СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
OIL FIELD DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения.
Известен способ оптимизации нефтедобычи, включающий гидроразрыв пласта в направлении от нагнетательных к добывающим скважинам и образование продуктивных изолиний. Осуществляют обустройство скважин с проведением тампонажа их заколонных интервалов, выполнением циклов исследований и профилей приемистостей и притока в нагнетательных и добывающих скважинах. Это осуществляют с определением критических значений обводненности и значений текущих проницаемостей в первоначальных продуктивных изолиниях. При достижении фронта обводненности первой продуктивной изолинии до зоны интервала перфорации одной из добывающих скважин в результате измерений дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистостей определяют геометрические параметры конечного изношенного участка. Выполняют его тампонаж для образования нового участка первой продуктивной изолинии. Исследуют геометрические параметры другого изношенного участка в обратном направлении от добывающих к нагнетательным скважинам. Тампонаж выработанных участков продолжают до полной выработки первичных изолиний и образования вторых продуктивных изолиний. Выработку и тампонаж различных продуктивных изолиний продолжают до полной выработки пласта (патент РФ №2230895, опубл. 2004.06.20).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений, который включает гидроразрыв пласта и образование продуктивных изолиний. Осуществляют обустройство скважин с проведением тампонажа их заколонных интервалов, выполнением циклов исследований профилей приемистости и притоков в нагнетательных и добывающих скважинах в первоначальных продуктивных изолиниях. При достижении фронта обводненности первой продуктивной изолинии до зоны интервала перфорации одной из добывающих скважин в результате измерений дифференциальных и интегральных профилей приемистости и притоков определяют геометрические параметры конечного непродуктивного участка. Выполняют его тампонаж для образования нового участка первой продуктивной изолинии с последующими операциями исследований и тампонажа до полной выработки пласта. После запуска месторождения вначале определяют количества и протяженности прямых и перекрестных межскважинных изолиний в режиме линейной фильтрации. Определяют текущие значения единичных дебитов в перекрестных межскважинных изолиниях. При достижении фронта обводненности до половины межскважинных расстояний определяют геометрические параметры непродуктивных участков в прямом направлении. С приходом фронта обводненности к зонам добывающих скважин выполняют исследование и тампонаж непродуктивных участков возле их зон перфораций при повышенных давлениях. По мере изоляции участков в обратном направлении давления их исследования и тампонажа снижают. Определяют интервалы времени разнородных трассирующих меток по мере их расхода. Причем первые участки первых изолиний изолируются под давлением, близким давлению гидроразрыва, а остальные - в дискретных пропорциях снижающихся давлений, приближающихся к максимуму давления эксплуатации пластов и/или пропластков (патент РФ №2297525, опубл. 20.04.2007, - прототип).
Общим недостатком известных технических решений является неопределенность при проведении интенсификационных работ в скважинах с малой толщиной перекрывающих и подстилающих экранов от водоносных или обводненных пластов и повышенной обводненностью добываемой продукции.
В предложенном изобретении решается задача проведения гидроразрыва пласта в скважинах с малой толщиной перекрывающих и подстилающих экранов от водоносных или обводненных пластов и повышенной обводненностью добываемой продукции.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение обводненности добываемой продукции и проведение гидроразрыва пласта в скважине, согласно изобретению определяют обводненность продуктивного пласта как среднее значение обводненностей в опорных скважинах или в скважинах с изолированными водопритоками, сравнивают с обводненностью добываемой продукции в скважине, проводят детальное векторное профилепостроение разреза пласта и анализируют толщину и непрерывность перемычки между водоносным или обводненным пластом и продуктивным пластом, при превышении обводненности в скважине более средней обводненности пласта принимают обводненность в скважине равной средней обводненности пласта, а гидроразрыв продуктивного пласта проводят в скважине независимо от текущей обводненности, при средней обводненности пласта менее 70% и при наличии непрерывной перемычки толщиной не менее 3 м между водоносным или обводненным пластом и продуктивным пластом.
Сущность изобретения
При разработке нефтяного месторождения для увеличения дебита скважин возникает необходимость в интенсификационных работах, таких как гидроразрыв пласта. Однако образующаяся в пласте при гидроразрыве трещина может соединяться с водоносными или обводненными пластами, вызывая обводнение добываемой продукции. Из практики замечено, что проводить гидроразрыв пласта при обводненности по пласту более 70% нерационально вследствие обводнения добываемой продукции в скважине. Также опасно проводить гидроразрыв при повышенной обводненности в скважинах с толщиной перекрывающих и подстилающих перемычек (экранов) от водоносных или обводненных пластов 7 м и менее. Однако такие ограничения для проведения гидроразрыва пласта весьма сильно сдерживают его применение, приводят к отсутствию интенсификационных факторов разработки нефтяного месторождения и снижению нефтеотдачи. В предложенном изобретении решается задача проведения гидроразрыва пласта в скважинах с малой толщиной перекрывающих и подстилающих экранов от водоносных или обводненных пластов и повышенной обводненностью добываемой продукции. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяного месторождения ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение обводненности добываемой продукции и проведение гидроразрыва пласта в скважинах. Определяют обводненность продуктивного пласта как среднее значение обводненностей в опорных скважинах или в скважинах с изолированными водопритоками. Опорными называют скважины, перфорированные по пласту, рассматриваемому к гидроразрыву. Сравнивают обводненность пласта с обводненностью добываемой продукции в скважине. Проводят детальное векторное профилепостроение разреза пласта и анализируют толщину и непрерывность перемычки между водоносным или обводненным пластом и продуктивным пластом. При превышении обводненности в скважине более средней обводненности пласта принимают обводненность в скважине равной средней обводненности пласта. По результатам анализа делают вывод о фактической обводненности пласта. Гидроразрыв продуктивного пласта проводят в скважине независимо от текущей обводненности и при наличии непрерывной перемычки толщиной не менее 3 м между водоносным или обводненным пластом и продуктивным пластом.
На фиг.1 представлена схема детального векторного профилепостроения, где Х - рассматриваемая скважина, а, b, с, d, e, f, g - все скважины участка разработки, первые к рассматриваемой независимо от расстояния. Полосы, соединяющие рассматриваемую скважину и прочие скважины, обозначают толщину и непрерывность (или прерывность) перемычки между водоносным или обводненным пластом и продуктивным пластом. Эта схема позволяет оценить выдержанность перемычки по простиранию пласта. Построение схемы детального векторного профилепостроения проводят на основе геофизических данных, полученных при первичном вскрытии.
При условии отсутствия зон слияния продуктивного пласта с водоносным или обводненным пластом и выдержанности (неразрывности) перемычки (глинистой) с толщиной не менее 3 м принимают решение о проведении гидроразрыва пласта в данной скважине.
Пример конкретного выполнения
2
3
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1745 м, пластовое давление 14,8 МПа, пластовая температура 37°С, пористость 20,2%, проницаемость 318 мкм, нефтенасыщенность 79,3%, плотность нефти 815 кг/м, вязкость нефти 3,9 МПа·с, толщина продуктивного пласта 3,2 м.
Продуктивный пласт изолирован от нижележащего водоносного пласта глинистой перемычкой толщиной 3-7 м.
Ведут отбор нефти через 5 добывающих скважин и закачку рабочего агента через 2 нагнетательные скважины. Определяют обводненность продуктивного пласта как среднее значение обводненностей в скважинах с изолированными водопритоками. Обводненность равна 50%. В остановленной добывающей скважине с толщиной перекрывающего экрана от водоносного пласта 3,5 м перед проведением гидроразрыва определяют обводненность добываемой продукции, которая оказывается равной 75%. Согласно руководящим документам при такой обводненности проводить гидроразрыв в скважине нельзя. Сравнивают обводненность в скважине и среднюю обводненность по пласту. При таком превышении обводненности в данной скважине по сравнению со средней (50%) проводят анализ обводненности продукции опорных скважин и темп обводнения данной скважины. По опорным скважинам обводненность составила 35%, что свидетельствует о «мнимой» обводненности рассматриваемой скважины, являющейся результатом периодической эксплуатации из-за низкой продуктивности околоскважинной зоны и (или) снижением фазовой проницаемости по нефти в результате ремонтных работ.
Для определения возможности или невозможности прорыва воды в скважину из водоносного пласта проводят детальное векторное профилепостроение разреза пласта, что позволяет оценить выдержанность подстилающей перемычки по простиранию пласта. Данные представлены на фиг.2.
В результате детального векторного профилепостроения устанавливают, что глинистая перемычка выдержана по простиранию коллектора, и скважину рекомендуют к проведению гидроразрыва пласта.
3
Проводят операцию гидроразрыва пласта в скважине, в результате которой обводненность добываемой продукции в скважине составила 28-33% при увеличении дебита скважины с 7 до 15 м/сут.
Применение предложенного способа позволит проводить интенсификационные работы в скважинах с малой толщиной перекрывающих и подстилающих экранов от водоносных или обводненных пластов и повышенной обводненностью добываемой продукции.