СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМ УЧАСТКОМ
DEVELOPMENT METHOD OF PRODUCTIVE FORMATION WITH LOW-PERMEABILITY SECTION

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.
1
2
В ходе исследования продуктивного пласта 1 определяют нефтенасыщенный участок с наименьшей проницаемостью К, 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 К.
2
2
2
1
2
2
1
2
1
2
1
2
1
2
1
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 Р на участке с проницаемостью К не более чем в 2 раза относительно первоначального гидростатического. Так как проницаемость участка К намного больше, чем К (как минимум в 2 раза), то и снижение пластового уровня Р при добыче будет в нем происходить интенсивнее из-за меньшего сопротивления перетокам продукции пласта 1 на данном участке, то есть Р всегда будет меньше, чем P при добыче продукции, и, как следствие, отбор на участке с проницаемостью К 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 К в участок с проницаемостью К, P=Р (обычно достаточно остановки на время от 1 до 5 сут в зависимости от разности в проницаемостях P-P: 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 К, 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, мкм<sup>2</sup>
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/м<sup>3</sup>
947,0
Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, мПа·с
1,8
Коэффициент плотности воды в пластовых условиях, кг/м<sup>3</sup>
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.