Способ разработки низкопроницаемого коллектора нефтяной залежи
METHOD FOR DEVELOPING A LOW-PERMEABILITY RESERVOIR OF AN OIL DEPOSIT

Предлагаемое изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низкопроницаемыми коллекторами и способствует повышению эффективности добычи нефти из продуктивных отложений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Известен способ разработки низкопроницаемых залежей нефти (патент RU №1739697, МПК E21B 43/22, опубл. 15.08.1994), путем закачки через нагнетательные скважины газа или водогазовых смесей и добычи нефти, через эксплуатационные скважины, причем в эксплуатационных скважинах предварительно проведены работы по увеличению проницаемых свойств пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разработки за счет использования низкой вязкости газа при вытеснении нефти в течение всего периода отбора запасов, перед проведением работ по увеличению проницаемых свойств пласта определяют коэффициенты продуктивности скважины, а работы по увеличению проницаемых свойств пласта проводят вокруг скважины в объемах залежи, определяющих их коэффициенты продуктивности.
Недостатком способа является низкая нефтеотдача объекта разработки по причине высокой вероятности прорыва закачиваемого агента по трещинам и высокопроницаемым пропласткам с быстрым обводнением эксплуатационных скважин или прорыва закачиваемого газа с блокированием нефтенасыщенных пропластков в призабойной зоне добывающих скважин.
Известен способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемыми коллекторами (патент RU №2162935, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.02.2001), включающий на разрабатываемом участке залежи в эксплуатационных скважинах определяют зависимость газового фактора от величины депрессии на пласт при пластовом давлении ниже давления насыщения и при достижении постоянства во времени газового фактора, соответствующего начальному пластовому давлению, залежь разрабатывают в режиме истощения с поддержанием в эксплуатационных скважинах депрессии на пласт, обеспечивающей это постоянство.
Недостатком способа является мгновенное снижение пластового давления по всей площади распространения коллектора без учета структурного плана, что создает вероятность образования газовой шапки в своде структуры с отключением нефтенасыщенных пропластков внутри залежи и снижения нефтеотдачи объекта разработки.
Наиболее близким является способ разработки низкопроницаемых коллекторов (патент RU №2738558, МПК Е21В 43/20, 49/00, опубл. 14.12.2020 в бюл. №35), включающий отбор и анализ керна, определение открытой пористости, эффективной проницаемости нефтенасыщенного коллектора, отбор глубинных проб нефти и определение содержания растворенного газа, давление насыщения, вязкость нефти, освоение коллектора, определение потенциального дебита пластового флюида и обводненности добываемой продукции, выделение низкопроницаемого коллектора с определенными характеристиками пластовой нефти, проектирование сетки скважин, определение абсолютной отметки кровли пласта, деление площади залежи на зоны относительно свода залежи и распределение проектных скважины по зонам, бурение эксплуатационных добывающих скважин, выполнение геофизических исследований по выделению коллектора, получение уточненных данных по абсолютной отметке кровли пласта, сравнение абсолютных отметок кровли пласта между соседними скважинами, при их несовпадении относительно проектных корректировка расположения зон с перераспределением проектных скважин по зонам, спуск глубинно-насосного оборудования и ввод скважины в эксплуатацию.
Недостатком способа является низкая эффективность разработки низкопроницаемых коллекторов так, как создается интенсификация притока в отдельной точке объекта разработки, а именно добывающей скважине, за счет дегазации и отбора свободного газа по затрубному пространству. В данном случае растворенный газ используется для увеличении дебита скважины, а не для поддержания энергетического состояния и вытеснения нефти по пласту объекта разработки, что приводит к ускоренному истощению пластовой энергии.
Техническими задачами являются повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов, поддержание высоких темпов отбора запасов нефти низкопроницаемых коллекторов за счет комплексного подхода, включающего создание искусственной оторочки свободного газа в коллекторе с эффектом газлифтного отбора жидкости через добывающие скважины на естественном режиме разработки.
Технические задачи решаются способом разработки низкопроницаемых коллекторов, включающим отбор и анализ керна, определение открытой пористости, эффективной проницаемости нефтенасыщенного коллектора, отбор глубинных проб нефти и определение содержания растворенного газа, давление насыщения, вязкость нефти, освоение коллектора, определение потенциального дебита пластового флюида и обводненности добываемой продукции, выделение низкопроницаемого коллектора с определенными характеристиками пластовой нефти, проектирование сетки добывающих скважин, определение абсолютной отметки кровли пласта, деление площади залежи на зоны относительно свода залежи и распределение проектных добывающих скважин по зонам, бурение эксплуатационных добывающих скважин, выполнение геофизических исследований по выделению коллектора, получение уточненных данных по абсолютной отметке кровли пласта, сравнение абсолютных отметок кровли пласта между соседними добывающими скважинами, спуск глубинно-насосного оборудования и ввод добывающих скважин в эксплуатацию.
3
Новым является то, что осуществляют выделение низкопроницаемого коллектора с характеристиками пластовой нефти газосодержанием не менее 20 м/т, давлением насыщения не менее 80% от начального пластового давления, вязкостью нефти не более 30 МПа*с, производят распределение проектных добывающих скважин по зонам с расположением в каждой круговой зоне соответствующего ряда проектной сетки добывающих скважин, далее определяют поправочный коэффициент Кпопр для каждой круговой зоны, начиная от наиболее удаленной круговой зоны в направлении к своду структуры нефтяной залежи, по формуле: Кпопр=Nскв(n)/Nскв(n-1), где
Кпопр - поправочный коэффициент круговой зоны,
Nскв(n) - количество проектных добывающих скважин в предыдущей круговой зоне,
Nскв(n-1) - количество проектных добывающих скважин в последующей круговой зоне ближе к своду структуры залежи,
при этом поправочный коэффициент Кпопр наиболее удаленной круговой зоны от свода структуры залежи равен единице, далее рассчитывают минимальное забойное давление для добывающих скважин, находящейся в каждой круговой зоне, по формуле: Рзаб=Кпопр*Рнас,
где Рзаб - минимальное забойное давление в добывающей скважине, МПа;
Кпопр - поправочный коэффициент для круговой зоны, на которой размещена добывающая скважина,
Рнас - давление насыщения нефти газом, МПа,
после сравнения абсолютных отметок кровли пласта между соседними добывающими скважинами при их несовпадении и смещении свода структуры залежи относительно проектного корректируют расположения круговых зон с перераспределением проектных добывающих скважин по круговым зонам корректируют поправочный коэффициент Кпопр и минимальное забойное давление Рзаб для каждой круговой зоны, осуществляют ввод добывающих скважин в эксплуатацию с депрессиями в призабойной зоне, достигающими рассчитанных минимальных забойных давлений Рзаб, далее в период эксплуатации одновременно один раз в год в каждой круговой зоне замеряют пластовое давление в добывающих скважинах, расположенных вдоль прямой линии, проходящей через свод залежи и забой добывающей скважины, расположенной в наиболее удаленной круговой зоне, при пластовом давлении больше или равном давлению насыщения в добывающей скважине, расположенной в наиболее удаленной круговой зоне, добывающие скважины эксплуатируют в том же установленном режиме, а при пластовом давлении ниже давления насыщения в добывающей скважине, расположенной в наиболее удаленной круговой зоне, все добывающие скважины, расположенные в наиболее удаленной круговой зоне, выводят из эксплуатации, при этом приравнивают поправочный коэффициент Кпопр к единице следующей по удаленности круговой зоны от свода структуры нефтяной залежи и пересчитывают поправочные коэффициенты оставшихся круговых зон и минимальные забойные давления.
На фигуре изображена схема расположения скважин по выделенным круговым зонам относительно свода залежи.
Способ разработки низкопроницаемых коллекторов осуществляют следующим образом.
Осуществляют отбор и анализ керна на участке залежи в поисковой скважине 1. В лаборатории производят определение открытой пористости, эффективной проницаемости нефтенасыщенного коллектора.
Далее выполняют отбор глубинных проб нефти и определение содержания растворенного газа, давление насыщения, вязкость нефти.
Совершают освоение коллектора, определение потенциального дебита пластового флюида и обводненности добываемой продукции.
3
Осуществляют выделение низкопроницаемого коллектора с характеристиками пластовой нефти газосодержанием не менее 20 м/т, давлением насыщения не менее 80% от начального пластового давления, вязкостью нефти не более 30 МПа*с.
Выполняют проектирование сетки добывающих скважин 2, определение абсолютной отметки кровли пласта, деление площади залежи на зоны относительно свода залежи.
Производят распределение проектных добывающих скважин 2 по зонам с расположением в каждой круговой зоне соответствующего ряда проектной сетки скважин. Первая круговая зона 3 - проектные добывающие скважины 2 первого ряда относительно свода залежи (скважины, расположенные вокруг самой высокой у гипсометрической отметки залежи). Вторая круговая зона 4 - проектные добывающие скважины 2 второго ряда относительно свода залежи. Третья круговая зона 5 - проектные добывающие скважины 2 третьего ряда относительно свода залежи. Четвертая круговая зона 6 - проектные добывающие скважины 2 четвертого ряда и так далее пока всю залежь не поделят на круговые зоны с распределением проектных добывающих скважин 2 относительно свода структуры залежи. Деление (ранжирование) проектных добывающих скважин 2 по круговым зонам выполняют для определения поправочного коэффициента и расчета минимального забойного давления для каждой скважины внутри зоны.
Далее определяют поправочный коэффициент Кпопр для каждой круговой зоны, начиная от наиболее удаленной круговой зоны 6 в направлении к своду структуры залежи, по формуле: Кпопр=Nскв(n)/Nскв(n-1), где
Кпопр - поправочный коэффициент круговой зоны,
Nскв(n) - количество проектных добывающих скважин 2 в предыдущей круговой зоне 5,
Nскв(n-1) - количество проектных добывающих скважин 2 в последующей круговой зоне 4 ближе к своду структуры залежи.
При этом поправочный коэффициент Кпопр наиболее удаленной круговой зоны 6 от свода структуры залежи всегда равен единице.
Далее рассчитывают минимальное забойное давление для добывающих скважин 2, находящихся в каждой круговой зоне 3, 4, 5, 6, по формуле: Рзаб=Кпопр*Рнас,
где Рзаб - минимальное забойное давление в добывающей скважине 2, МПа;
Кпопр - поправочный коэффициент для круговой зоны, на которой размещена добывающая скважина 2,
Рнас - давление насыщения нефти газом, МПа.
Производят бурение эксплуатационных добывающих скважин 2, выполнение геофизических исследований по выделению коллектора, получение уточненных данных по абсолютной отметке кровли пласта, сравнение абсолютных отметок кровли пласта между соседними добывающими скважинами 2.
После сравнения абсолютных отметок кровли пласта между соседними добывающими скважинами при их несовпадении и смещении свода структуры залежи относительно проектного корректируют расположения круговых зон с перераспределением проектных добывающих скважин по круговым зонам, корректируют поправочный коэффициент Кпопр и минимальное забойное давление Рзаб для каждой круговой зоны.
Производят спуск глубинно-насосного оборудования.
Осуществляют ввод добывающих скважин в эксплуатацию с депрессиями в призабойной зоне, достигающими рассчитанных минимальных забойных давлений Рзаб для каждой круговой зоны.
Далее в период эксплуатации одновременно один раз в год, в каждой круговой зоне замеряют пластовое давление в добывающих скважинах, расположенных вдоль прямой линии, проходящей через свод залежи и забой добывающей скважины, расположенной в наиболее удаленной круговой зоне 6.
При пластовом давлении больше или равном давлению насыщения в добывающей скважине, расположенной в наиболее удаленной круговой зоне 6, добывающие скважины эксплуатируют в том же установленном режиме. По причине более высокой депрессии на пласт и соответственно большего отбора жидкости, пластовое давление в наиболее удаленной зоне 6 от свода структуры залежи снижается быстрее. При снижении пластового давления до давления насыщения в добывающих скважинах, расположенных в наиболее удаленной зоне 6, происходит выделение растворенного газа в пласте и движение в направлении свода структуры залежи, запускается эффект энергии растворенного газа в пласте.
При пластовом давлении ниже давления насыщения в добывающей скважине, расположенной в наиболее удаленной круговой зоне 6, все добывающие скважины, расположенные в наиболее удаленной круговой зоне 6, выводят из эксплуатации. При этом приравнивают поправочный коэффициент Кпопр к единице в следующей по удаленности круговой зоны 5 от свода структуры нефтяной залежи и пересчитывают поправочные коэффициенты Кпопр оставшихся круговых зон 4, 3 и минимальные забойные давления Рзаб.
Залежь эксплуатируют до тех пор, пока в самая ближней круговой зоне 3 к своду структуры залежи пластовое давление снизиться до давления насыщения газом.
Пример практического применения.
2
На участке залежи пробурили поисковую скважину 1, отобрали нефтенасыщенный керн в процессе бурения, по которому определили открытую пористость 7%, эффективную проницаемость 0,025 мкм, т.е. выяснили коллектор нефтяной залежи низкопроницаемый.
3
3
В процессе освоения низкопроницаемого коллектора отобрали глубинные пробы нефти, определили начальное пластовое давление составило 16 МПа, газосодержание - 50 м/т, давление насыщения - 13 МПа, вязкостью нефти 25 МПа*с, первоначальный дебит равный 10 м/сут, обводненность 2%.
После этого осуществили проектирование сетки добывающих скважин 2.
Распределили проектные добывающие скважины 2 первого ряда от свода залежи в первую круговую зону 3 с количеством скважин - 7 шт., далее распределили проектные добывающие скважины 2 второго ряда от свода во вторую круговую зону 4 с количеством скважин 12 шт., в третий ряд проектных добывающих скважин 2 от свода залежи в третью круговую зону 5 с количеством скважин - 18 шт., последний четвертый ряд проектных добывающих скважин 2 от свода в четвертую круговую зону 6 с количеством скважин - 22 шт.
Далее определили поправочный коэффициент Кпопр для каждой круговой зоны: Кпопр для четвертой зоны 6 равен единице, Кпопр для третьей зоны 5 равен 22:18=1,22, Кпопр для второй зоны 4 равен 18:12=1,5, Кпопр для первой зоны 3 равен 12:7=1,71.
Рассчитали минимальное забойное давление Рзаб для добывающих скважин 2 четвертой круговой зоны 6 равное 13 МПа, для добывающих скважин 2 третьей круговой зоны 5 равное 13*1,22=15,86 МПа, для добывающих скважин 2 второй круговой зоны 4 равное 13*1,5=19,5 МПа, для добывающих скважин 2 первой круговой зоны 3 равное 13*1,71=22,23 МПа.
После этого пробурили эксплуатационные добывающие скважины 2. Провели геофизические исследования по выделению коллектора, определили фактические данные абсолютной отметки кровли пласта, сравнили фактические данные с проектными. Относительно нового расположения свода залежи произвели корректировку расположения круговых зон с перераспределением проектных добывающих скважин2 по круговым зонам 3, 4, 5, 6 и корректировку поправочного коэффициента Кпопр для добывающих скважин 2, которые перераспределили в другие зоны. Скорректировали поправочный коэффициент Кпопр для этих добывающих скважин 2. Затем провели уточненный расчет минимального забойного давления Рзаб для добывающих скважин 2.
Результаты практических испытаний представлены в таблице 1.
Таблица 1.
Результаты практических испытаний
Номер примера
Круговые зоны
Свойства коллектора, физико-химические свойства нефти
1 зона
2 зона
3 зона
4 зона
1
7 скв.,Рзаб - 22,23 МПа
12 скв.,Рзаб - 19,5 МПа
18 скв,Рзаб - 15,86 МПа
22 скв.,Рзаб - 13 МПа
Начальное пластовоедавление 16 МПа, газосодержание - 50 м<sup>3</sup>/т, давление насыщения - 13 МПа, вязкость нефти -25 МПа*с
2
4 скв.,Рзаб - 25,6 МПа
9 скв.,Рзаб - 22,5 МПа
16 скв,Рзаб - 18,3 МПа
20 скв.,Рзаб - 15 МПа
Начальное пластовое давление 20 МПа, газосодержание - 65 м<sup>3</sup>/т, давление насыщения - 15 МПа, вязкость нефти - 15 МПа*с
3
3 скв.,Рзаб - 32,5 МПа
7 скв.,Рзаб - 28,5 МПа
12 скв,Рзаб - 23,2 МПа
17 скв.,Рзаб - 19 МПа
Начальное пластовое давление 25 МПа, газосодержание - 75 м<sup>3</sup>/т, давление насыщения - 19 МПа, вязкость нефти - 10 МПа*с
Спустили глубинно-насосное оборудование и ввели добывающие скважины 2 в эксплуатацию с депрессиями в призабойной зоне, достигающими рассчитанных минимальных забойных давлений Рзаб. Далее в период эксплуатации одновременно один раз в год в каждой круговой зоне замеряли пластовое давление в добывающих скважинах 2, расположенных вдоль прямой линии, проходящей через свод структуры залежи и забой добывающей скважины 2, расположенной в наиболее удаленной круговой зоне 6.
При пластовом давлении равном давлению насыщения 13 МПа в добывающей скважине 2, расположенной в наиболее удаленной круговой зоне 6, добывающие скважины 2 эксплуатировали в том же установленном режиме.
После того, как в добывающей скважине 2, расположенной в круговой зоне 6, уловили величину пластового давления ниже давления насыщения, все добывающие скважины 2 в круговой зоне 6 одновременно были остановлены и выведены из эксплуатации.
По причине более высокой депрессии на пласт и соответственно большего отбора, пластовое давление в добывающих скважинах 2 в наиболее удаленной круговой зоне 6 от свода структуры залежи снизилось быстрее, чем в круговой зоне 5, в круговой зоне 5 быстрее, чем в круговой зоне 4, в круговой зоне 4 быстрее, чем в круговой зоне 3.
Далее добывающим скважинам 2 круговой зоны 5 присвоили значение Кпопр равному единице. Пересчитали минимальные забойные давления Рзаб для круговых зон 5, 4 и 3. Изменили параметры эксплуатации добывающих скважин 2 с учетом пересчитанных минимальных забойных давлений Рзаб.
Далее одновременно один раз в год в каждой круговой зоне замеряли пластовое давление в добывающих скважинах 2, расположенных вдоль прямой линии, проходящей через свод структуры залежи и забой добывающей скважины 2, расположенной в наиболее удаленной круговой зоне 5.
После того, как в добывающей скважине 2, расположенной в круговой зоне 5, уловили величину пластового давления ниже давления насыщения, все добывающие скважины 2 в круговой зоне 5 одновременно были остановлены и выведены из эксплуатации.
Далее добывающим скважинам 2 круговой зоны 4 присвоили значение Кпопр равному единице. Пересчитали минимальные забойные давления Рзаб для добывающих скважин круговых зон 4 и 3. Изменили параметры эксплуатации добывающих скважин 2 с учетом пересчитанных минимальных забойных давлений Рзаб.
Далее одновременно один раз в год в каждой круговой зоне 4, 3 замеряли пластовое давление в добывающих скважинах 2, расположенных вдоль прямой линии, проходящей через свод структуры залежи и забой добывающей скважины 2, расположенной в наиболее удаленной круговой зоне 4.
После того, как в добывающей скважине 2, расположенной в круговой зоне 4, уловили величину пластового давления ниже давления насыщения, все добывающие скважины 2 в круговой зоне 4 одновременно были остановлены и выведены из эксплуатации.
Далее добывающим скважинам 2 круговой зоны 3 присвоили значение Кпопр равному единице. Пересчитали минимальные забойные давления Рзаб для круговой зоны 3. Изменили параметры эксплуатации добывающих скважин 2 с учетом пересчитанных минимальных забойных давлений Рзаб.
После того как добывающие скважины 2 в круговой зоне 3 достигли пластового давления ниже давления насыщения залежь вывели из разработки по причине истощения пластовой энергии.
Предлагаемый способ повышает эффективность разработки низкопроницаемых коллекторов, поддерживает высокие темпы отбора запасов нефти низкопроницаемых коллекторов за счет комплексного подхода, включающего создание искусственной оторочки свободного газа в коллекторе с эффектом газлифтного отбора жидкости через добывающие скважины на естественном режиме разработки.