Способ разработки неоднородного по проницаемости от кровли к подошве пласта, насыщенного нефтью и подстилаемой водой
METHOD FOR DEVELOPMENT OF RESERVOIR NON-UNIFORM BY PERMEABILITY FROM ROOF TO SOLE, SATURATED WITH OIL AND UNDERLYING WATER

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, и может быть использовано при строительстве горизонтальных добывающих скважин для эксплуатации неоднородных пластов по проницаемости, улучшающейся от кровли к подошве (кровля - низкопроницаемая, подошва - высокопроницаемая) с наличием подстилающей подошвенной воды.
В условиях разработки нефтяных залежей с возрастающей абсолютной проницаемостью пласта от кровли к подошве и наличия подстилаемой воды, общим недостатком распространенных конструкций горизонтальных скважин, направленных на эксплуатацию пласта всей длиной горизонтального «окончания», является сложность последующей рентабельной разработки низкопроницемой кровли после опережающей выработки и обводнения нижней части пласта, являющейся высокопроницаемой.
В данной связи, для повышения полноты выработки запасов нефти пластов, характеризуемых возрастающей абсолютной проницаемостью от кровли к подошве и наличия подстилаемой воды, не теряет актуальности задача совершенствования конструкций скважин, позволяющих производить последовательную эксплуатацию сначала более высокопроницаемой нижней, затем, после обводнения и ее изоляции, низкопроницаемой верхней (кровельной) части пласта.
Известен способ повышения эффективности выработки запасов нефти путем заканчивания горизонтальных «окончаний» скважин компоновкой с разным диаметром и плотностью перфорационных отверстий [Галиуллин М.М., Азаматов М.А., Вдовин В.А. Современные методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Научно-технический журнал Георесурсы, 2010. - С. 16]. Способ заключается в оборудовании горизонтального «окончания» скважины конструкцией, состоящей из секций с разным диаметром перфорационных отверстий. Для недопущений перетоков между секциями их разобщение производится набухающими пакерами. Диаметр и плотность фильтрационных каналов выбирают из условий: высокопроницаемая часть коллектора - показатели имеют минимальный характер, в местах пониженной проницаемости коллектора - диаметр и плотность фильтрационных каналов являются максимальными.
Недостатком данного способа является то, что при разработке нефтяных залежей с возрастающей абсолютной проницаемостью пласта от кровли к подошве и наличия подстилаемой воды, при размещении меньшего и большего количества перфорационных отверстий, соответственно, в интервалах высокопроницаемой и низкопроницаемой частей пласта, в одном случае создаются дополнительные фильтрационные сопротивления, нарушающие равномерность выработки запасов нефти и сдерживающие потенциальную отдачу пласта, а во втором нецелесообразно из-за крайне пониженного притока по причине низкой абсолютной проницаемости пласта.
При эксплуатации низкопроницаемых пластов (абсолютная проницаемость менее 10 мД) горизонтальными скважинами используют компоновки многостадийного ГРП. Набор хвостовиков и вариации подходов к освоению подобных скважин имеет большое количество.
Широкое распространение получили следующие варианты компоновок:
- глухой хвостовик с поинтервальным проведением гидропескоструйной перфорации и ГРП;
- спуск шаровой компоновки МГРП (с растворимыми/нерастворимыми) шарами и портами, сдвижными/несдвижными муфтами.
Недостатком подобных компоновок является поинтервальное (выборочное) воздействие на пласт и низкая эффективность для пластов не большой мощности, имеющих высокопроницаемую подошвенную часть с подстилаемой водой.
Для геологических условий, когда продуктивный пласт представлен не большой мощностью и неоднороден по проницаемости, улучшающейся от кровли к подошве, получен авторский вывод, что для обеспечения полноты выработки запасов нефти горизонтальной скважиной, проводка которой была осуществлена со вскрытием низкопроницаемой и высокопроницаемой частей пласта, необходима раздельная эксплуатация данных интервалов, так как при их совместной разработке снижение нефтеотдачи связано со значительным отставанием в выработке запасов нефти кровельной (низкопроницаемой) части пласта в сравнении с высокопроницаемой.
Ввиду чего требуется комбинированный вариант оснастки хвостовика, который будет включать секцию компоновки с фильтровой частью в интервале пласта с высокой проницаемостью, а также глухой хвостовик для ГРП или компоновку МГРП, что позволит в дальнейшем, после обводнения фильтровой части, провести интенсификацию посредством малообъемного ГРП в низкопроницаемом интервале.
В предлагаемом изобретении решается задача повышения полноты нефтеизвлечения неоднородного по проницаемости пласта (улучшение абсолютной проницаемости от кровли к подошве) с наличием подошвенной воды, а также управления процессом выработки запасов нефти во времени.
Задача решается тем, что в отличие от стандартных компоновок оснастки горизонтальных скважин, предлагаемый способ предусматривает заканчивание горизонтальных скважин на этапе строительства конструкцией, разделяющей горизонтальное «окончание» в интервале продуктивного пласта в зависимости от проницаемости на несколько частей (фильтровая часть в интервале пласта с высокой проницаемостью и глухой хвостовик для ГРП или секции компоновки МГРП для низкопроницаемого интервала), эксплуатирующих пласт последовательно, сначала фильтровым участком, после его обводнения и изоляции пакером-пробкой, производится эксплуатация низкопроницаемой части пласта с проведением малообъемного ГРП, далее осуществляют процесс освоения и повторный запуск скважины в работу.
Данный подход обеспечивает увеличение полноты нефтеизвлечения, техническую простоту и надежность изоляции обводненного участка при отсутствии повторного влияния цементного раствора на продуктивный пласт за счет исключения сложных многостадийных подходов по проведению РИР.
Новым является то, что для решения поставленной задачи в разработку вводится горизонтальная скважина, изначально законченная комбинированным хвостовиком и подготовленная к поинтервальной (управляемой) разработке неоднородного по абсолютной проницаемости разреза продуктивного пласта, предусматривающая в дальнейшем простоту работ по изоляции обводненных интервалов без необходимости цементирования дополнительных колонн, вырезки колонн, что сокращает эксплуатационные затраты и время дополнительных работ.
Сущность предложенного способа
Для геологических условий, когда продуктивный пласт по разрезу представлен небольшой мощностью и неоднороден по проницаемости, улучшающейся от кровли к подошве, с наличием подстилаемой воды, для повышения полноты его нефтеизвлечения, на этапе строительства заканчивание горизонтальных скважин осуществляется комбинированной компоновкой, разделяющей горизонтальное «окончание» в интервале продуктивного пласта на несколько частей, работа каждой из которых во времени предусматривается поэтапно, сначала - дальняя часть (для высокопроницаемой части пласта предусматривается участок фильтра), потом ближняя (для низкопроницаемой части пласта предусматривается цементируемый участок для ГРП или секции компоновки МГРП). Ввиду наличия подстилаемой воды интенсификация низкопроницаемой кровельной части пласта предусматривается путем проведения малообъемного ГРП (5-10 тонн). Далее осуществляют процесс освоения и повторный запуск скважины в работу.
На фиг. 1, 2, 3 схематично и последовательно изображен процесс реализации предлагаемого способа разработки неоднородного по абсолютной проницаемости разреза продуктивного пласта с наличием подстилаемой воды.
Технически реализация происходит следующим образом, после бурения горизонтальной скважины 1 (на фиг. 1 не показано) производят спуск эксплуатационной колонны 3 с использованием центрирующих устройств (на фиг. 1 не показано), в удаленной части ствола колонна представлена фильтром 5, в интервале от цементировочного пакера 4 и выше к устью осуществляется крепление эксплуатационной колонны 3 цементным раствором 2. Далее проводится разбуривание внутренней части цементировочного пакера 4, промывка внутреннего пространства скважины, производится процесс освоения и запуск скважины в работу.
После обводнения продукции скважины до предельного значения, в интервале перед цементировочным пакером 4 устанавливают пакер-пробку 6, изолирующий отработанную часть горизонтального «окончания» от остальной части горизонтальной скважины.
Далее в интервале ближней к устью части горизонтального «окончания» до пакера-пробки производят вскрытие перфорацией 7 определенных ранее участков, поинтервально проводят гидроразрыв пласта 8, осуществляют процесс освоения и повторный запуск скважины в работу. Количество циклов или стадий операций по перфорации и гидроразрыву производят, исходя из длины горизонтальной части скважины в низкопроницаемой части пласта.
Предлагаемый способ разработки неоднородного по проницаемости пласта, насыщенного нефтью и подстилаемой подошвенной водой, позволяет:
- повысить полноту нефтеизвлечения за счет увеличения выработки запасов нефти низкопроницаемой части пласта горизонтальной скважиной, изначально готовой к поинтервальной эксплуатации пласта без необходимости проведения в дальнейшем сложных ремонтно-изоляционных работ с изменением начальной конструкции скважины;
- повысить технологическую эффективность изоляции обводнившихся интервалов по длине горизонтального «окончания» без необходимости цементирования дополнительной колонны, неоднократного вырезания колонны, многоэтапной установки сложных герметизирующих элементов, посредством изначального заканчивания скважины на этапе строительства конструкцией для поинтервальной разработки, наличия буферного участка между отработавшей и невыработанной частями горизонтального «окончания», исключающего циркуляцию жидкости по пласту за колонной, оперативного и надежного отсечения обводненного участка посредством закачки кольматирующего состава и установки пакера-пробки в интервале буферного участка;
Краткое описание чертежей
Принятые обозначения на фиг. 1, 2, 3: 1 - горизонтальная скважина, 2 - цементное кольцо, 3 - эксплуатационная колонна, 4 - пакер заколонный цементировочный, 5 - фильтр, 6 - пакер-пробка, 7 - интервал перфорации, 8 - интервалы гидроразрыва пласта.
Пример реализации предлагаемого способа
2
3
3
Разрабатывают нефтяную залежь с подошвенной водой вертикальными и горизонтальными скважинами в терригенном коллекторе, залегающим на глубине 1870 м, в верхнемеловых отложениях. Действующий фонд по залежи: 1557 наклонно-направленных скважин, 16 горизонтальных скважин и 223 боковых стволов с горизонтальным «окончанием». Средние коллекторские свойства вскрытого скважинами продуктивного пласта: эффективная пористость 22%, коэффициент абсолютной проницаемости 0.005-0,25 мкм (5-250 мД), эффективная нефтенасыщенная толщина 9 м. Плотность нефти 0,860 г/см, плотность пластовой воды 1,014 г/см. Для повышения выработки запасов нефти из обводнившихся вертикальных скважин производят бурение боковых стволов с проводкой горизонтального «окончания» по кровельной и центральной части продуктивного пласта, с последующим заканчиванием фильтром. Недостаточная эффективность выработки запасов нефти боковыми стволами с горизонтальным «окончанием» обусловлена значительным отставанием выработки запасов нефти в кровельной части пласта, являющейся низкопроницаемой, в сравнении с высокопроницаемой средней и подошвенной интервалами пласта, последняя из которых представлена водонасыщенным коллектором. В условиях необходимости повышения полноты нефтеизвлечения низкопроницаемой кровельной части пласта на двух новых боковых стволах был применен разработанный способ, предусматривающий заканчивание горизонтального «окончания» комбинированным хвостовиком, состоящим для высокопроницаемой части пласта фильтром, а для низкопроницаемой цементируемым участком для последующего ГРП или секцией компоновки МГРП со сдвижными портами (фиг. 1-3). По данным проведенных расчетов с применением геолого-гидродинамического моделирования установлено, что после выработки запасов нефти высокопроницаемой части пласта дальней частью горизонтального «окончания», выполнения ее изоляции, перфорации и проведения малообъемного ГРП в ближней части горизонтального «окончания», накопленная добыча нефти в сравнении с обычным способом заканчивания скважин фильтром по всей длине горизонтального «окончания» увеличивается минимум на 15%.