СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
DEVELOPMENT OF OIL DEPOSIT BY MULTIHOLE HORIZONTAL WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов.
3
Известен способ разработки нефтяных пластов с послойной неоднородной проницаемостью, включающий ввод в пласт оторочки глинистой суспензии, в зависимости от объема пор, с допущением перемещения глинистой суспензии в пласте вокруг скважины с кольматацией поровых каналов дисперсными частицами глины и преобразованием введенной оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер, согласно изобретению выбирают обводнившуюся закачиваемой в пласт водой добывающую скважину с соотношением проницаемостей коллекторов в перфорированной части пласта 1,5 и больше, в радиусе 25 м вокруг скважины в интервале пласта с проницаемостью, превышающей среднее значение параметра для перфорированной части, вводят в количестве 0,5 объема пор глинистую суспензию с концентрацией глины 30-60 кг/м с допущением ее равномерного радиального перемещения в пласте, а для преобразования введенной оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер добывающую скважину закрывают, при этом потокоотклоняющий барьер деформируют и уплотняют под напором движущегося от взаимодействующей нагнетательной скважины фронта закачиваемой воды (патент РФ 2157884, кл. E21B 43/20, опубл. 20.10.2000).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента при рабочем давлении и расходе через нагнетательные скважины. В качестве рабочего агента используют пластовую воду, очищенную до наличия твердых взвешенных частиц не более 60 мг/л и нефтяной эмульсии не более 50 мг/л. Проводят повышение давления закачки при потере приемистости вследствие кольматации прискважинной зоны нагнетательной скважины твердыми взвешенными частицами и нефтяной эмульсией. В нагнетательную скважину закачивают воду без кольматирующих веществ при повышенном давлении, при котором скважина принимает в объеме, достаточном для распределения кольматирующих веществ в пласте и увеличения приемистости нагнетательной скважины. При непрерывной закачке переходят к закачке рабочего агента на вновь установленном рабочем давлении и расходе (п+атент РФ №2394980, опубл. 20.07.2010 - прототип).
Общим недостатком известных способов является быстрая обводняемость добываемой продукции.
В предложенном изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающем отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины, согласно изобретению, в горизонтальной добывающей скважине определяют обводнившийся интервал горизонтального ствола, проводят лабораторные исследования на керне разрабатываемого пласта, керн предварительно обводняют, определяют набухаемость глинистых составляющих в пресной воде, на колонне насосно-компрессорных труб в обводнившийся интервал горизонтального ствола спускают фильтр длиной, равный длине обводнившегося интервала, у начала и конца фильтра устанавливают пакеры, пакеры запакеровывают, по колонне насосно-компрессорных труб закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и содержанием твердых взвешенных частиц 70-200 мг/л, которые берут из продукции скважин, добываемой из данного пласта, до падения приемистости не менее чем в два раза от первоначальной, проводят выдержку в течение времени, достаточном для набухания глинистых составляющих коллектора, и запускают скважину в эксплуатацию.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу терригенного нефтяного пласта, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает время работы скважин до полного обводнения. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. Коллекторы практически всегда неоднородны, что приводит к обводнению скважин. Вода по более проницаемым участкам пласта фильтруется к забоям скважин и, в связи с разницей в вязкости нефти и воды, вода занимает в потоке жидкости из скважины значительно большую часть. Как известно, терригенные коллекторы представлены в основном песчаниками, аллевролитами и глинами. Известное свойство набухания глинистых частиц под действием пресной воды не всегда позволяет полностью ограничить водоприток из обводнившегося участка, что связано с неоднородностью пласта. Поэтому совместное использование закачки воды с твердыми взвешенными частицами для забивания пор пласта («загрязнения» пласта), значительно повышает эффективность ограничения водопритока. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам максимально длительной работы скважин до полного обводнения. Задача решается следующим образом.
Способ реализуют следующим образом.
Участок нефтяного пласта, представленный терригенным типом коллектора и чисто нефтяной зоной, вскрыт горизонтальной скважиной с открытым горизонтальным стволом. В процессе разработки пласта, происходит прорыв воды от соседних нагнетательных скважин в горизонтальный ствол, в результате скважина обводняется.
Проводят комплекс геофизических исследований, по результатам которого устанавливают, что вдоль горизонтального ствола обводнился участок пласта длиной L.
При бурении скважины был отобран керн пласта. До проведения мероприятий по ограничению водопритока проводят лабораторные исследования на керне.
В одном из кернов выделяют кусочек глинистого материала. Определяют время t набухания глинистых частиц посредствам контакта данного глинистого материала с пресной водой с минерализацией не более 1,5 г/л.
Далее проводят лабораторные исследования на керне по заводнению его пресной водой с общей минерализацией не более 1,5 г/л. Керн имеет длину l=4 см и диаметр d=3 см. Его предварительно обводняют. Определяют оптимальную концентрацию твердых взвешенных частиц (ТВЧ) в закачиваемой воде, которая приводит к забиванию пор пласта, т.е. его загрязнению. Причем ТВЧ берут из продукции скважин, добываемой из данного пласта.
Исследованиями было установлено, что для абсолютного большинства терригенных коллекторов концентрация ТВЧ должна быть в пределах 70-200 мг/л. Также согласно исследованиям, минерализация воды более 1,5 г/л снижает эффективность набухания глинистых частиц. Для эффективного ограничения водопритока глинистые частицы должны увеличиваться в объеме не менее чем в 2 раза.
<mrow><msubsup><mi>Q</mi><mi>з</mi><mi>к</mi></msubsup></mrow>
В результате лабораторных исследований через керн прокачали объем воды
. При этом наблюдали падение приемистости керна не менее чем в 2 раза от первоначальной, после чего закачку прекратили. Согласно исследованиям падение приемистости менее чем в 2 раза не приводит к достаточному забиванию пор пласта для ограничения водопритока.
Далее пересчитывают требуемый объем закачки воды для ограничения водопритока в пласт через обводнившийся участок. Принимая тот факт, что прокачка воды на керне и в реальном пласте пропорциональна их размерам, можно записать соотношение:
3
3
где Q - требуемый объем закачки воды для ограничения водопритока из обводнившегося участка пласта, м,
3
- объем прокаченной воды для ограничения водопритока при лабораторных исследованиях на керне, м,
3
V - поровый объем обводнившегося участка пласта, м,
к
3
V - поровый объем керна, м.
Поровый объем обводнившегося участка и керна можно вычислить по соответствующим формулам:
где h - толщина пласта, м,
S - расстояние между скважинами, м,
L - длина обводнившегося участка, м,
m - пористость пласта, доли ед.
где d - диаметр керна, м,
l - длина керна, м.
Подставляя выражения (2) и (3) в формулу (1), получим:
Формула (4) показывает теоретический объем закачиваемой для ограничения водопритока в пласт воды, которая забивает поры пласта. Однако, расчеты показали, что время прокачки воды на керне значительно меньше времени набухания глинистых частиц t. Поэтому формула (4) справедлива при полном отсутствии глины в коллекторе пласта.
Проведенные исследования показали, что глины в большинстве терригенных пластов содержится от 1% и выше. Поэтому, согласно проведенным экспериментам, для ограничения водопритока из участка пласта, достаточно закачивать менее 1% воды, рассчитанной по формуле (4). После чего необходимо подождать в течение времени t, пока не пройдет процесс набухания глин. Тогда окончательно имеем:
З
Далее скважину глушат. На колонне насосно-компрессорных труб спускают фильтр длиной, равной длине обводнившегося интервала L. У начала и конца фильтра устанавливают пакеры. После спуска фильтра напротив обводнившегося участка пакеры запакеровывают. Производят закачку воды для водоограничения в объеме Q, рассчитанной по формуле (5) с таким расходом, чтобы время закачки было значительно меньше времени набухания глин t.
3
После закачки объема Q проводят выдержку в течение времени t и затем пускают скважину в эксплуатацию.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения за счет максимально длительной работы скважины до полного обводнения.
Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. Участок нефтяного пласта, представленный терригенным типом коллектора и чисто нефтяной зоной толщиной h=10 м, вскрыт горизонтальной скважиной с открытым горизонтальным стволом длиной 320 м.
Пласт залегает на глубине 1090 м, проницаемость пласта составляет 0,7 Д, пористость m=28%, начальное пластовое давление 11 МПа, вязкость воды в пластовых условиях 1,6 мПа·с, вязкость нефти в пластовых условиях 58,3 мПа·с.
Пласт разрабатывают заводнением. Закачивают пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают добываемую продукцию через добывающие скважины.
В процессе разработки пласта происходит прорыв воды от соседних нагнетательных скважин, расположенных на расстоянии S=250 м, в горизонтальный ствол добывающей скважины. В результате скважина обводняется до 99%.
Проводят комплекс геофизических исследований, по результатам которого устанавливают, что вдоль горизонтального ствола обводнился участок пласта длиной L=12 м.
При бурении скважины был отобран керн пласта. До проведения мероприятий по ограничению водопритока проводят лабораторные исследования на керне.
В одном из кернов выделяют кусочек глинистого материала. Определяют время t набухания глинистых частиц в 2 раза посредствам контакта данного глинистого материала с пресной водой с минерализацией 0,95 г/л. Время t составило 2 сут.
Далее проводят лабораторные исследования на керне по заводнению его пресной водой с общей минерализацией 0,95 г/л. Керн имеет длину l=4 см и диаметр d=3 см. Его предварительно обводняют. Определяют оптимальную концентрацию ТВЧ в закачиваемой воде, которая приводит к забиванию пор пласта, т.е. его кольматации. Оптимальная концентрация ТВЧ составила 80 мг/л. Причем ТВЧ берут из продукции скважин, добываемой из данного пласта.
<mrow><msubsup><mi>Q</mi><mi>з</mi><mi>к</mi></msubsup><mo>=</mo><mn>0</mn><mo>,</mo><mn>05</mn><mo>⋅</mo><msup><mrow><mn>10</mn></mrow><mrow><mo>−</mo><mn>3</mn></mrow></msup></mrow>
3
В результате лабораторных исследований через керн прокачали объем воды
м. Прокачку осуществляли до падения приемистости керна в 2 раза от первоначальной.
Далее пересчитывают требуемый объем закачки воды для ограничения водопритока в пласт через обводнившийся участок по формуле (5):
3
3
Принимают О=500 м.
3
з
3
3
3
3
3
3
3
Далее скважину глушат. На колонне насосно-компрессорных труб спускают фильтр длиной, равный длине обводнившегося интервала L=12. У начала и конца фильтра устанавливают пакеры. После спуска фильтра напротив обводнившегося участка пакеры запакеровывают. Производят закачку воды для водоограничения в объеме Q=500 м в течение времени меньшем, чем время t. Таким образом, закачку производят с расходом q менее 500/3=166,6 м/сут. Принимают q=150 м/сут. Кроме того, по результатам проведенных ранее гидродинамических исследований приемистость q=150 м/сут обеспечивается при давлении закачки на забое скважины, равном 16 МПа. Закачку ведут до падения приемистости не менее чем в два раза, т.е. до 75 м/сут от первоначальной, при этом фиксируют увеличение давления нагнетания с 16 до 21 МПа.
3
3
После закачки объема Q=500 м проводят выдержку в течение времени t=3 сут и затем пускают скважину в добычу.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Концентрацию ТВЧ применяют равной 70 мг/л.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Концентрацию ТВЧ применяют равной 200 мг/л.
В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины 2 до 98%, было добыто с участка 123,2 тыс.т нефти за 32 года разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,421. По прототипу при прочих равных условиях, скважина обводнилась раньше, было добыто 83,6 тыс.т нефти за 23 года разработки, КИН составил 0,286. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,135.
Предлагаемый способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции и увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи терригенного пласта за счет максимально длительной работы скважины до полного обводнения при разработке пласта горизонтальными скважинами.