способ разработки мелких залежей и отдельных линз многопластового нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки мелких залежей и отдельных линз многопластового нефтяного месторождения, включающий вскрытие продуктивного пласта одиночной вертикальной скважиной, закачку химических реагентов и отбор продукции через эту же скважину в циклическом режиме, отличающийся тем, что через вертикальную скважину по продуктивному пласту бурят не менее одного горизонтального ствола, имеющего криволинейное расположение в плане, а закачку расчетного объема реагентов осуществляют периодами с выдержкой на стабилизацию давления без отбора продукции между ними до повышения пластового давления до начального и последующим отбором продукции до экономически рентабельного уровня, причем эти циклы повторяют.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам извлечения нефти из мелких нефтяных залежей и отдельных линз.

Известен способ разработки нефтесодержащих линз, предусматривающий вскрытие их одной вертикальной скважиной и добычу продукции за счет пластовой энергии до ее истощения [1]

Недостатком указанного способа является низкая эффективность: пластовое давление по сравнению с первоначальным снижается на 5-8 МПа, дебит сокращается в 3-4 раза, а накопленный отбор составляет всего 2% от начальных запасов.

Наиболее близким по технологической сущности к предлагаемому является способ, описанный в а.с. N 1717800 от 02.04.90 г. который заключается в следующем. В линзу после эксплуатации ее до истечения пластовой энергии через вертикальную скважину закачивают водные растворы химических реагентов, образующих при реакции в пласте углекислый газ, в результате чего значительно повышается пластовое давление. Затем вновь приступают к отбору продукции. В качестве химических реагентов применяют раствор кальцинированной соды и соляную кислоту в виде обратной эмульсии, причем указанные растворы закачивают порциями циклически.

Данный способ имеет ряд недостатков. Во-первых, вскрытие продуктивного пласта только одним вертикальным стволом приводит к незначительному охвату линзы воздействием закачиваемых реагентов и зоны дренажа при отборе продукции.

Во-вторых, при закачке химических реагентов происходит быстрый рост давления в призабойной зоне за счет интенсивного выделения CO₂, в результате чего возникает необходимость повышения давления нагнетания при закачке последующих порций.

В-третьих, циклическая закачка расчетного объема реагентов без выдержки между периодами на стабилизацию давления в линзе не позволяет достичь его равномерного перераспределения по всей линзе, а значит, не происходит полного охвата залежи воздействием, что отрицательно влияет на нефтеотдачу.

Целью предлагаемого способа является увеличение охвата линзы (залежи) воздействием закачиваемых реагентов, зоны дренажа при отборе продукции и повышение нефтеотдачи.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим вскрытие продуктивного пласта одиночной скважиной, закачку химических реагентов и отбор продукции через эту же скважину в циклическом режиме.

Новым является то, что через существующую вертикальную скважину по продуктивному пласту бурят не менее одного горизонтального ствола, имеющего криволинейное расположение в плане, а закачку расчетного объема реагентов осуществляют периодами с выдержкой на стабилизацию давления без отбора продукции между ними до повышения пластового давления до начального и последующим отбором продукции до экономически рентабельного уровня, причем эти циклы повторяют.

На фиг.1 представлены варианты схем расположения в залежи горизонтальных стволов скважин: а) скважина с одним вертикальным и двумя горизонтальными стволами; б) скважина с одним вертикальным и одним круговым горизонтальным стволом; на фиг.2 приведен график изменения давления за цикл периодической закачки и беспрерывного отбора.

Способ применяют на разбуренных и эксплуатирующихся на режиме истощения пластовой энергии мелких нефтяных залежах и изолированных линзах и осуществляют в следующей последовательности.

Выбирают линзу (залежь), эксплуатирующуюся на пределе истощения пластового давления или дальнейшая разработка которой данным способом становится нерентабельной. Изучают характеристику линзы (залежи), в частности ее размеры, балансовые и извлекаемые запасы нефти, проницаемость и пористость коллектора и т.д. В зависимости от этих параметров определяют способ дальнейшей эксплуатации этой линзы. Если ее размеры небольшие и запасы нефти незначительные, то достаточно прорубить в пласте через существующую вертикальную скважину один горизонтальный круговой ствол (фиг.1,б). В случае когда линза (залежь) имеет более значительные размеры и большие запасы нефти, необходимо бурение через вертикальную скважину нескольких горизонтальных стволов (фиг. 1, а). Затем по известным параметрам линзы (залежи) рассчитывают необходимый суммарный объем закачиваемых реагентов. Необходимое требование к подбору химических реагентов: при реакции между ними выделение максимального объема углекислого газа и их взаимная нейтрализация. В качестве закачиваемых реагентов можно применять, например, растворы кальцинированной соды 20% концентрации и соляной кислоты 14% концентрации. В приближенном значении их объем можно рассчитать по следующей формуле:



где Q_нач. начальные геологические запасы, т;

начальное пластовое давление, МПа;

текущее пластовое давление, МПа;

_ж коэффициент сжимаемости жидкости;

плотность пластовой нефти, т/м³.

Полный цикл закачки распределяют на периоды, количество которых зависит от интенсивности роста давления в пласте. Верхний предел давления нагнетания реагентов должен соответствовать значению начала раскрытия трещин в пласте. Величина давления раскрытия трещин зависит от проницаемости коллектора: чем выше проницаемость, тем меньше эта величина. Значение этого давления определяют по индикаторной диаграмме.

Индикаторную диаграмму строят по результатам исследований вертикальной скважины на 4-5 режимах работы. Величина давления раскрытия трещин соответствует переходному (криволинейному) участку на графике индикаторной кривой. Каждый период закачки завершается при достижении давления нагнетания указанной величины. После каждого периода закачки осуществляют выдержку до полной стабилизации давления. Периоды закачки повторяют до достижения давления в пласте до значения начального пластового. Затем осуществляют выдержку для равномерного перераспределения давления по всему пласту, что определяется стабилизацией давления, после чего запускают скважину в работу. Цикл отбора длится до срыва подачи, т.е. до истощения накопленной пластовой энергии. Затем циклы закачки и отбора повторяют до тех пор, пока добыча по данному способу станет нерентабельной.

В рассматриваемом случае линза (небольшая залежь) имеет непроницаемые верхнюю и нижнюю границы, т.е. приток через границы отсутствует. Такая геологическая модель носит название "закрытой залежи".

Закачку реагентов в пласт по предлагаемому способу производят одновременно по вертикальному и горизонтальным стволам скважины, периодами с выдержкой на стабилизацию давления без отбора продукции между ними. Закачиваемый через вертикальный ствол реагент распространяется по пласту в основном в радиальном направлении. Горизонтальный ствол (стволы) скважины имеет протяженность по продуктивному пласту в несколько сот метров. Внедряемый в пласт поток в процессе закачки через горизонтальный ствол имеет более сложный характер. В начальный период закачки основным является радиальный (в вертикальной плоскости) поток. Когда начинается влияние ближайшей непроницаемой границы (кровли или подошвы), поток становится полурадиальным. Третий период линейный поток возникает тогда, когда длина горизонтального ствола много больше толщины пласта.

Большая протяженность горизонтальных стволов и их криволинейное расположение в линзе (залежи), при котором пересекаются все трещины, расположенные в различных направлениях, и сложная геометрия потока в пласте обеспечивает максимальный охват залежи воздействием.

Периодическая закачка химических реагентов с перерывами на перераспределение давления способствует более полному прохождению реакции с выделением углекислого газа (CO₂) и равномерному распределению его по пласту, т.е. более равномерному повышению давления во всей залежи. Закачку реагентов производят до достижения давления в залежи начального пластового.

Контроль за динамикой давления осуществляют по устьевому манометру (при избыточном устьевом давлении) или эхолотами за уровнем жидкости в стволе скважины.

После полной стабилизации давления в пласте скважину запускают на отбор продукции.

Процессы, происходящие в пласте при фильтрации пластовой жидкости к горизонтальному стволу скважин, аналогичны процессам при закачке, т.е. сначала наблюдается радиальный поток, затем полурадиальный и линейный. Благодаря горизонтальному расположению стволов по залежи и их криволинейной форме значительно увеличивается зона фильтрации пластовой жидкости, что благоприятно сказывается на повышении коэффициента нефтеотдачи.

Отбор продукции продолжают до истощения пластовой энергии или до экономически рентабельного уровня, затем снова повторяют циклы закачки и отбора.

Разработка мелких нефтяных залежей и отдельных линз по предлагаемому способу позволяет:

увеличить охват линзы (залежи) воздействием закачиваемых реагентов и зоны дренажа при отборе продукции;

сократить сроки разработки;

увеличить коэффициент нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения (условный)

Для испытания предлагаемого способа была выбрана изолированная нефтяная линза со следующими параметрами:

Балансовые запасы 127,53 тыс.т

Извлекаемые запасы 7,537 тыс.т

Пластовая температура 32^oC

Газовый фактор 52 м³/т

Плотность пластовой нефти 0,804 г/см³

Плотность сепарированной нефти 0,866 г/см³

Вязкость нефти 4:5 мПас,

Коэффициент сжимаемости 10^-5 1/атм

Интервал перфорации 1702-1706 м,

Пористость 19,6%

Коэффициент нефтенасыщенности 81,5%

Проницаемость фазовая 0,132 мкм²

Начальное пластовое давление 17,0 МПа

Текущее пластовое давление 8,5 МПа

Подобная линза относится к линзам средних размеров (площадь распространения примерно 17 га), Линзу вскрыли одной вертикальной скважиной и дополнительно пробурили два горизонтальных ствола (фиг.1,а). Общая протяженность горизонтальных стволов составила 1200 м.

После окончания строительства многозабойной скважины оборудовали ее забой; спустили на НКТ пакер, установили его выше разветвления и опрессовали. Затем рассчитали по известной, приведенной выше формуле необходимый объем реагентов. Суммарное количество его составило 1348,3 м³. Объемы водных растворов кальцинированной соды 20% концентрации и соляной кислоты 14% концентрации одинаковы. Закачку реагентов осуществляли последовательно, порциями, чередуя их между собой. После внедрения в скважину порции одного реагента устанавливали буфер закачкой воды (0,100-0,150 м³) для предотвращения реакции в стволе скважины. Последнюю порцию реагента в конце смены продавливали в пласт водой.

Как было сказано выше, периоды закачки завершаются при достижении давления нагнетания давления раскрытия трещин. Величину этого давления определили по индикаторной диаграмме. Для построения индикаторной кривой были проведены исследования вертикальной скважины (до бурения горизонтальных стволов) на 4-5 режимах закачки при различных давлениях.

По указанной скважине в результате интерпретации полученных данных оптимальное давление закачки составило 0,71-0,73 от вертикального горного. С учетом глубины залегания пласта и гидравлических потерь давление на устье скважины при закачке составило 13:5-14:5 МПа.

Весь расчетный объем реагентов закачивали за 5 периодов. В каждом периоде внедрение реагентов в пласт осуществляли поочередно порциями по 3-4 м³ каждый. Результаты проведенных работ приведены в таблице.

По приведенным в таблице данным построен график измерения давления за полный цикл периодической закачки и беспрерывного отбора (фиг.2). Анализ таблицы и графика показывает, что после каждого периода закачки происходит рост пластового давления (фиг.2). В каждом последующем периоде наблюдается уменьшение объемов закачки из-за более интенсивного роста давления нагнетания и времени выдержки на перераспределение давления в линзе.

После закачки последней порции реагентов завершающего периода была осуществлена выдержка в течение 30 сут. За это время давление в линзе полностью стабилизировалось и составило 16,8 МПа. Уровень жидкости в НТК был равен 1461,0 м (средняя плотность минерализованной воды для продавки реагентов в пласт равна примерно 1,15 т/м³, т.е. ниже устья на 240 м. Затем подняли НТК с пакером и спустили глубинный насос в вертикальный ствол скважины и установили его на глубине 1350 м.

Следующий этап отбор продукции из залежи. В начальный период происходил приток продуктов реакции (воды) с последующим содержанием нефти. По мере добычи содержание нефти увеличивалось, а затем присутствие воды прекратилось полностью. Отбор нефти из залежи (линзы) продолжался до истощения пластовой энергии.

Эффективность предлагаемого способа определяется отношением дебита скважины, полученного после внедрения способа, к дебиту вертикальной скважины. Дебит вертикальной скважины до применения предлагаемого способа был равен 2,4 м³/сут, а после внедрения (при отборе чистой нефти) 14,7 м³/сут, т.е. увеличился в 6 раз.

Эффект получен за счет следующих факторов:

сочетание горизонтального ствола, пробуренного в соответствии с геометрией линзы, позволяет довести реагенты до удаленных зон;

периодическая закачка при горизонтальном стволе позволяет получить эффект по всему объему линзы;

благодаря горизонтальному стволу обеспечивается эффективный градиент давления между забоем скважины и пластом по всему объему линзы.