СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ МНОГОЗАБОЙНЫМИ 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 (Патент РФ №2394980, опубл. 20.07.2010 - прототип).
Общим недостатком известных способов является быстрая обводняемость добываемой продукции и соответственно невысокая нефтеотдача нефтяной залежи.
В предложенном изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции и повышения нефтеотдачи нефтяной залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи многозабойными горизонтальными скважинами, включающем отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины, согласно изобретению, в многозабойных горизонтальных добывающих скважинах при бурении в конструкции предусматривают технические решения, обеспечивающие открытие и закрытие каждого ствола, с помощью чего определяют обводнившийся горизонтальный ствол, проводят лабораторные исследования на керне разрабатываемого пласта, керн предварительно обводняют, отдельно определяют набухаемость глинистых составляющих в пресной воде и забивание пор пласта твердыми взвешенными частицами при открытом обводненном стволе и закрытых других, в скважину закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и содержанием твердых взвешенных частиц не более 40 мг/л в объеме, равном 1-10% объема порового пространства призабойной зоны пласта рассматриваемого горизонтального ствола, проводят выдержку в течение времени, достаточного для набухания глинистых составляющих коллектора, после чего закачивают воду с 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, затем закачку прекращают и скважину запускают в эксплуатацию.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу терригенного нефтяного пласта, разрабатываемого многозабойными 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 после использования технологии закачки, при которой происходит набухание глин, целесообразно закачивать воду с твердыми взвешенными частицами (ТВЧ) для забивания пор пласта (загрязнения пласта). Это значительно повышает эффективность ограничения водопритока. Также следует отметить, что проведение исследований по определению обводнившегося интервала в каждом стволе - довольно сложный технический и технологический процесс, который не всегда удается реализовать.
Предлагаемое техническое решение последовательного использования закачки пресной и «загрязненной» воды позволяет упростить процесс и повысить эффективность снижения обводненности. 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 толщиной, вскрыт многозабойной горизонтальной скважиной с открытыми горизонтальными стволами. При бурении такой скважины в конструкции предусматривают технические решения, обеспечивающие открытие и закрытие каждого ствола как в отдельности, так и всех вместе, либо нескольких - так называемые «шторки». Управление данными «шторками» осуществляют с устья скважины.
В процессе разработки пласта происходит прорыв воды от соседних нагнетательных скважин в горизонтальный ствол, в результате скважина обводняется.
Поочередным открытием одного ствола и закрытием остальных при работающей скважине определяют обводнившийся горизонтальный ствол.
При бурении рассматриваемой 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 водой с концентрацией ТВЧ в пределах 70-200 мг/л. Его предварительно обводняют. ТВЧ, добавляемые в закачиваемую воду, берут с того же пласта, отобранные в процессе добычи продукции скважины и ее очистки. Определяют оптимальную концентрацию ТВЧ в закачиваемой воде, которая приводит к забиванию пор пласта, т.е. его загрязнению в указанных пределах.
Исследованиями было установлено, что для абсолютного большинства терригенных коллекторов 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><mrow><mi>т</mi><mi>в</mi><mi>ч</mi></mrow><mi>к</mi></msubsup></mrow>
В результате лабораторных исследований закачки воды с ТВЧ 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.
пр
Далее скважину глушат. Закрывают «шторками» все стволы, кроме обводненного. В скважину закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и концентрацией ТВЧ не более 40 мг/л в объеме Q, равном 1-10% объема порового пространства призабойной зоны пласта горизонтального ствола. Радиус призабойной зоны можно оценить по результатам ранее проведенных гидродинамических исследований. Согласно расчетам, достаточно закачивать пресной воды в объеме от 1 до 10% от порового объема призабойной зоны, т.к. обводнившийся интервал, по данным исследований, соответствует указанным пределам от общей длины горизонтального ствола. Также концентрация ТВЧ менее 40 мг/л не забивает поры пласта, что способствует проникновению пресной воды глубже в пласт.
пр
После закачки объема Q проводят выдержку в течение времени t, определенному по лабораторным исследованиям. За это время происходит набухание глинистых составляющих коллектора не менее чем в 2 раза.
твч
Затем закачивают в скважину воду с ТВЧ. Требуемый объем закачки воды с ТВЧ возможно определить пересчетом с керна на реальный пласт пропорционально их размерам. Однако, т.к. длина обводненного интервала в горизонтальном стволе не известна, данный подход будет не точен. Поэтому объем закачки воды с ТВЧ Q определяют по падению приемистости не менее чем в 2 раза от первоначальной, также как наблюдали при лабораторных исследованиях на керне.
Далее закачку прекращают и 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 многозабойной горизонтальной скважиной (МЗГС) с тремя открытыми горизонтальными стволами длиной 210 м, 260 м и 305 м.
Пласт залегает на глубине 1050 м, проницаемость пласта составляет 830 мД, пористость m=21%, начальное пластовое давление 11 МПа, вязкость воды в пластовых условиях 1,6 мПа·с, вязкость нефти в пластовых условиях 55,1 мПа·с.
Радиус призабойной зоны стволов МЗГС оценили по результатам проведенных гидродинамических исследований, радиус составил r=15 м.
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 в горизонтальный ствол добывающей МЗГС. В результате скважина обводняется до 99%.
Поочередным открытием одного ствола и закрытием остальных при работающей скважине определяют обводнившийся горизонтальный ствол. Было установлено, что это ствол длиной L=260 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 0,98 г/л. Время t составило 2 сут.
<mrow><msubsup><mi>Q</mi><mrow><mi>т</mi><mi>в</mi><mi>ч</mi></mrow><mi>к</mi></msubsup></mrow>
-3
3
Далее проводят лабораторные исследования на керне по заводнению его водой с концентрацией ТВЧ в пределах 70-200 мг/л. Причем в данном случае используют подтоварную или пластовую воду. Керн имеет длину 4 см и диаметр 3 см. Его предварительно обводняют. ТВЧ, добавляемые в закачиваемую воду, берут с того же пласта, отобранные в процессе добычи продукции скважины и ее очистки. Определяют оптимальную концентрацию ТВЧ в закачиваемой воде, которая приводит к забиванию пор пласта, т.е. его загрязнению в указанных пределах. Во время закачки наблюдают падение приемистости керна в 2 раза от первоначальной, после чего закачку прекращают. Оптимальная концентрация ТВЧ, согласно исследованиям, составила 100 мг/л. В результате лабораторных исследований закачки воды с ТВЧ через керн прокачали объем воды
=0,055-10 м.
пр
пр
3
3
3
Далее МЗГС глушат. Закрывают «шторками» все стволы, кроме обводненного. В скважину закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и концентрацией ТВЧ 20 мг/л в объеме равном 1-10% объема порового пространства призабойной зоны пласта Q=(0,01…0,1)·L·h·2r·m=260·10·2·15·0,21=(0,01…0,1)·16380 м. Принимают Q=0,02·16380=328 м. Данный объем закачивают за время, не превышающее время t набухания глинистых частиц. Таким образом, приемистость при закачке пресной воды составляет 328/2=164 м/сут. Закачку ведут в течение 2 суток.
пр
После закачки объема Q проводят выдержку в течение времени t=2 сут. За это время происходит набухание глинистых составляющих коллектора не менее чем в 2 раза.
твч
Затем закачивают в скважину воду с ТВЧ, которые берут с того же пласта, отобранные в процессе добычи продукции скважины и ее очистки. Концентрация ТВЧ в закачиваемой воде 100 мг/л, установленная по лабораторным исследованиям. Объем закачки воды с ТВЧ Q определяют по падению приемистости в 2 раза от первоначальной, также как наблюдали при лабораторных исследованиях на керне.
3
3
3
3
3
По результатам проведенных ранее гидродинамических исследований приемистость q=100 м/сут обеспечивается при давлении закачки на забое скважины, равном 15 МПа. Таким образом, закачку ведут с приемистостью q=100 м/сут. Через 4 сут. приемистость падает до 50 м/сут., что свидетельствует о процессе «загрязнения» пласта. Далее закачку прекращают и пускают скважину в эксплуатацию.
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 до 98%, было добыто с участка 231,8 тыс.т нефти за 34 года разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,436. По прототипу при прочих равных условиях скважина обводнилась раньше, было добыто 181,3 тыс.т нефти за 27 лет разработки, КИН составил 0,341. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,095.
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 многозабойными горизонтальными скважинами.