Способ разработки доманикового нефтяного пласта
METHOD FOR DEVELOPMENT OF A DOMANIC OIL RESERVOIR

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых доманиковых нефтяных карбонатных коллекторов с применением закачки кислотных составов и гидравлического разрыва пласта (ГРП).
3
3
Известен способ гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину этапами гелеобразной жидкости разрыва и кислоты. Гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, плюс 0,2 м (патент РФ №2509883, кл. Е21В 43/267, Е21В 43/27, опубл. 20.03.2014).
min
max
max
max
max
min
min
max
3
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки карбонатной нефтяной залежи, включающий бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотную обработку и многократный гидравлический разрыв пласта в данных скважинах. Согласно изобретению, керн отбирают в разных участках вдоль всей длины горизонтального ствола, на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение давления гидроразрыва, при этом выявляют участки вдоль ствола, где требуется минимальное P, МПа, и максимальное Р, МПа, давление гидроразрыва, предварительно проводят кислотную обработку каждого участка, причем концентрацию кислоты для каждого участка задают одинаковой, во время проведения кислотной обработки каждый обрабатываемый участок пласта временно изолируют пакерами от остальной части скважины, затем осуществляют многократный пропантный гидравлический разрыв пласта под давлением, не превышающим Р, причем на участках, где требуется Р, проводят кислотную обработку в объеме Q, м/м, где требуется P, кислотную обработку проводят в объеме не более 10% от максимального, т.е. Q=0…0,1⋅Q, в остальных участках объем закачиваемой кислоты определяют пропорционально полученным давлениям гидроразрыва, согласно соотношению:
n
n
3
, где Q - удельный на метр толщины объем кислоты, необходимый для закачки в n-ый участок пласта вдоль горизонтального ствола, м/м, Р -требуемое давление гидроразрыва на n-ом участке пласта вдоль горизонтального ствола, МПа (патент РФ №2544931 кл. Е21В 43/27, Е21В 43/267, опубл. 20.03.2015 - прототип).
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность ввиду отсутствия мониторинга с последующей оптимизацией посредствам моделирования и расчету вариантов достижения максимальной нефтеотдачи. В результате коэффициент нефтеизвлечения остается низким.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи пласта.
Задача решается тем, что в способе разработки доманикового нефтяного пласта, включающем бурение скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотной обработки и пропантного гидравлического разрыва пласта - ГРП в данных скважинах с применением пакеров, отбор продукции из скважин, согласно изобретению, по данным пробуренных скважин предварительно определяют геомеханические параметры породы и вектора напряжений в пласте, строят гидрогеомеханическую модель пласта, во всех скважинах в каждом из нефтенасыщенных пропластков пласта проводят раздельно кислотную обработку, используя двухпакерную компоновку, причем объемы закачиваемого кислотного состава в каждый из пропластков задают обратно пропорционально их проницаемости, отбирают продукцию из скважин, по мере снижения среднесуточного дебита нефти по каждой скважине до значения, составляющего 20-60% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки, в данных скважинах последовательно проводят мини-ГРП, определяют изменения векторов напряжений в пласте, адаптируют гидрогеомеханическую модель к полученным данным, собранным после бурения и эксплуатации - отбору нефти и воды, давлениям и изменению напряжений в пласте, проводят пропантный ГРП с применением жидкости гидроразрыва вязкостью не более 80 сП, рассчитывают сценарий дальнейшей разработки пласта всеми скважинами с достижением максимальной нефтеотдачи, работы повторяют после появления данных по мини-ГРП по всем скважинам, уточняя тем самым на каждой из итераций гидрогеомеханическую модель пласта. При наличии только одного пропластка в пласте, не учитывают обратную пропорциональность между закачиваемым объемом кислоты и проницаемостью пропластка. При наличии в продуктивном пласте одной или нескольких естественных трещин, пересекающих скважину, предварительно отбирают пробы продукции из скважин, определяют обводненность. Вместо закачки кислотого состава в каждый из пропластков в объемах, обратно пропорциональных их проницаемости, закачивают отклонитель, после чего закачку кислотного состава ведут в целом по пласту без разделения на пропластки. При наличии водо-нефтяного контакта или водоносных пластов на расстоянии менее 50 м, ГРП проводят с ограничением трещин по высоте. При обводненности продукции скважин более 50% вначале проводят водоизоляционные работы. При обводненности продукции скважин менее 50% отбирают продукцию из скважин до достижения 90% обводненности, затем проводят водоизоляционные работы. Сущность изобретения.
Под доманиковыми нефтяными отложениями понимают неоднородные низкопроницаемые карбонатные пласты с проницаемостью менее 2 мД. Проницаемость небольших прослоев коллектора также может составлять до 2 мД. Согласно постановлению Правительства РФ №700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее, коллекторы относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет осуществлять экономически рентабельную разработку доманиковых пластов.
На нефтеотдачу доманиковых пластов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы связи между пластом и скважинами, а также их системы воздействия на пласт. Основной проблемой является низкая проницаемость коллектора, что приводит к низким показателям по добыче нефти. Одним из решений данной проблемы является закачка кислотного состава в пласт и ГРП. Однако, существующие технические решения не в полной мере позволяют достаточно эффективно решить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи пласта.
Способ реализуют следующим образом.
На участке нефтяной залежи, представленной низконицаемыми карбонатными пластами доманикового возраста, бурят добывающие скважины. В процессе их бурения отбирают керн.
По данным пробуренных скважин предварительно определяют на отобранном керне геомеханические параметры породы, а также по геофизическим данным - вектора напряжений в пласте. Используя как указанные, так и прочие данные по пробуренным скважинам, строят гидрогеомеханическую модель пласта.
Во всех скважинах в каждом из нефтенасыщенных пропластков пласта проводят раздельно кислотную обработку, используя двухпакерную компоновку. Объемы закачиваемого кислотного состава в каждый из пропластков задают обратно пропорционально их проницаемости. Это позволяет исключить влияние неоднородности пропластков по проницаемости. При наличии только одного пропластка в пласте, не учитывают обратную пропорциональность между закачиваемым объемом кислоты и проницаемостью пропластка. Вместо закачки кислотного состава в каждый из пропластков в объемах, обратно пропорциональных их проницаемости, могут использовать закачку отклонителя, после чего закачку кислотного состава ведут в целом по пласту без разделения на пропластки. Это также позволяет исключить влияние неоднородности пропластков по проницаемости.
Далее пускают скважины в работу, отбирают продукцию из скважин. По мере снижения среднесуточного дебита нефти по каждой скважине до значения, составляющего 20-60% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки, данные скважины останавливают. Согласно исследованиям, при снижении среднесуточного дебита нефти по каждой скважине до значения, составляющего менее 20% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки, последующее проведение ГРП нецелесообразно, т.к. часть нефти может быть отобрана без ГРП, тогда как при снижении среднесуточного дебита нефти до значения, составляющего более 60% от максимального среднесуточного дебита нефти, эффективность последующего ГРП снижается ввиду изменения коллекторских свойств пласта.
В указанных выше скважинах последовательно проводят мини-ГРП. По результатам мини-ГРП определяют изменения векторов напряжений в пласте. Затем адаптируют гидрогеомеханическую модель к полученным данным, собранным после бурения и эксплуатации - отбору нефти и воды, давлениям и изменению напряжений в пласте. Выполняют дизайн пропантного ГРП с расчетом наилучшего сценария добычи.
Следует отметить, что в процессе добычи вектора напряжений в пласте изменяются и перед проведением ГРП очень важно знать их текущее направление. Кроме того, адаптированная таким образом гидрогеомеханическая модель позволяет далее прогнозировать изменения в пласте с большей точностью.
Далее в соответствии с дизайном проводят ГРП. В качестве жидкости гидроразрыва используют жидкость вязкостью до 80 сП. Согласно исследованиям, при вязкости жидкости гидроразрыва до 80 сП снижается потери давления на трение в НКТ при проведении ГРП.
При наличии в продуктивном пласте одной или нескольких естественных трещин, пересекающих скважину, предварительно отбирают пробы продукции из скважин, определяют обводненность. При наличии водо-нефтяного контакта или водоносных пластов на расстоянии менее 50 м, ГРП проводят с ограничением трещин по высоте. При обводненности продукции скважин более 50% вначале проводят водоизоляционные работы. При обводненности продукции скважин менее 50% отбирают продукцию из скважин до достижения 90% обводненности, затем проводят водоизоляционные работы.
После ГРП и пуска скважин в добычу в соответствии с темпами падения дебитов скважин рассчитывают сценарий дальнейшей разработки пласта всеми скважинами с достижением максимальной нефтеотдачи. Для этого определяют, в каких скважинах и в какой последовательности проводить ГРП. Работы повторяют после появления данных по мини-ГРП по всем скважинам, уточняя тем самым на каждой из итераций гидрогеомеханическую модель пласта.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи пласта. Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. Участок нефтяной залежи представлен низкопроницаемым доманиковым карбонатным пластом с чисто нефтенасыщенной зоной. На данном участке бурят по сетке пять наклонно-направленных добывающих скважин. В процессе бурения отбирают керн. Средняя общая толщина пласта составляет 20 м, из которых 14 м - эффективная нефтенасыщенная толщина. Пласт представлен тремя пропластками с разной средней абсолютной проницаемостью: Проницаемость верхнего пропластка 0,1 мД, среднего - 2 мД, нижнего - 0,5 мД. Кровля пласта расположена на глубине 1620 м, начальное пластовое давление составляет 16 МПа. Скважины обсаживают и пласт вторично вскрывают.
По данным пяти пробуренных скважин предварительно определяют на отобранном керне геомеханические параметры породы, а также по геофизическим данным - вектора напряжений в пласте. Используя как указанные, так и прочие данные по пробуренным скважинам, строят гидрогеомеханическую модель пласта.
Во всех скважинах в каждом из нефтенасыщенных пропластков пласта проводят раздельно кислотную обработку, используя двухпакерную компоновку. Объемы закачиваемого кислотного состава в каждый из пропластков задают обратно пропорционально их проницаемости. Далее пускают скважины в работу, отбирают продукцию из скважин. По мере снижения среднесуточного дебита нефти по каждой скважине до значения, составляющего 20% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки, данные скважины останавливают. Так, через год эксплуатации данного показателя достигли две скважины из пяти. В данных двух скважинах последовательно проводят мини-ГРП. По результатам мини-ГРП определяют изменения векторов напряжений в пласте.
Затем адаптируют гидрогеомеханическую модель к полученным данным, собранным после бурения и эксплуатации - отбору нефти и воды, давлениям и изменению напряжений в пласте. Выполняют дизайн пропантного ГРП с расчетом наилучшего сценария добычи. Далее в соответствии с дизайном проводят ГРП в вышеуказанных двух скважинах. В качестве жидкости гидроразрыва используют жидкость вязкостью до 80 сП.
После ГРП и пуска скважин в добычу в соответствии с темпами падения дебитов скважин рассчитывают сценарий дальнейшей разработки пласта всеми скважинами с достижением максимальной нефтеотдачи. Для этого определяют, в каких скважинах и в какой последовательности проводить ГРП. Так, согласно расчетам, в оставшихся скважинах в последующие 1-2 года среднесуточный дебит нефти по каждой скважине должен достичь значения, составляющего 20-60% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки.
Работы повторяют после появления данных по мини-ГРП последовательно по всем скважинам, тем самым на каждой из итераций, уточняя гидрогеомеханическую модель пласта. В соответствии с моделью ведут и при необходимости оптимизируют разработку участка нефтяной залежи.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Имеется только один продуктивный пропласток в пласте. При проведении кислотной обработки не учитывают обратную пропорциональность между закачиваемым объемом кислотного состава и проницаемостью пропластка.
Пример 3. Выполняют как пример 1. В продуктивном пласте, вскрытом скважинами, имеется несколько естественных трещин. Предварительно отбирают пробы продукции из скважин и определяют обводненность. В дальнейшем работы проводят с учетом возможного быстрого прорыва воды по трещинам.
Пример 4. Выполняют как пример 1. Вместо закачки кислотного состава в каждый из пропластков в объемах, обратно пропорциональных их проницаемости, закачивают отклонитель, после чего закачку кислотного состава ведут в целом по пласту без разделения на пропластки.
Пример 5. Выполняют как пример 1. В пласте имеется водо-нефтяной контакт. Работы по ГРП проводят с ограничением трещин по высоте.
Пример 6. Выполняют как пример 1. В пласте имеется водоносный пласт, ниже продуктивного нефтеносного на расстоянии 50 м. Работы по ГРП проводят с ограничением трещин по высоте.
Пример 7. Выполняют как пример 1. Пласт доманиковых отложений характеризуется иными геолого-физическими свойствами. После проведения кислотной обработки и пуска скважин в добычу, обводненность продукции скважин в первый месяц возросла до 50% и более. Перед ГРП проводят водоизоляционные работы.
В результате эксплуатации участка нефтяной залежи, которую ограничили достижением обводненности до 98%, было добыто 226 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,247 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 194 тыс.т нефти, КИН составил 0,212 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,035 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность выработки запасов нефти доманикового пласта и коэффициент нефтеизвлечения скважины за счет применения комбинации кислотной обработки и ГРП, а также учета изменения векторов напряжений пласта.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи пласта.