СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ГИДРОДИНАМИЧЕСКИ СВЯЗАННЫМИ ПЛАСТАМИ
RECOVERY METHOD OF MULTIPLE ZONE OIL DEPOSITS WITH HYDRODYNAMICALLY RELATED RESERVOIRS

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий добычу нефти через эксплуатационные скважины и закачку вытесняющего агента через нагнетательные с последующей изоляцией обводнившегося пропластка путем попеременной закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии, путем повышения осаждения глинистых частиц и обеспечения устойчивости к размыву изолирующего материала. Способ предполагает обработку скважины в несколько этапов, что приводит к временному изоляционному эффекту (RU 1558084, 1996 г.).
Недостатком указанного способа является необходимость проведения повторных обработок, а также потребность в значительном количестве химических реагентов, необходимых для нагнетания в пласт.
Также известен способ разработки слоисто-неоднородных продуктивных пластов, основанный на оперативном управлении процессами движения контакта «нефть-вода», обеспечивающем уменьшение вероятности прорывов воды по высокопроницаемым пропласткам (RU 2337235, 2008 г.).
Согласно изобретению в слоисто-неоднородных пластах обеспечивается равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта за счет установления отличающихся перепадов давлений для пластов с различной проницаемостью исходя из установленного аналитического соотношения.
Недостатком данного способа является снижение темпов отбора углеводородов в случае значительного отличия проницаемости пластов.
Известен способ разработки многопластовых залежей, заключающийся в бурении по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определении границ зон с различной проницаемостью, установке пакера в скважинах на границе зон, закачке вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добыче продукции пласта из каждой зоны через добывающие скважины (RU 2443855, 2012 г.).
Известный способ предусматривает определение толщины эффективной нефтенасыщенности для залежи и уплотнение сетки скважин дополнительными скважинами до 1-4 га/скв. Дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, и с меньшим диаметром, чем у остальных скважин. Определяют зоны с различной проницаемостью и в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку. Закачку жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью.
Недостатком указанного способа является то, что при наличии гидродинамической связи между пластами возникают межпластовые перетоки жидкости в межскважинном пространстве, которые значительно снижают эффективность разработки низкопроницаемого пласта, т.е. приводят к снижению его нефтеотдачи.
Кроме того, при уплотнении сетки скважин дополнительными скважинами велика вероятность получения продукции с высокой обводненностью из высокопроницаемого пласта.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластовой залежи с использованием технологии одновременно-раздельной эксплуатации и спуском двух насосно-компрессорных труб в скважину, включающий разделение пластов в скважине пакером, закачку жидкости в каждый пласт по своей колонне труб, остановку закачки в оба пласта, возобновление закачки в пласт с большей проницаемостью, возобновление закачки в оба пласта (RU 2488687, 2013 г.).
Недостатком способа является возникновение межпластовых перетоков жидкости в случае наличия гидродинамической связи между пластами при значительном отличии их фильтрационных свойств, что снижает эффективность разработки пласта с худшими фильтрационными свойствами и приводит к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН).
Задачей настоящего изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти при разработке многопластовых нефтяных залежей с гидродинамически связанными пластами.
Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки многопластовых нефтяных залежей с гидродинамически связанными пластами разбуривают залежь скважинами, определяют границу пластов с различной проницаемостью, производят установку пакеров на указанной границе и оборудования для одновременно-раздельной закачки жидкости в нагнетательные скважины и одновременно-раздельной добычи из добывающих скважин, затем на основании исследования образцов керна разрабатываемой залежи формируют рабочий агент для заводнения, содержащий взвешенные частицы с концентрацией и размером, обеспечивающими блокирование фильтрационных каналов низкопроницаемого пласта, после чего осуществляют разработку залежи в три этапа, причем на первом этапе производят закачку в оба пласта воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающей проницаемость пластов, с одновременным отбором продукции из добывающих скважин и прекращают закачку при достижении значения обводненности продукции более 85%, на втором этапе из добывающих скважин отбор продукции ведут из обоих пластов, в нагнетательных скважинах предварительно изолируют низкопроницаемый пласт посредством оборудования одновременно-раздельной эксплуатации и производят закачку в высокопроницаемый пласт рабочего агента для заводнения до момента прорыва его к забою добывающих скважин, на третьем этапе возобновляют закачку воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающей проницаемость пластов, в низкопроницаемый пласт и продолжают закачку рабочего агента в высокопроницаемый пласт при реализации режима эксплуатации, обеспечивающего поддержание давления в высокопроницаемом пласте выше, чем в низкопроницаемом.
Достигаемый технический результат заключается в повышении коэффициента охвата пластов заводнением за счет формирования зоны с низкими фильтрационными свойствами на границе между пластами и, как следствие, разделения гидродинамически связанных пластов в межскважинном пространстве.
Сущность способа заключается в следующем.
Предварительно на основе исследований образцов керна рассматриваемого высокопроницаемого пласта определяют концентрацию и размер частиц, содержащихся в закачиваемой воде, при нагнетании которой происходит постепенное снижение проницаемости данного пласта, при этом даже через значительный период нагнетания не должно происходить полной блокировки фильтрационных каналов высокопроницаемого пласта. Концентрацию и размер взвешенных частиц подбирают таким образом, чтобы фильтрация через образцы керна низкопроницаемого пласта приводила к блокировке поровых каналов. Нагнетаемая вода с подобранными характеристиками (далее рабочий агент) не должна вызывать химических реакций, способных привести к необратимому снижению проницаемости пластов, но при фильтрации из высокопроницаемого пласта должна блокировать поры на границе с низкопроницаемым пластом.
0
Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1-3 схематично изображены этапы реализации способа, соответственно первый, второй и третий, на фиг. 4 представлена динамика формирования зоны с низкими фильтрационными характеристиками на границе пластов через а) - 2 мес., б) - 6 мес., в) - 1 год, г) - 2 года, на фиг. 5 приведена зависимость относительного снижения проницаемости от количества прокачанных поровых объемов, где K - текущая проницаемость, K - начальная проницаемость.
Разработка залежи ведется добывающими 2 и нагнетательными скважинами 1, оснащенными оборудованием для одновременно-раздельной эксплуатации. Определяют границу пластов с различной проницаемостью 4 и 5 и на границе указанных гидродинамически связанных пластов устанавливают пакер 3. На первом этапе реализации способа закачивают воду, прошедшую промысловую подготовку, в оба пласта с содержанием взвешенных частиц таких размеров, которые не снижают фильтрационные свойства пластов, до достижения высокой обводненности продукции скважин - более 85% (фиг. 1). Ограничение по обводненности продукции обусловлено возможными потерями текущей добычи нефти, связанными с созданием дополнительных фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемом пласте и снижением приемистости нагнетательных скважин при закачке рабочего агента. Для конкретных геолого-физических условий пластов значение обводненности продукции обосновывается на основе трехмерного гидродинамического моделирования и зависит от фильтрационно-емкостных свойств и толщин пластов. На втором этапе предварительно изолируют низкопроницаемый пласт посредством оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации и производят закачку в высокопроницаемый пласт рабочего агента, что приводит к постепенному снижению его проницаемости и блокированию фильтрационных каналов на границе с низкопроницаемым пластом из-за возникающего перетока из высокопроницаемого в низкопроницаемый пласт (фиг. 2). В результате закачки рабочего агента на границе пластов формируется зона 6 с низкими фильтрационными свойствами, препятствующая межпластовым перетокам. Для широкого спектра геолого-физических условий, рассмотренных на гипотетических трехмерных гидродинамических моделях, состоящих из двух гидродинамически связанных пластов, в том числе соотношение толщин пластов варьировалось в диапазоне от 1 до 2,8, соотношение проницаемостей - от 10 до 50, при расстоянии между скважинами от 400 до 800 метров, достаточный размер зоны формировался до момента прорыва рабочего агента к забоям добывающих скважин (фиг. 2). Второй этап продолжается до момента прорыва рабочего агента к забоям добывающих скважин. Контроль прорыва рабочего агента проводится в результате анализа проб добываемой воды в химической лаборатории по определению содержания механических примесей, их концентрации, состава и размера частиц.
После создания зоны 6 в районе нагнетательной скважины для одновременной выработки запасов низкопроницаемого пласта требуется закачка воды в низкопроницаемый пласт.
На третьем этапе возобновляют закачку воды, прошедшей промысловую подготовку, не снижающей значения фильтрационных свойств пластов, в низкопроницаемый пласт и продолжают закачку рабочего агента в высокопроницаемый пласт при реализации режима эксплуатации, обеспечивающего поддержание давления в высокопроницаемом пласте выше, чем в низкопроницаемом (фиг. 3). В процессе реализации третьего этапа продолжает формироваться зона 6 с низкими фильтрационными свойствами, препятствующая межпластовым перетокам.
При снижении межремонтного периода работы добывающих скважин, вызванного воздействием взвешенных частиц на внутрискважинное оборудование, переходят на закачку воды, не снижающей фильтрационные свойства пластов, в оба пласта.
Таким образом, блокирование фильтрационных каналов на границе пластов приводит к увеличению охвата низкопроницаемого пласта воздействием за счет вовлечения ранее не дренируемых участков залежи. При этом снижение проницаемости высокопроницаемого пласта и поддержание более высокого давления в высокопроницаемом пласте, чем в низкопроницаемом, позволяют обеспечить устойчивость созданной низкопроницаемой зоны на границе между пластами при возобновлении нагнетания в оба пласта.
В качестве примера рассмотрим результаты расчетов технологических показателей разработки на гипотетической модели многопластовой залежи, сложенной двумя гидродинамически связанными пластами, с учетом лабораторных экспериментов по фильтрации воды с содержанием взвешенных частиц.
В лабораторных условиях способ отрабатывался на образцах керна различной проницаемости. В ходе эксперимента через каждый образец фильтровалась вода с содержанием взвешенных механических частиц, полученных в результате измельчения горной породы. Основные параметры эксперимента для трех образцов приведены в таблице 1.
Моделирование предлагаемого способа разработки проводилось на трехмерной гидродинамической модели элемента симметрии пятиточечной системы размещения скважин с учетом результатов лабораторных исследований керна.
Модель включала два гидродинамически связанных пласта с проницаемостями в горизонтальном направлении 500 мД и 10 мД, проницаемость в вертикальном направлении принималась равной горизонтальной, умноженной на 0.1. Размерность модели 35×35×23, при этом размеры ячеек в направлениях X и Y составляли 10 м, в направлении Z - 1 м. Толщина высокопроницаемого пласта - 5 м, низкопроницаемого пласта - 18 м. В расчетах принято допущение об однородном распределении фильтрационно-емкостных свойств.
В расчетах рассматривался 25-летний период разработки залежи. Для моделирования технологии одновременно-раздельной эксплуатации задавались две скважины в ячейках с одинаковыми координатами X и Y, каждая из которых вскрывает только один из пластов. В качестве ограничений для добывающих скважин были заданы уровни отбора жидкости (ограничение по забойному давлению задавалось равным давлению насыщения), нагнетательные скважины обеспечивали 100% компенсацию отборов жидкости.
На первом этапе моделировалась закачка воды в оба пласта до достижения значения обводненности добываемой продукции 85%. На втором этапе прекращалось нагнетание воды в низкопроницаемый пласт и начиналась закачка рабочего агента в высокопроницаемый пласт. Моделирование снижения фильтрационных свойств основано на результатах фактических лабораторных исследований керна и реализовывалось следующим образом: на каждом расчетном шаге, равном одному дню, фиксировались объемы рабочего агента, прокачанные через ячейки высокопроницаемого пласта и верхнего слоя низкопроницаемого пласта, и проницаемость корректировалась в соответствии с лабораторными зависимостями (фиг. 5). После прорыва рабочего агента к забоям добывающих скважин в нагнетание вновь была запущена скважина, вскрывающая низкопроницаемый пласт, и продолжена закачка рабочего агента в высокопроницаемый пласт. На третьем этапе забойные давления добывающих и нагнетательных скважин, вскрывающих высокопроницаемый пласт, превышали соответствующие значения для низкопроницаемого пласта на 5%, что обеспечило отсутствие перетоков жидкости из высокопроницаемого в низкопроницаемый пласт. По результатам расчетов увеличение КИН за 25-летний период составило 7%.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу гидродинамически связанных нефтенасыщенных пластов со значительно отличающимися фильтрационными свойствами, сократить затраты на подготовку и очистку воды для нагнетания, а также не имеет ограничений в применении при повышенных температурах и давлениях. Способ применим как в терригенных, так и в карбонатных пластах, в том числе с большим содержанием глин.
Способ может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей, содержащих гидродинамически связанные пласты, значительно отличающиеся по фильтрационным свойствам, где реализуется система поддержания пластового давления методом заводнения.