Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки низкопроницаемых коллекторов

Предлагаемое изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и способствует повышению эффективности добычи нефти из продуктивных отложений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи (Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с. 102 - 103), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины.

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи.

Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2108450, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.04.1998 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, определяют коэффициенты продуктивности добывающих скважин, проводят интенсификационные работы на добывающих скважинах с низким коэффициентом продуктивности, добиваясь выравнивания коэффициентов продуктивности, после чего устанавливают по залежи одинаковую разность давлений между зонами нагнетательных скважин и зонами ближайших добавляющих скважин.

Недостатками являются отсутствие влияния от закачки рабочего агента в нагнетательные скважины и вследствие чего низкие темпы отбора запасов нефти в добывающих скважинах из низкопроницаемых коллекторов месторождений нефти.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов за счет раздельного отбора нефти и газа, поддержание высоких темпов отбора запасов низкопроницаемых коллекторов за счет комплексного подхода, включающего совмещение газлифтного режима растворенного в нефти газа и пластовой энергии залежи.

Технические задачи решаются способом разработки низкопроницаемых коллекторов, включающим отбор нефти через добывающие скважин.

Новым является то, что предварительно на участке залежи отбирают керн и проводят его анализ, по данным анализа керна определяют открытую пористость, эффективную проницаемость нефтенасыщенного коллектора, отбирают глубинные пробы нефти и определяют содержание растворенного газа, давление насыщения, вязкость нефти, производят освоение коллектора, определяют потенциальный дебит пластового флюида и обводненность добываемой продукции, по полученным данным выделяют низкопроницаемый коллектор с открытой пористостью от 5 до 12 %, эффективной проницаемостью от 0,001 до 0,01 мкм² и характеристиками пластовой нефти - газосодержанием не менее 10 м³/т, давлением насыщения не менее 2 Мпа, вязкостью нефти не более 30 Мпа*с и обводненностью не выше 30 %, осуществляют проектирование сетки скважин, на этапе проектирования определяют абсолютную отметку кровли пласта, делят площадь залежи на четыре зоны относительно свода залежи и распределяют проектные скважины по зонам, выполняют расчет производительности затрубного газоизвлекающего устройства для каждой скважины по формуле

Qг=Кзоны*Dн*G,

где Qг - производительность затрубного газоизвлекающего устройства, м³;

Кзоны - поправочный коэффициент для зоны, на которой размещена скважина;

Dн - потенциальный дебит нефти, т\сут;

G - газосодержание м³/т,

производят бурение эксплуатационных добывающих скважин, выполняют геофизические исследования по выделению коллектора, получают уточненные данные по абсолютной отметке кровли пласта, затем проводят сравнение абсолютных отметок кровли пласта между соседними скважинами, при их несовпадении относительно проектных производят корректировку расположения зон с перераспределением проектных скважин по зонам и корректировку поправочного коэффициента Кзоны, проводят уточненный расчет производительности затрубного газоизвлекающего устройства, спускают глубинно-насосное обуродование и вводят скважины в экплуатацию.

На фигуре изображена схема расположения скважин по зонам относительно свода залежи.

Способ разработки низкопроницаемых коллекторов осуществляют следующим образом.

Предварительно на участке залежи отбирают керн и проводят его анализ для определения открытой пористости, эффективной проницаемости нефтенасыщенного коллектора. По отобранным пробам и данным анализа керна определяют открытую пористость, эффективную проницаемость нефтенасыщенного коллектора. Отбирают глубинные пробы нефти для определения содержания растворенного газа, давления насыщения, вязкости нефти, плотности нефти и др. данные в пластовых условиях. Определяют проектные данные: содержание растворенного газа, давление насыщения, вязкость нефти, плотность нефти и др. данные в пластовых условиях. Производят освоение коллектора с вызовом притока из пласта. Далее определяют потенциальный дебит пластового флюида и обводненность добываемой продукции. По полученным проектным данным выделяют низкопроницаемый коллектор с открытой пористостью от 5 до 12 %, эффективной проницаемостью от 0,001 до 0,01 мкм² и характеристиками пластовой нефти: газосодержанием не менее 10 м³/т, давлением насыщения не менее 2 Мпа, вязкостью нефти не более 30 Мпа*с, обводненностью не выше 30 %.

После этого осуществляют проектирование сетки скважин. На этапе проектирования определяют абсолютную отметку кровли пласта. Делят площадь залежи на четыре зоны относительно свода залежи (см. фигуру) и распределяют проектные скважины по зонам в зависимости от расположения в определенном ряду относительно свода залежи - абсолютной отметки кровли пласта. Первая зона - проектные скважины 1-го ряда относительно свода залежи (скважины, расположенные вокруг самой высокой гипсометрической отметки залежи), вторая зона - проектные скважины 2-го ряда относительно свода залежи. Третья зона - проектные скважины 3-го ряда относительно свода залежи. Четвертая зона - проектные скважины 4-го ряда и следующих рядов относительно свода залежи. Деление (ранжирование) проектных скважин по зонам выполняют для определения поправочного коэффициента для конкретной зоны. На основе опытных данных были приняты следующие значения коэффициента Кзоны: для первой зоны коэффициент Кзоны, равный 1, для второй зоны - 0,8 и так далее с шагом 0,2, но не менее 0,4. Значения коэффициента Кзоны в зависимости от расположения в зонах представлены в таблице 1.

Выполняют расчет производительности затрубного газоизвлекающего устройства для каждой скважины по формуле

Qг=Кзоны*Dн*G,

где Qг - производительность затрубного газоизвлекающего устройства, м³;

Кзоны - поправочный коэффициент для зоны, на которой размещена скважина;

Dн - потенциальный дебит нефти, т\сут;

G - газосодержание м³/т.

В зависимости от расположения скважины в определенной зоне относительно свода залежи применяют поправочный коэффициент Кзоны к формуле расчета из таблицы 1.

После расчета производительности затрубного газоизвлекающего устройства для каждой скважины производят бурение эксплуатационных добывающих скважин. Выполняют геофизические исследования по выделению коллектора, в результате которых определяют уточненные данные по абсолютной отметке кровли пласта, затем проводят сравнение абсолютных отметок кровли пласта между соседними скважинами. При их несовпадении относительно проектных данных и смещении свода залежи производят корректировку расположения зон с перераспределением проектных скважин по зонам. В ходе корректировки скважины из второй зоны могут быть перераспределены в первую зону, скважины из третьей зоны могут быть перераспределены во вторую зону и т.д. Соответственно производят корректировку поправочного коэффициента Кзоны для каждой конкретной скважины в зависимости от того, в какую зону ее перераспределяют. Затем проводят уточненный расчет производительности затрубного газоизвлекающего устройства для каждой конкретной скважины. Спускают глубинно-насосное оборудование, вводят скважины в эксплуатацию и производят отбор нефти через добывающие скважины.

Примеры практического применения.

На участке залежи отобрали керн и провели его анализ. По анализу керна определили открытую пористость, эффективную проницаемость. Выделили низкопроницаемый коллектор с открытой пористостью 5 %, эффективной проницаемостью 0,001 мкм². Отобрали глубинные пробы нефти и определили в пластовых условиях газосодержание, давление насыщения нефти газом, вязкость нефти, плотность нефти. Газосодержание - 10 м³/т, давление насыщения - 2 Мпа, вязкостью нефти 30 Мпа*с, плотность нефти 890 кг/м³. Произвели освоение коллектора, потенциальный дебит нефти составил 2 т/сут, обводненность добываемой продукции - 5 %.

После этого осуществили проектирование сетки скважин. Разделили площадь залежи на четыре зоны. В первой зоне - 5 скважин, во второй - 8скважин, в третьей -8 скважин, в четвертой -8 скважин.

Выполнили расчет производительности затрубного газоизвлекающего устройства для каждой скважины. Qг для скважины первой зоны - 20 м³/сут, Qг для скважин второй зоны - 16 м³/сут, Qг для скважин третьей зоны - 12 м³/сут, Qг для скважин четвертой зоны - 8 м³/сут.

После этого пробурили эксплуатационные добывающие скважины. Провели геофизические исследования по выделению коллектора, определили фактические данные абсолютной отметки кровли пласта, сравнили фактические данные с проектными. Относительно нового расположения свода залежи произвели корректировку расположения зон с перераспределением проектных скважин по зонам и корректировку поправочного коэффициента Кзоны для скважин, которые перераспределили в другие зоны. Три скважины из второй зоны перевели в первую, три скважины из третьей зоны перевели во вторую, три скважины из четвертой перевели в третью. Скорректировали поправочный коэффициент Кзоны для этих скважин. Затем провели уточненный расчет производительности затрубного газоизвлекающего устройства.

Результаты практических испытаний представлены в таблице 2.

Спустили глубинно-насосное оборудование, ввели скважины в эксплуатацию, произвели отбор нефти через добывающие скважины.

Предлагаемый способ повышает эффективность разработки низкопроницаемых коллекторов, позволяет поддерживать высокие темпы отбора запасов низкопроницаемых коллекторов за счет комплексного подхода, включающего совмещение газлифтного режима растворенного в нефти газа и пластовой энергии залежи.