СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ГИДРОДИНАМИЧЕСКИ СВЯЗАННЫМИ ПЛАСТАМИ Российский патент 2017 года по МПК E21B43/14 E21B43/20 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий добычу нефти через эксплуатационные скважины и закачку вытесняющего агента через нагнетательные с последующей изоляцией обводнившегося пропластка путем попеременной закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии, путем повышения осаждения глинистых частиц и обеспечения устойчивости к размыву изолирующего материала. Способ предполагает обработку скважины в несколько этапов, что приводит к временному изоляционному эффекту (RU 1558084, 1996 г.).

Недостатком указанного способа является необходимость проведения повторных обработок, а также потребность в значительном количестве химических реагентов, необходимых для нагнетания в пласт.

Также известен способ разработки слоисто-неоднородных продуктивных пластов, основанный на оперативном управлении процессами движения контакта «нефть-вода», обеспечивающем уменьшение вероятности прорывов воды по высокопроницаемым пропласткам (RU 2337235, 2008 г.).

Согласно изобретению в слоисто-неоднородных пластах обеспечивается равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта за счет установления отличающихся перепадов давлений для пластов с различной проницаемостью исходя из установленного аналитического соотношения.

Недостатком данного способа является снижение темпов отбора углеводородов в случае значительного отличия проницаемости пластов.

Известен способ разработки многопластовых залежей, заключающийся в бурении по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определении границ зон с различной проницаемостью, установке пакера в скважинах на границе зон, закачке вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добыче продукции пласта из каждой зоны через добывающие скважины (RU 2443855, 2012 г.).

Известный способ предусматривает определение толщины эффективной нефтенасыщенности для залежи и уплотнение сетки скважин дополнительными скважинами до 1-4 га/скв. Дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, и с меньшим диаметром, чем у остальных скважин. Определяют зоны с различной проницаемостью и в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку. Закачку жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью.

Недостатком указанного способа является то, что при наличии гидродинамической связи между пластами возникают межпластовые перетоки жидкости в межскважинном пространстве, которые значительно снижают эффективность разработки низкопроницаемого пласта, т.е. приводят к снижению его нефтеотдачи.

Кроме того, при уплотнении сетки скважин дополнительными скважинами велика вероятность получения продукции с высокой обводненностью из высокопроницаемого пласта.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластовой залежи с использованием технологии одновременно-раздельной эксплуатации и спуском двух насосно-компрессорных труб в скважину, включающий разделение пластов в скважине пакером, закачку жидкости в каждый пласт по своей колонне труб, остановку закачки в оба пласта, возобновление закачки в пласт с большей проницаемостью, возобновление закачки в оба пласта (RU 2488687, 2013 г.).

Недостатком способа является возникновение межпластовых перетоков жидкости в случае наличия гидродинамической связи между пластами при значительном отличии их фильтрационных свойств, что снижает эффективность разработки пласта с худшими фильтрационными свойствами и приводит к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН).

Задачей настоящего изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти при разработке многопластовых нефтяных залежей с гидродинамически связанными пластами.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки многопластовых нефтяных залежей с гидродинамически связанными пластами разбуривают залежь скважинами, определяют границу пластов с различной проницаемостью, производят установку пакеров на указанной границе и оборудования для одновременно-раздельной закачки жидкости в нагнетательные скважины и одновременно-раздельной добычи из добывающих скважин, затем на основании исследования образцов керна разрабатываемой залежи формируют рабочий агент для заводнения, содержащий взвешенные частицы с концентрацией и размером, обеспечивающими блокирование фильтрационных каналов низкопроницаемого пласта, после чего осуществляют разработку залежи в три этапа, причем на первом этапе производят закачку в оба пласта воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающей проницаемость пластов, с одновременным отбором продукции из добывающих скважин и прекращают закачку при достижении значения обводненности продукции более 85%, на втором этапе из добывающих скважин отбор продукции ведут из обоих пластов, в нагнетательных скважинах предварительно изолируют низкопроницаемый пласт посредством оборудования одновременно-раздельной эксплуатации и производят закачку в высокопроницаемый пласт рабочего агента для заводнения до момента прорыва его к забою добывающих скважин, на третьем этапе возобновляют закачку воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающей проницаемость пластов, в низкопроницаемый пласт и продолжают закачку рабочего агента в высокопроницаемый пласт при реализации режима эксплуатации, обеспечивающего поддержание давления в высокопроницаемом пласте выше, чем в низкопроницаемом.

Достигаемый технический результат заключается в повышении коэффициента охвата пластов заводнением за счет формирования зоны с низкими фильтрационными свойствами на границе между пластами и, как следствие, разделения гидродинамически связанных пластов в межскважинном пространстве.

Сущность способа заключается в следующем.

Предварительно на основе исследований образцов керна рассматриваемого высокопроницаемого пласта определяют концентрацию и размер частиц, содержащихся в закачиваемой воде, при нагнетании которой происходит постепенное снижение проницаемости данного пласта, при этом даже через значительный период нагнетания не должно происходить полной блокировки фильтрационных каналов высокопроницаемого пласта. Концентрацию и размер взвешенных частиц подбирают таким образом, чтобы фильтрация через образцы керна низкопроницаемого пласта приводила к блокировке поровых каналов. Нагнетаемая вода с подобранными характеристиками (далее рабочий агент) не должна вызывать химических реакций, способных привести к необратимому снижению проницаемости пластов, но при фильтрации из высокопроницаемого пласта должна блокировать поры на границе с низкопроницаемым пластом.

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1-3 схематично изображены этапы реализации способа, соответственно первый, второй и третий, на фиг. 4 представлена динамика формирования зоны с низкими фильтрационными характеристиками на границе пластов через а) - 2 мес., б) - 6 мес., в) - 1 год, г) - 2 года, на фиг. 5 приведена зависимость относительного снижения проницаемости от количества прокачанных поровых объемов, где K - текущая проницаемость, K₀ - начальная проницаемость.

Разработка залежи ведется добывающими 2 и нагнетательными скважинами 1, оснащенными оборудованием для одновременно-раздельной эксплуатации. Определяют границу пластов с различной проницаемостью 4 и 5 и на границе указанных гидродинамически связанных пластов устанавливают пакер 3. На первом этапе реализации способа закачивают воду, прошедшую промысловую подготовку, в оба пласта с содержанием взвешенных частиц таких размеров, которые не снижают фильтрационные свойства пластов, до достижения высокой обводненности продукции скважин - более 85% (фиг. 1). Ограничение по обводненности продукции обусловлено возможными потерями текущей добычи нефти, связанными с созданием дополнительных фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемом пласте и снижением приемистости нагнетательных скважин при закачке рабочего агента. Для конкретных геолого-физических условий пластов значение обводненности продукции обосновывается на основе трехмерного гидродинамического моделирования и зависит от фильтрационно-емкостных свойств и толщин пластов. На втором этапе предварительно изолируют низкопроницаемый пласт посредством оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации и производят закачку в высокопроницаемый пласт рабочего агента, что приводит к постепенному снижению его проницаемости и блокированию фильтрационных каналов на границе с низкопроницаемым пластом из-за возникающего перетока из высокопроницаемого в низкопроницаемый пласт (фиг. 2). В результате закачки рабочего агента на границе пластов формируется зона 6 с низкими фильтрационными свойствами, препятствующая межпластовым перетокам. Для широкого спектра геолого-физических условий, рассмотренных на гипотетических трехмерных гидродинамических моделях, состоящих из двух гидродинамически связанных пластов, в том числе соотношение толщин пластов варьировалось в диапазоне от 1 до 2,8, соотношение проницаемостей - от 10 до 50, при расстоянии между скважинами от 400 до 800 метров, достаточный размер зоны формировался до момента прорыва рабочего агента к забоям добывающих скважин (фиг. 2). Второй этап продолжается до момента прорыва рабочего агента к забоям добывающих скважин. Контроль прорыва рабочего агента проводится в результате анализа проб добываемой воды в химической лаборатории по определению содержания механических примесей, их концентрации, состава и размера частиц.

После создания зоны 6 в районе нагнетательной скважины для одновременной выработки запасов низкопроницаемого пласта требуется закачка воды в низкопроницаемый пласт.

На третьем этапе возобновляют закачку воды, прошедшей промысловую подготовку, не снижающей значения фильтрационных свойств пластов, в низкопроницаемый пласт и продолжают закачку рабочего агента в высокопроницаемый пласт при реализации режима эксплуатации, обеспечивающего поддержание давления в высокопроницаемом пласте выше, чем в низкопроницаемом (фиг. 3). В процессе реализации третьего этапа продолжает формироваться зона 6 с низкими фильтрационными свойствами, препятствующая межпластовым перетокам.

При снижении межремонтного периода работы добывающих скважин, вызванного воздействием взвешенных частиц на внутрискважинное оборудование, переходят на закачку воды, не снижающей фильтрационные свойства пластов, в оба пласта.

Таким образом, блокирование фильтрационных каналов на границе пластов приводит к увеличению охвата низкопроницаемого пласта воздействием за счет вовлечения ранее не дренируемых участков залежи. При этом снижение проницаемости высокопроницаемого пласта и поддержание более высокого давления в высокопроницаемом пласте, чем в низкопроницаемом, позволяют обеспечить устойчивость созданной низкопроницаемой зоны на границе между пластами при возобновлении нагнетания в оба пласта.

В качестве примера рассмотрим результаты расчетов технологических показателей разработки на гипотетической модели многопластовой залежи, сложенной двумя гидродинамически связанными пластами, с учетом лабораторных экспериментов по фильтрации воды с содержанием взвешенных частиц.

В лабораторных условиях способ отрабатывался на образцах керна различной проницаемости. В ходе эксперимента через каждый образец фильтровалась вода с содержанием взвешенных механических частиц, полученных в результате измельчения горной породы. Основные параметры эксперимента для трех образцов приведены в таблице 1.

Моделирование предлагаемого способа разработки проводилось на трехмерной гидродинамической модели элемента симметрии пятиточечной системы размещения скважин с учетом результатов лабораторных исследований керна.

Модель включала два гидродинамически связанных пласта с проницаемостями в горизонтальном направлении 500 мД и 10 мД, проницаемость в вертикальном направлении принималась равной горизонтальной, умноженной на 0.1. Размерность модели 35×35×23, при этом размеры ячеек в направлениях X и Y составляли 10 м, в направлении Z - 1 м. Толщина высокопроницаемого пласта - 5 м, низкопроницаемого пласта - 18 м. В расчетах принято допущение об однородном распределении фильтрационно-емкостных свойств.

В расчетах рассматривался 25-летний период разработки залежи. Для моделирования технологии одновременно-раздельной эксплуатации задавались две скважины в ячейках с одинаковыми координатами X и Y, каждая из которых вскрывает только один из пластов. В качестве ограничений для добывающих скважин были заданы уровни отбора жидкости (ограничение по забойному давлению задавалось равным давлению насыщения), нагнетательные скважины обеспечивали 100% компенсацию отборов жидкости.

На первом этапе моделировалась закачка воды в оба пласта до достижения значения обводненности добываемой продукции 85%. На втором этапе прекращалось нагнетание воды в низкопроницаемый пласт и начиналась закачка рабочего агента в высокопроницаемый пласт. Моделирование снижения фильтрационных свойств основано на результатах фактических лабораторных исследований керна и реализовывалось следующим образом: на каждом расчетном шаге, равном одному дню, фиксировались объемы рабочего агента, прокачанные через ячейки высокопроницаемого пласта и верхнего слоя низкопроницаемого пласта, и проницаемость корректировалась в соответствии с лабораторными зависимостями (фиг. 5). После прорыва рабочего агента к забоям добывающих скважин в нагнетание вновь была запущена скважина, вскрывающая низкопроницаемый пласт, и продолжена закачка рабочего агента в высокопроницаемый пласт. На третьем этапе забойные давления добывающих и нагнетательных скважин, вскрывающих высокопроницаемый пласт, превышали соответствующие значения для низкопроницаемого пласта на 5%, что обеспечило отсутствие перетоков жидкости из высокопроницаемого в низкопроницаемый пласт. По результатам расчетов увеличение КИН за 25-летний период составило 7%.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу гидродинамически связанных нефтенасыщенных пластов со значительно отличающимися фильтрационными свойствами, сократить затраты на подготовку и очистку воды для нагнетания, а также не имеет ограничений в применении при повышенных температурах и давлениях. Способ применим как в терригенных, так и в карбонатных пластах, в том числе с большим содержанием глин.

Способ может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей, содержащих гидродинамически связанные пласты, значительно отличающиеся по фильтрационным свойствам, где реализуется система поддержания пластового давления методом заводнения.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты. Способ включает разбуривание залежи скважинами, определение границ пластов с различной проницаемостью. Затем производят установку пакеров на указанной границе и оборудования для одновременно-раздельной добычи из добывающих скажин. После этого на основании исследования образцов керна разрабатываемой залежи формируют рабочий агент для заводнения, содержащий взвешенные частицы с концентрацией и размером, обеспечивающими блокирование фильтрационных каналов низкопроницаемого пласта. Далее осуществляют разработку залежи в три этапа. На первом этапе производят закачку в оба пласта воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающий проницаемость пластов, с одновременным отбором продукции из добывающих скважин и прекращают закачку при достижении значения обводненности продукции более 85%. На втором этапе из добывающих скважин отбор продукции ведут из обоих пластов. В нагнетательных скважинах предварительно изолируют низкопроницаемый пласт посредством оборудования одновременно-раздельной эксплуатации и производят закачку в высокопроницаемый пласт рабочего агента для заводнения до момента прорыва его к забою добывающих скважин. На третьем этапе возобновляют закачку воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающей проницаемость пластов, в низкопроницаемый пласт и продолжают закачку рабочего агента в высокопроницаемый пласт при реализации режима эксплуатации, обеспечивающего поддержание давления в высокопроницаемом пласте выше, чем в низкопроницаемом. Технический результат заключается в повышении коэффициента охвата пластов заводнением за счет формирования зоны с низкими фильтрационными свойствами на границе между пластами и, как следствие, разделения гидродинамически связанных пластов в межскважинном пространстве. 5 ил., 1 табл.

Способ разработки многопластовых нефтяных залежей с гидродинамически связанными пластами, заключающийся в том, что разбуривают залежь скважинами, определяют границу пластов с различной проницаемостью, производят установку пакеров на указанной границе и оборудования для одновременно-раздельной закачки жидкости в нагнетательные скважины и одновременно-раздельной добычи из добывающих скважин, затем на основании исследования образцов керна разрабатываемой залежи формируют рабочий агент для заводнения, содержащий взвешенные частицы с концентрацией и размером, обеспечивающими блокирование фильтрационных каналов низкопроницаемого пласта, после чего осуществляют разработку залежи в три этапа, причем на первом этапе производят закачку в оба пласта воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающей проницаемость пластов, с одновременным отбором продукции из добывающих скважин и прекращают закачку при достижении значения обводненности продукции более 85%, на втором этапе из добывающих скважин отбор продукции ведут из обоих пластов, в нагнетательных скважинах предварительно изолируют низкопроницаемый пласт посредством оборудования одновременно-раздельной эксплуатации и производят закачку в высокопроницаемый пласт рабочего агента для заводнения до момента прорыва его к забою добывающих скважин, на третьем этапе возобновляют закачку воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающей проницаемость пластов, в низкопроницаемый пласт и продолжают закачку рабочего агента в высокопроницаемый пласт при реализации режима эксплуатации, обеспечивающего поддержание давления в высокопроницаемом пласте выше, чем в низкопроницаемом.