горизонтальной добывающей скважины 2 размещают при бурении в участке с большей проницаемостью K₂ или наоборот - из участка с проницаемостью K₂ в участок с K₁ (на черт. не показано).

Далее геофизическими исследованиями определяют границу между участками с различной проницаемостью K₁ и K ₂, после чего производят вторичное вскрытие этих участков K₁ и K₂ с плотностью перфорационных отверстий 3 обратно пропорционально проницаемости соответствующих участков и на расстоянии между интервалами вскрытия не менее 3 м (для исключения несанкционированных перетоков продукции пласта в промышленных масштабах из одного интервала перфорации в другой). То есть чем выше проницаемость на определенном участке, тем ниже плотность перфорационных отверстий 3, соответствующих данному участку. Горизонтальную добывающую скважину 2 оборудуют двумя насосными установками 4 и 5 для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) с установкой пакера 6 между интервалами перфораций отверстиями 3. Насосы 4 и 5 также работают с различной производительностью в зависимости от участков, которым они соответствуют, чем ниже проницаемость участка пласта 1, тем с большей производительностью должен работать насос.

После выработки участка K₂ с высокой проницаемостью горизонтальную скважину 2 с одновременно-раздельной эксплуатацией переводят под нагнетание вытесняющего агента (например: воду, соленую воду, воду с углеродными растворителями и т.п.) в данный участок K₂ для увеличения и пластового давления в зоне работы скважины 2, тем самым для более полной и быстрой выработки продукции пласта 1. При полной выработке обоих участков K₁ и K₂ горизонтальную скважину 2 полностью переводят в нагнетательную.

Приведем конкретный пример с применением данного способа на конкретном объекте с нижеприведенными параметрами:

Средняя глубина залегания объекта - 654 м.

Значение начального пластового давления - 8,1 МПа.

Давление насыщения - 0,7 МПа.

Начальная пластовая температура - 20°C.

Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 140 мПа·с.

Значение средней проницаемости по керну на участке K₁ - 3 мкм².

Значение средней проницаемости по керну на участке K₂ - 150 мкм²

Обустраивают горизонтальную скважину 2, которая проходит через оба участка K₁ и K₂. Средняя длина участка K₁ и K ₂ по профилю скважины составляет 50 м и 150 м соответственно. На участке K₂ в интервале перфорации суммарная площадь отверстий 3 в среднем составила 3 м², насос 5 применен с производительностью 10 м³/ч. На участке K₁ в интервале перфорации суммарная площадь отверстий 3 в среднем составила 2 м², насос 4 применен с производительностью 20 м³/ч. Далее скважина 2 запущена в работу в обычном режиме до тех пор, пока обводненность на участке K₂ не достигнет максимально допустимой (98-99%), вследствие чего извлекают насос 5, спускают колонну труб (на черт. не показаны) за пакер 6 и переводят этот участок под нагнетание вытесняющего агента до полной выработки участка с низкой проницаемостью K ₁. Накопленная добыча нефти и КИН оказались выше на 17% относительно горизонтальной скважины без установки для ОРЭ и регулированием фронта вытеснения удаленными нагнетательными скважинами.

Представленный способ был смоделирован в программном комплексе Tempest компании Roxar и показал, что при применении предлагаемого способа на горизонтальных скважинах позволяет увеличить накопленную добычу нефти и КИН на 15-23% в зависимости от свойств пласта.

Результаты показали, что предложенный способ позволяет выполнять полный и более равномерный отбор продукции пласта из участков с различной проницаемостью, отличающейся друг от друга на порядок, в том числе и из участка с наименьшей проницаемостью за счет обустройства и режима работы добывающей горизонтальной скважины с установками для одновременно-раздельной эксплуатации. Также накопленная добыча нефти и КИН выше на 15-23% в зависимости от свойств пласта.