СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки и регулирования потока жидкости к скважинам с многопластовыми объектами разработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи, содержащей нефтеводоносные пласты, включающий частичное вскрытие пласта в скважине (см. А.А.Литвинов и А. Ф.Блинов. Промысловые исследования скважин. М. Недра, 1964, с.186), освоение скважины и подъем жидкости из нее. В известном способе не ставится задача увеличения охвата продуктивного пласта выработкой за счет увеличения толщины его вскрытия.

Известен способ разработки нефтяной залежи, содержащей нефтесодержащие пласты, включающий вскрытие пласта в скважине более редкой плотностью перфорации (см. А.А.Литвинов и А.Ф.Блинов. Промысловые исследования скважин. М. Недра, 1964, с.209), освоение и подъем жидкости из нее. В известном способе не ставится задача достижения переменного коэффициента совершенства по характеру вскрытия с учетом состояния разработки залежи нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, содержащей многопластовые объекты разработки, включающий вскрытие пластов в скважине с учетом различных геолого-технических данных по скважине (см. "Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне". Под ред. Ю.В.Семенова, В.С.Войтенко и др. М. Недра, 1983, с.120 121), освоение и подъем жидкости из нее при поддержании оптимального забойного давления по каждому пласту за счет изменения отбора жидкости (см. а.с. N1592474, бюл. Открытия и изобретения, 1990, N34). В известных способах не ставится задача достижения заданного значения коэффициента гидродинамического совершенства по каждому пласту или прослою отдельного пласта скважины за счет применения различных методов, режимов перфорации, типов перфораторов, плотности перфорации.

Известен способ разработки нефтяной залежи, содержащей нефтесодержащие пласты, включающий вскрытие пластов в скважине с учетом изучения керна, геофизических исследований, прочности обсадной колонны, цементного камня и определение оптимальной плотности перфорации как функции коллекторских свойств пласта, проведение перфорации, причем, с целью обеспечения успешной эксплуатации скважин, вскрытие производится различными методами пулевая, кумулятивная, гидропескоструйная перфорация и т.д. (см. например, Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам в скважинах. М. Недра, 1972, с. 97 103), освоение и подъем жидкости из скважин. В известном способе ставится задача достижения максимального коэффициента гидродинамического совершенства по скважине за счет вскрытия продуктивного интервала перфорацией плотностью в зависимости от толщины продуктивного интервала (зоны), проницаемости и достижение максимального отбора жидкости, а не ставится задача достижения заданного значения коэффициента гидродинамического совершенства вскрытия по каждому пласту или прослою.

Целью настоящего изобретения является увеличение нефтеотдачи пластов за счет повышения охвата пластов выработкой, вовлечения в работу невырабатываемых пластов при их совместной разработке, сокращение сроков разработки нефтяных месторождений путем достижения равномерности выработки отдельных прослоев пласта и отдельных пластов многопластового объекта разработки.

Поставленная цель достигается тем, что перед вскрытием продуктивного интервала выделены в нем отдельные прослои пласта или пласты, а вскрытие пласта, например, перфорацией производят различной плотностью в зависимости от коллекторских свойств, например, абсолютной проницаемости отдельных прослоев пласта или пластов многопластового объекта, для достижения одинаковой степени их вскрытия от проницаемости вскрытие производят различными методами, при наличии в пласте водонефтяного контакта (ВНК) вскрытие, например, перфорацию производят полностью от оптимального на кровле пласта до нуля по направлению к ВНК по толщине пласта.

Зависимость коэффициента продуктивности и дебита скважины от плотности перфорации и различных видов вскрытия убедительно доказана как у нас, так и за рубежом. (см. например, 1. И.П.Толстолыткин и др. Об оптимальной плотности перфорации обсадных колонн на месторождениях Западной Сибири". "Нефтяное хозяйство", 1982, N3, c.40 44. 2. Б.П.Минеев, Н.А.Сидорова. Практическое руководство по испытанию скважин. М. Недра, 1981, с.53. 3. Б.У.Майерс, Д.Клинтон, Н.Р.Карлсон. Выбор интервала и плотности перфорации с учетом продуктивности пласта. "Нефть, газ и нефтехимия за рубежом", 1985, N7, c.13 15).

Объект разработки будет выработан полностью и наиболее равномерно, интенсивно, с максимальным коэффициентом нефтеизвлечения, если будут выработаны отдельные пласты и все прослои с различной геолого-геофизической характеристикой для данного пласта. Регулирование скорости выработки отдельных пластов или прослоев можно производить за счет изменения коэффициента гидродинамического совершенства.

Например, равномерная выработка отдельных пластов или прослоев пласта может быть достигнута в том случае, если продолжительность выработки будет одинакова, т.е.

t₁ t₂ t_n, (1)
где t₁, t₂, t_n продолжительность выработки соответствующих пластов или прослоев пласта.

Выразив продолжительность выработки пластов или прослоев пласта отношением дренируемого объекта к дебиту, имеем:
,
где R_ki радиус контура питания пласта, м;
h_i толщина пласта или прослоя пласта, м;
q_i дебит данного пласта или прослоя пласта, м^Зс.

Подставив в уравнение (2) дебит из формулы Дюпюи

после преобразований получим уравнение (1) в виде:

Для случая, когда ; μ₁=μ₂= ... =μ_n и ΔP₁=ΔP₂= ... =ΔP_n=ΔP имеем:

где r_c радиус скважины в интервале пласта, м;
C₁, C₂, C_n коэффициент гидродинамического совершенства скважины по данному пласту или прослою пласта,
K₁, K₂ K_n проницаемость пласта или прослоя, м².

Таким образом, поставленная цель при различных проницаемостях пластов или прослоев пласта, а именно увеличение нефтеотдачи и сокращение сроков разработки, достигается за счет изменения коэффициента гидродинамического совершенства при вскрытии обсадной колонны после бурения, причем, чем больше проницаемость, тем больше должен быть коэффициент гидродинамического совершенства.

В случае, если коэффициент гидродинамического совершенства по степени вскрытия равен нулю (при рассмотрении зависимости дебита от плотности перфорации), коэффициент гидродинамического совершенства будет зависеть от совершенства по характеру вскрытия пласта.

По эмпирической формуле В.И.Щурова для фильтров с круглыми отверстиями для изотропного пласта величина С определяется по формуле:

где n число отверстий на 1 метр обсадной трубы,
d диаметр перфорационных отверстий, см
(cм. например, книгу Б.П.Минеева, Н.А.Сидорова "Практическое руководство по испытанию скважин". М. Недра, 1981, с.68).

Приняв для данного типа перфораторов одинаковый диаметр перфорационных отверстий, получаем зависимость коэффициента гидродинамического совершенства от плотности перфорации по пластам или по прослоям пласта, т.е.

,
где Д 0,4932 (1,012 d^-1,82+1),
B 0,0066 d^4,5 + 1,033
Тогда по уравнению (4) получим зависимость плотности перфорации от проницаемости пласта:

Таким образом, появляется возможность заранее, до вскрытия обсадной колонны, по результатам геофизических исследований скважины (ГИС), выделив каждый пласт или отдельные прослои пласта, устанавливать величину коэффициента гидродинамического совершенства для достижения оптимального по данной скважине, с учетом состояния разработки, темпов отбора нефти вскрываемых пластов. Это позволит регулировать темп выработки отдельных пластов или прослоев в данной скважине, то есть появится возможность регулирования разработки без бурения дополнительных скважин или освоения новых нагнетательных скважин для достижения равномерности выработки этих пластов, сокращения сроков разработки нефтяных залежей по сравнению с существующими способами вскрытия и разработки нефтяных залежей.

В настоящее время, как правило, вскрывается перфорацией только один пласт многопластового объекта ввиду возможности опережающего обводнения отдельных пластов, т.к. изоляция воды сопряжена с определенными трудностями, большими затратами и приводит к снижению конечного коэффициента нефтеизвлечения. В то же время такой способ разработки ведет к занижению вовлеченных в разработку запасов нефти, то есть снижает годовые темпы отборов нефти нефтяных залежей. Такая же ситуация наблюдается при вскрытии пластов с ВНК, когда с целью исключения возможности образования конуса обводнения вскрывают только 30 40% нефтенасыщенной толщины.

По данным лабораторных исследований и результатов анализа разработки Ромашкинского нефтяного месторождения ТатНИПИнефть определил, что коэффициент охвата пласта по толщине процессом вытеснения составляет 0,8 и, что при совместном разработке пластов, вскрываемых одинаковым коэффициентом вскрытия, в разработку вовлекается только 3 из 7 перфорированных пластов ("Инструкция по вовлечению в активную разработку малопродуктивных коллекторов многопластовых нефтяных месторождений" ДСП, Бугульма, 1982, 100 с.).

Следовательно, исходя из изложенного, неправильно считать, что оптимальной степенью вскрытия пластов в скважине является достижение ее максимума по скважине. Очевидно, приведенные примеры не ограничивают применение способа в нефтегазодобывающей промышленности.

Пример осуществления способа.

Пробурена скважина со следующими характеристиками пластов.

Диаметр скважины D 216 мм.

Радиус контура питания для всех пластов Р_к 180 м (см. табл.1).

Причем в кровле пласта "а" имеется более плотный прослой толщиной 1,0 м с проницаемостью 0,150D.

Условие равномерности выработки отдельных прослоев пласта или отдельных пластов многопластового объекта будет выполняться, если продолжительности выработки их будут равны, т.е. согласно уравнению (3):

Величина тогда:

Определим оптимальный коэффициент гидродинамического совершенства и способ вскрытия каждого пласта и отдельных прослоев пласта.

Принимаем максимальную плотность перфорации 45 отв. на 1 м по худшему по проницаемости пласту "в" и определяем коэффициент С₄ по графикам В.И.Шурова С₄ 0,6 (Б. П. Минеев, Н.А.Сидоров. "Практическое руководство по испытанию скважин". М. Недра, 1981, с.69).

Тогда из уравнения для остальных пластов получаем C₁ 9,2; C₂ 13,0; C₃ 15,3; C₅ 2,1; C₆ 7,8.

По графикам В. И. Шурова определяем оптимальную плотность перфорации каждого пласта перфоратором ПК-103;
"а" 6 отв/метр; "б₂" 4 отв/метр; "б₃ 6 отв/метр;
"в" 45 отв/метр; "г₂" 22 отв/метр; "д" 6,5 отв/метр.

Ввиду того, что пласт "а" сливается с нижележащим водоносным пластом "б₁", образуя единый пласт с ВНК, и имеет в кровельной части уплотненный прослой толщиной 1,0 м с проницаемостью 0,150Д, вскрытие колонны произведем следующим образом по толщине пласта "а" (см. табл.2).

Параметры гидропескоструйной перфорации (ГПП) определены из уравнения В. И. Шурова (Б. П. Минеев, Н.А.Сидоров. Практическое руководство по испытанию скважин. М. Недра, 1981, с.63):
ширина щели 8 мм
число щелей на 1 м трубы 2 отв.

высота щели 127 мм.

Коэффициент совершенства по толщине пласта "а" определен по графикам В. И.Шурова при изменении плотности перфорации от оптимального до ВНК.

Таким образом, в зависимости от количества пластов, прослоев с различной проницаемостью может быть установлен тот или иной комплекс методов вскрытия: пулевая, кумулятивная, гидропескоструйная перфорация, бесперфораторное вскрытие и т.д.

Рассмотрим техническую возможность осуществления всех вышеперечисленных методов и последовательность проведения операций.

1. По результатам ГИС на соответствующую глубину (интервал) спускается обсадная колонна с магниевой заглушкой для проведения бесперфораторного вскрытия.

2. Геофизической партией проводится пулевая перфорация второго интервала с вертикально-криволинейным стволом ПВИ-90.

3. Этой же геофизической партией проводится кумулятивная перфорация соответствующих интервалов перфораторами типа ПК-103, ПК-105ДУ, ПР-54 и т.д.

4. Бригадой капитального ремонта скважин проводится гидропескоструйная перфорация соответствующего интервала.

5. После спуска подземного оборудования производится разрушение магниевой заглушки закачкой кислоты.

6. Скважина осваивается и запускается в эксплуатацию.

Внедрение предлагаемого способа разработки нефтяной залежи со вскрытием обсадных колонн добывающих и нагнетательных скважин позволит более эффективно регулировать процесс разработки и повысит коэффициент нефтеизвлечения. Ввиду отсутствия дополнительных затрат на внедрение (например, при вскрытии перфорацией только за счет изменения плотности перфорации) экономический эффект будет зависеть только от полноты внедрения способа.

Способ позволяет увеличить коэффициент охвата и соответственно коэффициент нефтеотдачи при разработке отдельных пластов с различной проницаемостью толщин до 20% до 2 раз увеличить процесс разработки многопластовых объектов и объем вовлеченных в разработку запасов нефти по скважине; до 10% увеличить нефтеотдачу и темпы отборов нефти пластов с ВНК.

Использование: нефтедобывающая промышленность. Сущность: способ разработки нефтяной залежи осуществляют следующим образом. В продуктивном интервале выделяют в отдельные прослои или пласты, различающиеся по коэффициенту абсолютной проницаемости, и вскрывают перфорацией с различной плотностью в зависимости от коллекторских свойств выделенных интервалов. Плотность перфорации определяют по соотношению, приведенному в формуле изобретения. Затем осваивают скважину и осуществляют подъем продукции. 2 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий вскрытие продуктивного интервала перфорацией плотностью в зависимости от толщины продуктивного интервала (зоны), проницаемости и коэффициента гидродинамического совершенства скважины, освоение и подъем жидкости из нее, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи пласта, вовлечения в работу ранее не вырабатываемых прослоев пласта или отдельных пластов, сокращения сроков разработки и достижения равномерности выработки отдельных прослоев пласта или отдельных пластов, перед вскрытием продуктивного интервала перфорацией выделяют в нем отдельные прослои пласта или отдельные пласты, отличающиеся по коэффициенту абсолютной проницаемости, а плотность перфорации в зависимости от толщины продуктивного интервала, проницаемости и коэффициента гидродинамического совершенства скважины определяют из условия выполнения равенства


где С₁, С₂,C_n коэффициент гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия по данному пласту или прослою пласта;
К₁,К₂,К_n проницаемость пласта или прослоя, м²;
Р_к радиус контура питания, м;
r_с радиус скважины, м,
при этом C D/nB,
где D 0,4932(1,012d 1,82 + 1);
B 0,0066d^4 , 5 + 1,033;
n число перфорационных отверстий на 1м обсадной трубы;
D диаметр перфорационных отверстий, см. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вскрытие отдельных прослоев или пластов производят пулевой, кумулятивной, гидропескоструйной перфорацией. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что при повторном вскрытии продуктивный интервал обрабатывают физико-химическими методами путем закачки растворителей или кислот, или путем гидродинамического воздействия, или путем гидроразрыва пласта. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что вскрытие по пластам с ВНК производят перфорацией с различной плотностью от расчетной величины на кровле пласта до нуля по направлению к ВНК по толщине пласта.