Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых неоднородных карбонатных нефтяных залежей.

Известен способ гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, заполнение скважины технологической жидкостью на 0,2-0,4 объема ствола скважины. Закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва ведут равными порциями в 3-5 циклов с закачкой после них порций кислоты объемом 0,7-0,75 объема гелеобразной жидкости разрыва, по завершении последнего цикла закачку товарной нефти или пресной воды осуществляют в полуторакратном объеме колонны труб с последующей выдержкой 1-2 ч, удаляют продукты реакции кислоты с породой, снимают пакеры и извлекают его с колонной труб из скважины (патент РФ 2455478, кл. Е21 В43/267, Е21 В43/27, опубл. 10.07.2012).

Недостатком известного способа является его низкая эффективность при проведении в неоднородном пласте, особенно содержащем низкопроницаемые участки. Соответственно нефтеотдача известного способа невысокая.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающий перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину гелеобразной жидкости разрыва этапами и кислоты. Гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м³, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема приготовленной гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб, плюс 0,2 м³ (патент РФ №2509883, кл. Е 21 В 43/267, Е21 В43/27, опубл. 20.03.2014 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокий коэффициент охвата и низкая нефтеотдача при разработке неоднородного коллектора. Проведение в начале технологии пропантного гидроразрыва приводит к тому, что трещины гидроразрыва проходят по участку пласта, требующему меньшее давление гидроразрыва и характеризующемуся лучшими коллекторскими свойствами. Последующая закачка кислоты приводит не только к реакции с магнием, но и с самой породой, что еще больше увеличивает проницаемость данного участка. В итоге более низкопроницаемые участки остаются невыработанными.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки карбонатной нефтяной залежи, включающем бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотную обработку и многократный гидравлический разрыв пласта в данных скважинах, согласно изобретению керн отбирают в разных участках вдоль всей длины горизонтального ствола, на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение давления гидроразрыва, при этом выявляют участки вдоль ствола, где требуется минимальное P_min, МПа, и максимальное P_max, МПа, давление гидроразрыва, предварительно проводят кислотную обработку каждого участка, причем концентрацию кислоты для каждого участка задают одинаковой, во время проведения кислотной обработки каждый обрабатываемый участок пласта временно изолируют пакерами от остальной части скважины, затем осуществляют многократный пропантный гидравлический разрыв пласта под давлением, не превышающим P_max, причем на участках, где требуется P_max, проводят кислотную обработку в объеме Q_max, м³/м, где требуется P_min, кислотную обработку проводят в объеме не более 10% от максимального, т.е. Q_min=0…0,1·Q_max, в остальных участках объем закачиваемой кислоты определяют пропорционально полученным давлениям гидроразрыва согласно соотношению:

,

где Q_n - удельный на метр толщины объем кислоты, необходимый для закачки в n-й участок пласта вдоль горизонтального ствола, м³/м,

P_n - требуемое давление гидроразрыва на n-ом участке пласта вдоль горизонтального ствола, МПа.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу низкопроницаемой неоднородной карбонатной нефтяной залежи, имеющей участки с проницаемостью, отличающейся на порядок, и разрабатываемой горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает коэффициент охвата пласта. Для его повышения широкое применение нашли кислотные обработки и гидроразрыв пласта. Однако неоднородность коллектора вдоль горизонтального ствола приводит к неравномерной выработке, т.к. участки различаются по проницаемости, требуемому давлению гидроразрыва, плотности пород и пр. Существующие технические решения не в полной мере позволяют в таких условиях провести вдоль горизонтального ствола многократный гидравлический разрыв пласта и кислотную обработку и при этом повысить коэффициент охвата и нефтеотдачу. Низкопроницаемые участки остаются не вовлеченными в разработку, а высокопроницаемые вырабатываются и обводняются довольно быстро. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи, продуктивный пласт которого вскрыт горизонтальной скважиной с процессом проведения кислотной обработки. Обозначения: 1 - продуктивный пласт, 2 - горизонтальная скважина, 3 - горизонтальный ствол, 4 - гибкие трубы, 5 - фильтр, 6 - сдвоенные пакеры, I, II, III, IV - участки пласта 1 вдоль горизонтального ствола 3, отличающиеся требуемым давлением гидроразрыва, h₁, h₂, h₃, h₄ - средние нефтенасыщенные толщины соответствующих участков I, II, III, IV.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, продуктивный пласт 1 которого представлен карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с открытым горизонтальным стволом 3 (фиг. 1). В процессе бурения с пласта 1 отбирают керн в разных участках вдоль всей длины горизонтального ствола 3.

Далее на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение давления гидроразрыва. Таким образом выявляют участки вдоль ствола, где требуется минимальное P_min, МПа, и максимальное P_max, МПа, давление гидроразрыва. Например, было выделено четыре участка пласта 1 вдоль горизонтального ствола 3 - I, II, III, IV с соответственными средними нефтенасыщенными толщинами h₁, h₂, h₃, h₄.

На участках, где требуется максимальное давление гидроразрыва, проектируют и проводят кислотную обработку, где требуется минимальное давление гидроразрыва, кислотную обработку проводят в объеме не более 10% от максимального, т.е. Q_min=0…0,1·Q_max. Согласно исследованиям закачка кислоты в такие участки в объеме, большем чем 10% от максимального, приводит к неравномерной последующей выработке коллектора и соответственно невысокой нефтеотдаче.

В остальных участках объем закачиваемой кислоты определяют пропорционально полученным давлениям гидроразрыва. Пропорциональность является линейной зависимостью, поэтому, зная P_min, P_max, Q_min, Q_max, можно записать систему уравнений вида y=A·x+B:

(1)

где A и B - коэффициенты пропорциональности.

Из системы уравнений находим:

, (2)

(3)

Таким образом, в общем случае, если Q_n - удельный на метр толщины объем кислоты, необходимый для закачки в n-й участок пласта вдоль горизонтального ствола 3, м³/м, а P_n - требуемое давление гидроразрыва на этом n-ом участке, МПа, то необходимый объем кислоты можно определить из соотношения, подставив в линейное уравнение выражения (2) и (3):

(4)

Согласно исследованиям подобный подход позволяет эффективно обработать кислотой призабойную зону пласта и выровнить продуктивность вдоль горизонтального ствола 3 для последующего пропантного гидроразрыва. Также кислотная обработка, проводимая с таким подходом, позволяет уменьшить разницу в требуемых значениях давления гидроразрыва.

Процесс проведения кислотной обработки следующий: в ствол 3 скважины спускают на гибких трубах 4 фильтр 5, причем спереди и сзади фильтр 5 снабжен сдвоенными пакерами 6. Фильтр 5 спускают до «носка» ствола 3, т.е. в участок IV запакеровывают пакеры 6, закачивают кислоту в объеме Q₄, продавливают технической жидкостью, выдерживают необходимое время, распакеровывают пакеры 6. Затем перемещают фильтр 5 в участок III и проводят те же операции. Аналогично обрабатывают последовательно до «пятки» скважины остальные участки. Причем концентрацию кислоты для каждого участка задают одинаковой. Временная изоляция обрабатываемого участка пласта пакерами 6 от остальной части скважины позволяет предотвратить попадание кислоты в другие участки.

Затем проектируют и осуществляют многократный пропантный гидравлический разрыв пласта под давлением, не превышающим P_max по любой из известных технологий. Трещины гидроразрыва закрепляют пропантом одних из известных марок.

Скважину 2 пускают в работу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки нефтяной залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Пример конкретного выполнения способа

Участок нефтяной залежи, продуктивный пласт 1 которого представлен доманиковыми отложениями, карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с открытым горизонтальным стволом 3 (фиг. 1) длиной 400 м. Толщина нефтяной зоны меняется вдоль ствола в пределах 8-15 м.

Пласт залегает на глубине 1650 м, проницаемость пласта меняется в пределах 1-50 мД, составляя в среднем 8 мД, пористость 12%, начальное пластовое давление 16 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 15 мПа·с.

В процессе бурения с пласта 1 отбирают керн в разных участках вдоль всей длины горизонтального ствола 3.

Далее на отобранном керне проводят лабораторные исследования на определение давления гидроразрыва. В результате выделили четыре участка пласта 1 вдоль горизонтального ствола 3 - I, II, III, IV. Средние нефтенасыщенные толщины участков составляют: h₁=8 м, h₂=12 м, h₃=15 м, h₄=11 м. Требуемые давления гидроразрыва составили: P₁=33 МПа, P₂=30 МПа, P₃=26 МПа, P₄=29 МПа.

Таким образом, P_min=P₃=26 МПа, а P_max=P₁=33 МПа.

На участке I, где требуется P_max, проектируют и проводят кислотную обработку, объем и концентрацию кислоты Q_max рассчитывают одним из известных методов. Принимают для обработки раствор соляной кислоты НСl с концентрацией 16% и удельным объемом на метр толщины пласта Q₁=Q_max=2,0 м³/м. С учетом толщины пласта I участка получают V₁=2,0·8=16 м³.

На участке III, где требуется P_min, проектируют и проводят обработку соляной кислотой такой же концентрации с удельным объемом Q_max=0,1·Q_max=0,1·2=0,2 м³/м. С учетом толщины пласта III участка получают V₃=0,2·15=3 м³.

На участках II и IV объем закачиваемой кислоты определяют пропорционально полученным давлениям гидроразрыва и рассчитывают по формуле (4).

м³/м,

м³/м.

С учетом толщины пласта II и IV участков получают соответственно V₂=1,2·12=14,4 м³ и V₄=1,0·11=11 м³.

Процесс проведения кислотной обработки следующий: в ствол 3 скважины 2 спускают на гибких трубах 4 фильтр 5, причем спереди и сзади фильтр 5 снабжен сдвоенными пакерами 6. Фильтр 5 спускают до «носка» ствола 3, т.е. в участок IV, запакеровывают пакеры 6. Для соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин применяются специальные агрегаты (например, ЦА-320). Закачивают кислоту в объеме V₄=11 м³, продавливают технической жидкостью (нефтью). После продавливания кислотного раствора в пласт закрывают задвижки на нагнетательной линии, оставляют скважину для реакции соляно-кислотного раствора с породой и следят по манометру за скоростью спада давления.

Затем распакеровывают пакеры 6, перемещают фильтр 5 в участок III и проводят те же операции, кислоту закачивают в объеме V₃=3 м³. Аналогично обрабатывают последовательно до «пятки» скважины остальные участки пласта с объемами кислоты V₂=14,4 м³ и V₁=16 м³. Призабойную зону скважины очищают от продуктов реакции путем поршневания.

Проектируют и осуществляют многократный пропантный гидравлический разрыв пласта под давлением, не превышающим P_max=33 МПа. Начинают также с последнего IV участка и последовательно проводят гидроразрыв, заканчивая I участком. Трещины гидроразрыва закрепляют пропантом одних из известных марок (20/40 меш).

Скважину 2 пускают в работу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки нефтяной залежи.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины 2 до 98%, было добыто с участка нефтяной залежи 135,6 тыс.т нефти, коэффициент охвата составил 0,673 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,330 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 117,5 тыс.т нефти, коэффициент охвата составил 0,584 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,286 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,044.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента охвата и увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи.