СПОСОБ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF CARBONATE RESERVOIR WITH HORIZONTAL WELLS

Способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных карбонатных коллекторов горизонтальными скважинами.
Известен способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами, отбор продукции скважины из каждого участка. При разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающимся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения удельного дебита нефти устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на отдельной колонне насосно-компрессорных или колтюбинговых безмуфтовых труб один насос, расстояние между насосами вдоль по горизонтальному стволу устанавливают не более 200 м (патент РФ № 2544204, кл. Е21В43/16, опубл. 10.03.2015).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта, включающий проведение исследований и определение зон пласта с различной проницаемостью, спуск в горизонтальную скважину на колонне насосно-компрессорных труб фильтров с различной плотностью перфорации, закачку в открытый горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу. Каждый участок с проницаемостью, отличающейся более чем на 20% от соседнего, изолируют установленными на фильтрах пакерами, а плотность перфорации фильтра каждого участка выполняют исходя из соотношения
<mrow />
<mrow><mfrac><mrow><msub><mi>h</mi><mn>1</mn></msub><mo>⋅</mo><msub><mi>k</mi><mn>1</mn></msub></mrow><mrow><mi>L</mi><mi>n</mi><mfrac><mrow><msub><mi>R</mi><mn>1</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mo>+</mo><msub><mi>С</mi><mn>1</mn></msub></mrow></mfrac><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>h</mi><mn>2</mn></msub><mo>⋅</mo><msub><mi>k</mi><mn>2</mn></msub></mrow><mrow><mi>L</mi><mi>n</mi><mfrac><mrow><msub><mi>R</mi><mn>2</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mo>+</mo><msub><mi>С</mi><mn>2</mn></msub></mrow></mfrac><mo>=</mo><mn>...</mn><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>h</mi><mi>n</mi></msub><mo>⋅</mo><msub><mi>k</mi><mi>n</mi></msub></mrow><mrow><mi>L</mi><mi>n</mi><mfrac><mrow><msub><mi>R</mi><mi>n</mi></msub></mrow><mrow><msub><mi>r</mi><mi>c</mi></msub></mrow></mfrac><mo>+</mo><msub><mi>С</mi><mi>n</mi></msub></mrow></mfrac></mrow>
,
1
2
n
где C, C, C - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;
1
2
n
1
2
n
2
R, R, R- проектируемая глубина проникновения кислоты в породу, м,k, k, k - проницаемость участка пласта, м,
n
h - мощность участка пласта, м,
c
r - радиус фильтра, м,
в межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта закачивают щелочь для нейтрализации кислоты или у кровли продуктивного пласта устанавливают пакер, при этом межтрубное пространство заполняют технической водой, объем V щелочи или воды определяют по формуле
2
2
3
V=π·H·(R-r), м,
где H - глубина скважины до кровли продуктивного пласта, м,
R - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м,
r- внешний радиус колонны насосно-компрессорных труб, м,
у
к
в насосно-компрессорные трубы закачивают соляную кислоту с концентрацией 10-20% под устьевым давлением P=(0,009…0,01)·H, МПа, в объеме V, равном
к
3
V=(0,007…0,008)·L·h, м,
где L - длина горизонтального ствола скважины, м,
h - толщина пласта, м,
продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с фильтрами (патент РФ 2533393, кл. Е21В43/27, опубл. 20.11.2014 - прототип).
Общим недостатком известных способов является низкая эффективность разработки неоднородных карбонатных коллекторов по каждому из способов в отдельности, что приводит к невысокой нефтеотдаче.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.
n
Задача решается тем, что в способе разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами, включающем бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины, согласно изобретению в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, на одной из которых устанавливают в центре ствола насос, на другой по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, плотность перфорации N каждой n-й секции фильтров выполняют согласно соотношению
n
min
max
n
N=N·k/k,
max
где k - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола,
n
k - проницаемость n-го участка коллектора,
min
N - плотность перфорационных отверстий секции фильтров напротив коллектора с максимальной проницаемостью,
в межтрубное пространство до устья закачивают техническую воду, после чего при остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты, после реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе, при падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки, процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу карбонатного коллектора, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность и степень выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного коллектора с размещением горизонтального ствола скважины. Обозначения: 1 - нефтяной коллектор, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - горизонтальный ствол, 4 - кровля продуктивного коллектора, 5 - обсадная колонна, 6 - колонна труб с насосом 7, 7 - насос, 8 - колонна труб с фильтрами 9-11, 9-11 - фильтры с различной плотностью перфорации, 12 - межтрубное пространство.
Способ реализуют следующим образом.
Участок нефтяного пласта, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и чисто нефтяной зоной, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3. Коллектор 1 зонально неоднороден, выделяют, например, три участка, отличающиеся по проницаемости: I, II и III. До кровли 4 продуктивного пласта скважину обсаживают обсадной колонной 5, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.
n
В горизонтальный ствол 3 скважины спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма каждая. На одной из колонн труб 6 устанавливают насос 7 (например, типа 2СП45/24) и размещают его в центре горизонтального ствола 3. На другой колонне труб 8 по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры 9-11. Плотность перфорации N каждой n-й секции фильтров 9-11 выполняют пропорционально соотношению максимальной и рассчитываемой проницаемостей участков I, II и III по формуле:
n
min
max
n
N=N·k/k,  (1)
max
где k - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола,
n
k - проницаемость n-го участка коллектора,
min
N - плотность перфорационных отверстий секции фильтров 9-11 напротив коллектора с максимальной проницаемостью,
В межтрубное пространство 12 до устья закачивают техническую воду, после чего при остановленном насосе 7 подают кислоту в колонну труб 8 с фильтрами 9-11. Вода в межтрубном пространстве 12 не позволяет кислоте воздействовать на обсадную колонну 5. Кислоту продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб 8, по которой ведут закачку кислоты. После реакции кислоты с породой по этой же трубе 8 отбирают продукты реакции до появления нефти.
Согласно расчетам диаметр труб 6 и 8 более 2 дюймов не позволяет беспрепятственно спускать параллельно две трубы с оборудованием в наиболее распространённые диаметры обсадных колонн 5. Диаметр труб 6 и 8 менее 1,5 дюйма приводит к низким значениям дебита и расхода. Насос 7 в центральной части горизонтального ствола 3 позволяет, согласно исследованиям, наиболее эффективно отбирать запасы нефти вдоль всего горизонтального ствола 3. Плотность перфорационных отверстий фильтров 9-11 в зависимости от проницаемости коллектора позволяет проводить закачку кислоты равномерно в пласт вдоль всего горизонтального ствола 3 скважины 2.
После отбора продуктов реакции колонну труб 8 с фильтрами 9-11 останавливают, при этом пускают в работу насос 7 на другой колонне труб 6, расположенный в горизонтальном стволе 3. При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют. Объем технической воды для продавки кислоты определяют как не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки.
Согласно расчетам такой периодический цикл работы: закачка кислоты - добыча продукции - закачка кислоты - добыча продукции и т.д., позволяет отобрать наибольшее количество запасов за счет кислотной обработки с каждым циклом все более отдаленных зон коллектора 1, а переменная плотность перфорации фильтров 9-11 и насос 7 в центральной части ствола позволяют отбирать запасы наиболее равномерно. При падении дебита менее чем на 50% проведение повторной кислотной обработки экономически нерентабельно. Продавка технической водой с увеличивающимися объемами позволяет кислоте проникать глубже в коллектор. При этом согласно расчетам объем менее 2 объемов технической воды, применяемой для продавки в предыдущем цикле, не позволяет повышать нефтеотдачу.
Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи карбонатного коллектора.
Пример конкретного выполнения способа
I
II
III
Участок нефтяного пласта, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и чисто нефтяной зоной толщиной 10 м, залегающий на глубине 850 м, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3 длиной 300 м. Коллектор 1 зонально неоднороден, выделяют три участка I, II и III с соответствующими проницаемостями k=50 мД, k=30 мД и k=100 мД. До кровли 4 продуктивного пласта скважину обсаживают обсадной колонной 5 диаметром 168 мм, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.
В горизонтальный ствол 3 скважины 2 спускают две колонны труб: одну 6 диаметром 1,5 дюйма, другую 8 диаметром 2 дюйма. На колонне труб 6 устанавливают насос 7 марки 2СП45/24 и размещают его в центре горизонтального ствола 3. На колонне труб 8 по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры 9-11.
min
III
I
II
Напротив участка III с максимальной проницаемостью устанавливают фильтры 11 с минимальной плотностью перфорации N=N= 6 отв./м. Тогда плотность перфорации N и N фильтров 9 и 10 соответственно рассчитывают и выполняют согласно формуле (1):
I
III
III
I
N=N·k/k=6·100/50=12 отв./м,
II
III
III
II
N=N·k/k=6·100/30=20 отв./м.
3
3
В межтрубное пространство 12 до устья закачивают техническую воду в объеме 17 м, после чего при остановленном насосе 7 подают 24%-ную соляную кислоту в колонну труб 8. Кислоту продавливают технической водой в объеме 1,8 м, равном объему колонны труб 8. После реакции кислоты с породой по этой же трубе 8 отбирают продукты реакции до появления нефти.
3
Далее колонну труб 8 останавливают, при этом пускают в работу насос 7 на колонне труб 6. Дебит нефти после кислотной обработки составил 12 т/сут. После 1 года эксплуатации дебит нефти снизился на 50% от дебита нефти после кислотной обработки, т.е. до 6 т/сут. Процесс закачки кислоты повторяют аналогично описанному выше. Продавку кислоты осуществляют технической водой в объеме, превышающем в 2 раза объем технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки, т.е. 3,6 м. После второй кислотной обработки дебит нефти составил 10 т/сут. Циклы закачки кислоты повторяют пять раз.
Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.
В результате разработки участка 1, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с одной горизонтальной скважины 174,3 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) участка составил 0,395 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 146,5 тыс.т нефти, КИН составил 0,332 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,063 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить КИН зонально неоднородного карбонатного коллектора за счет более равномерной и глубокой периодической кислотной обработки и эффективной добыче продукции вдоль всего горизонтального ствола скважины.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.