способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком

Формула изобретения

Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком, включающий бурение горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков с различной проницаемостью, добычу продукции пласта и выравнивание внутрипластового давления, отличающийся тем, что при бурении горизонтальной добывающей скважины ее забойный участок размещают на участке с проницаемостью, как минимум в 2 раза большей проницаемости низкопроницаемого участка, при этом продукцию пласта добывают до снижения пластового давления не более чем в 2 раза относительно гидростатического, после чего производят выравнивание внутрипластового давления остановкой скважины на время, достаточное для перетока продукции из низкопроницаемого участка на участок с более высокой проницаемостью, затем определяют пластовое давление и добычу возобновляют, при необходимости циклы остановки повторяют, при обводнении продукции пласта более чем на 98% добычу осуществляют только из низкопроницаемого участка, отсекаемого от остального ствола скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение 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, Е21В 43/20, МПК Е21В 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 Е21В 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 нагнетательных скважин, что приводит к более энергоемким и финансовым затратам, при этом выравнивание гидродинамического уровня на участках с различной проницаемостью продуктивного пласта производят за счет нагнетания, что не позволяет полностью охватить низкопроницаемые участки, 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.

Техническая задача решается способом разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком, включающим бурение горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков с различной проницаемостью, добычу продукции пласта и выравнивание внутрипластового давления.

Новым является то, что горизонтальную скважину бурят из низкопроницаемого участка, при этом продукцию пласта добывают до снижения пластового давления не более чем в 2 раза относительно гидростатического, после чего производят выравнивание внутрипластового давления остановкой скважины на время, достаточное для перетока продукции из низкопроницаемого участка в участок с более высокой проницаемостью, затем определяют пластовое давление и добычу возобновляют, при необходимости циклы остановки повторяют.

Новым является также то, что при обводнении продукции пласта более чем на 98% добычу осуществляют только из низкопроницаемого участка, отсекаемого от остального ствола скважины.

На чертеже представлена схема размещения горизонтальной добывающей скважины.

Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком осуществляется следующим образом.

В ходе исследования продуктивного пласта 1 определяют нефтенасыщенный участок с наименьшей проницаемостью К₁ , через который при бурении горизонтальной добывающей скважины 2 осуществляют вход в продуктивный пласт 1, забойный участок ствола горизонтальной добывающей скважины 2 размещают при бурении на участке с большей проницаемостью К₂.

После обустройства скважины 2 обсадной колонной (не показана) с ее цементированием и вторичного вскрытия пласта 1 осуществляют отбор продукции из пласта 1 до снижения пластового давления до Р₂ на участке с проницаемостью К₂ не более чем в 2 раза относительно первоначального гидростатического. Так как проницаемость участка К₂ намного больше, чем К₁ (как минимум в 2 раза), то и снижение пластового уровня Р₂ при добыче будет в нем происходить интенсивнее из-за меньшего сопротивления перетокам продукции пласта 1 на данном участке, то есть Р₂ всегда будет меньше, чем P₁ при добыче продукции, и, как следствие, отбор на участке с проницаемостью К₂ будет происходить интенсивнее. После этого производят остановку добычи из этой горизонтальной добывающей скважины 2 для выравнивания внутрипластового давления на время, достаточное для перетока продукции из участка с низкопроницаемостью К₁ в участок с проницаемостью К₂, P ₁=Р₂ (обычно достаточно остановки на время от 1 до 5 сут в зависимости от разности в проницаемостях P₁ -P₂: чем больше разность, тем больше нужно времени для выравнивания давлений). Затем определяют пластовое давление в горизонтальной добывающей скважине 2 и добычу возобновляют, при необходимости циклы остановки повторяют. При обводнении продукции пласта более чем на 98% добычу осуществляют только из низкопроницаемого участка с проницаемостью К₁, отсекаемого от остального ствола горизонтальной добывающей скважины 2 (например, пакером или цементированием участка скважины, располагаемого напротив высокопроницаемого и быстро обводняемого участка).

Представленный способ был смоделирован в программном комплексе Tempest компании Roxar. В нижеприведенной таблице приведены геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта.

Параметры пласта	Значение
Средняя глубина залегания, м	975,0
Средняя общая толщина, м	20,0
Коэффициент пористости, д. ед.	0,12
Значение средней проницаемости по керну, мкм2	0,19
Значение начальной пластовой температуры, °С	25,0
Значение начального пластового давления, МПа	9,75
Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мПа·с	112,0
Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях, кг/м3	947,0
Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, мПа·с	1,8
Коэффициент плотности воды в пластовых условиях, кг/м3	1158,0

Результаты показали, что предложенный способ позволяет выполнять полный и 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. Также накопленная добыча нефти и КИН выше на 15-20% в зависимости от свойств пласта.