Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА С ВОДОНЕФТЯНЫМИ ЗОНАМИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных коллекторов с водонефтяными зонами скважинами с горизонтальным окончанием.

Известен способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами и отбор продукции скважины из каждого участка. При разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения профиля притока устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м, насосы размещают последовательно на одной колонне труб, каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов (патент РФ № 2540720, кл. Е21В43/16, опубл. 10.02.2015).

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

,

где C₁, C₂, C_n - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;

R₁, R₂, R_n - проектируемая глубина проникновения кислоты в породу, м;

k₁, k₂, k_n - проницаемость участка пласта, м²;

h_n - мощность участка пласта, м

r_c - 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

V=π·H·(R²-r²), м³,

где H - глубина скважины до кровли продуктивного пласта, м,

R - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м,

r - внешний радиус колонны насосно-компрессорных труб, м,

в насосно-компрессорные трубы закачивают соляную кислоту с концентрацией 10-20% под устьевым давлением P_у=(0,009…0,01)·H, МПа, в объеме V_к, равном

V_к=(0,007…0,008)·L·h, м³,

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. Также кислотная обработка коллекторов с водонефтяными зонами имеет низкую эффективность.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Задача решается тем, что в способе разработки карбонатного коллектора с водонефтяными зонами, включающем бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов и фильтров, определение профиля притока нефти к стволу скважины, кислотную обработку коллектора, отбор продукции скважины, согласно изобретению профиль горизонтального ствола скважины проводят в центральной части коллектора, в открытый горизонтальный ствол спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, причем телеметрией ориентируют одну колонну над другой, на нижней колонне устанавливают в центре ствола один или более последовательно соединенных насоса, на верхней колонне по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, перфорационные отверстия которых расположены вдоль одной линии по длине фильтров, данные отверстия ориентируют телеметрией в сторону кровли пласта, выше кровли продуктивного пласта в обсадной колонне устанавливают пакер, при остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой под давлением 0,5-1,0 от давления гидроразрыва пород и 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 с увеличением объема закачки кислоты в 1,1-2,0 раза по сравнению с закачкой кислоты в предыдущем цикле.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу карбонатного коллектора с водонефтяными зонами, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность и степень выработки запасов нефти, а также максимально длительное время работ до полного обводнения. 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, 9 - фильтры с перфорационными отверстиями 10, выполненными вдоль одной линии, 10 - перфорационные отверстия, 11 - пакер, 12 - межтрубное пространство, ВНК - водонефтяной контакт.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяного пласта, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и водонефтяной зоной, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3. Профиль горизонтального ствола скважины проводят в центральной части коллектора, считая по вертикали. До кровли 4 продуктивного пласта скважину обсаживают обсадной колонной 5, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.

В горизонтальный ствол 3 скважины спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма каждая. Телеметрией ориентируют одну колонну над другой. На нижней колонне труб 6 устанавливают один или несколько последовательно соединенных насосов 7 (например, типа 2СП45/24) и размещают их в центральной части горизонтального ствола 3. На верхней колонне труб 8 по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры 9. Перфорационные отверстия 10 фильтров располагают вдоль одной линии по длине фильтров 9. Отверстия ориентируют телеметрией в сторону кровли пласта 1.

Выше кровли 4 продуктивного пласта 1 в обсадной колонне 5 устанавливают пакер 11 для герметизации межтрубного пространства 12 и предотвращения попадания в него кислоты.

При остановленном насосе 7 подают кислоту под давлением 0,5-1,0 от давления гидроразрыва пород в колонну труб 8 с фильтрами 9. 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. Насосы 7 в центральной части горизонтального ствола 3 позволяют, согласно исследованиям, наиболее эффективно отбирать запасы нефти вдоль всего горизонтального ствола 3. Перфорационные отверстия 10 фильтров 9, расположенные на верхней колонне 8 и ориентированные вверх, т.е. в противоположную сторону от ВНК, позволяют обрабатывать верхнюю часть коллектора 1, почти не затрагивая нижнюю часть с ВНК. Высокое давление закачки 0,5-1,0 от давления гидроразрыва пород, согласно исследованиям, не приводит к задержке кислоты в стволе 3 скважины 2 и, кроме того, подключает в работу в слоистых коллекторах пропластки и изолированные зоны, ранее не охваченные разработкой.

Далее колонну труб 8 с фильтрами 9 останавливают, при этом пускают в работу насосы 7 на нижней колонне труб 6. При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют с увеличением объема закачки кислоты в 1,1-2,0 раза по сравнению с закачкой кислоты в предыдущем цикле.

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, преимущественно верхних зон коллектора 1. При падении дебита менее чем на 50% проведение повторной кислотной обработки экономически нерентабельно. Увеличивающийся с каждым циклом объем кислоты позволяет ей проникать глубже в коллектор. При этом, согласно расчетам, объем менее 1,1 объема кислоты, применяемой в предыдущем цикле, не позволяет повышать нефтеотдачу, а более 2,0 - приводит к преждевременному обводнению ствола 3 скважины 2.

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.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок нефтяного пласта, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и водонефтяной зоной, залегающий на глубине 910 м, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3 длиной 400 м. Толщина нефтенасыщенной части коллектора составляет 14 м. Профиль горизонтального ствола скважины проводят в центральной части коллектора, считая по вертикали, т.е. на расстоянии 7 м от ВНК и 7 м от кровли пласта 1. До кровли 4 продуктивного пласта 1 скважину 2 обсаживают обсадной колонной 5, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым. Диаметр обсадной колонны скважины составляет 168 мм.

В горизонтальный ствол 3 скважины спускают две колонны труб: одну 6 диаметром 2 дюйма, другую 8 диаметром 1,5 дюйма. Телеметрией ориентируют одну колонну над другой. На нижней колонне труб 6 устанавливают два последовательно соединенных насоса 7 типоразмера 2СП45/24 и размещают их в центральной части горизонтального ствола 3. На верхней колонне труб 8 по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры 9. Перфорационные отверстия 10 фильтров располагают вдоль одной линии по длине фильтров 9. Отверстия ориентируют телеметрией в сторону кровли пласта 1. Плотность перфорации фильтров 9 составляет 10 отв./м, диаметр - 2 мм.

Выше кровли продуктивного пласта 1 в обсадной колонне 5 устанавливают пакер 11 для герметизации межтрубного пространства 12. При остановленном насосе 7 подают 24%-ную соляную кислоту под давлением 25 МПа, т.е. 1,0 от давления гидроразрыва пород, в колонну труб 8 с фильтрами 9. Закачивают 5 м³ кислоты. Кислоту продавливают технической водой в объеме колонны труб 8, по которой ведут закачку кислоты, т.е. 1 м³.

После реакции кислоты с породой по этой же трубе 8 отбирают продукты реакции до появления нефти. Затем колонну труб 8 с фильтрами 9 останавливают, при этом пускают в работу насосы 7 на нижней колонне труб 6.

Дебит нефти после первой кислотной обработки составил 15 т/сут. После 1,5 года эксплуатации дебит нефти снизился на 50% от дебита нефти после кислотной обработки, т.е. до 7,5 т/сут. Процесс закачки кислоты повторяют аналогично описанному выше с увеличением объема закачки кислоты в 2,0 раза по сравнению с закачкой кислоты в предыдущем цикле, т.е. 10 м³. После второй кислотной обработки дебит нефти составил 11 т/сут. Циклы закачки кислоты повторяют четыре раза.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Длина горизонтального ствола 3 составляет 200 м. Кислоту закачивают под давлением 11 МПа, т.е. 0,5 от давления гидроразрыва пород, в объеме 2 м³. Кислоту продавливают технической водой в объеме 4 м³. Циклы закачки кислоты повторяют с увеличением объема кислоты в 1,1 раза по сравнению с закачкой кислоты в предыдущем цикле, т.е. 2,2 м³. Циклы закачки кислоты повторяют шесть раз.

В результате по разработке участка 1, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с одной горизонтальной скважины 161,8 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) участка составил 0,393 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 136,7 тыс.т нефти, КИН составил 0,332 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,061 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН коллектора с водонефтяными зонами за счет периодической кислотной обработки верхних зон коллектора и эффективной добыче продукции вдоль всего горизонтального ствола скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.