Способ перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей (варианты)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение приемистости нагнетательных скважин при совместной разработке пластов. Сущность изобретения: бурят добывающие и нагнетательные скважины. Обсаживают их трубами. Перфорируют скважины в интервале залегания продуктивных пластов. Согласно первому варианту продольные размеры перфорационных отверстий нагнетательных скважин выбирают с учетом величины давления закачки жидкости, коэффициента сжатия пористой среды и расстояния от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производится закачка жидкости. Согласно второму варианту закачивают жидкость в нагнетательные скважины и дополнительно перфорируют пласты с низкой приемистостью. Продольные размеры перфорационных отверстий нагнетательных скважин при дополнительной перфорации выбирают с учетом величины давления закачки жидкости, коэффициента сжатия пористой среды и расстояния от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производится закачка жидкости, 2 н. и 2 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности работы нагнетательных скважин, главным образом, при разработке многопластовых залежей.

Известен способ перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов. При этом установлено, что совместная разработка нефтяных пластов в многопластовой залежи приводит к существенному снижению эффективности процесса закачки вытесняющей жидкости и ухудшению условий работы менее продуктивных пластов в разрезе (Афанасьева А.В., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М., Недра, 1975, с.215, а также Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. Изд-во Казанского математического общества, 1999, с.238). Основной причиной негативного взаимовлияния пластов принято считать возникновение сжимающих напряжений в окружающей породе, обусловленное ростом порового давления в воронке репрессии вокруг нагнетательной скважины, что приводит к ухудшению фильтрационных характеристик близкорасположенных нефтяных пластов в зоне влияния репрессионной воронки. Такой подход позволяет при решении задачи упругого равновесия горной породы использовать один из методов интегральных преобразований, приводящий к достаточно простым аналитическим выражениям для напряжений и, в частности, для сжимающих напряжений, передаваемых через кровлю и подошву пласта окружающим горным породам и ухудшающих их фильтрационные свойства, что объясняется уплотнением пористой среды.

Однако описанный метод не может применяться для анализа напряженно-деформированного состояния горной породы в окрестности нагнетательных и добывающих скважин.

Известен также способ закачки вытесняющей жидкости в продуктивный пласт через нагнетательные скважины с обсадными трубами, перфорированными в интервале залегания продуктивного пласта (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти, М., Недра, 1985, с.455). Однако данный способ не позволяет достичь необходимого уровня приемистости каждого из пластов.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, применяемый при совместной разработке продуктивных пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект, и заключающийся в одновременной закачке вытесняющей жидкости в несколько пластов через одну нагнетательную скважину (Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М., Недра, 1984, с.208). Недостатком этого способа является снижение приемистости каждого из пластов в сравнении со случаем их раздельной эксплуатации.

Технической задачей, решаемой данным изобретением, является повышение эффективности процесса закачки вытесняющей жидкости в продуктивные пласты многопластовых залежей при их совместной разработке.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении способа, - повышение приемистости нагнетательных скважин при совместной разработке пластов.

Решение поставленной задачи по первому варианту способа перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов. При этом продольные размеры перфорационных отверстий d нагнетательных скважин выбирают исходя из условия:

d≥β·ΔР·х,

где ΔР - величина давления закачки жидкости (Па), β - коэффициент сжатия пористой среды (коллектора) (Па^-1), х - расстояние от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производится закачка жидкости, причем под суммарным интервалом понимается совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производится закачка жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород. При этом продольные размеры перфорационных отверстий d в интервале закачки могут определять как ступенчатую функцию, причем величина d на каждой ступени остается постоянной и удовлетворяющей условию: d≥β·ΔР·х_ср,

где х_ср - расстояние от срединной плоскости интервала, соответствующего данной ступени, до срединной плоскости суммарного интервала закачки.

Решение поставленной задачи по второму варианту способа перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов, закачку жидкости в нагнетательные скважины, дополнительную перфорацию пластов с низкой приемистостью. При этом продольные размеры перфорационных отверстий d нагнетательных скважин при дополнительной перфорации выбирают исходя из условия:

d≥β·ΔР·х,

где ΔР - величина давления закачки жидкости (Па), β - коэффициент сжатия пористой среды (коллектора) (Па^-1), х - расстояние от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производится закачка жидкости, причем под суммарным интервалом понимается совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производится закачка жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород. Продольные размеры перфорационных отверстий d в интервале закачки можно определять как ступенчатую функцию, причем величина d на каждой ступени остается постоянной и удовлетворяющей условию:

d≥β·ΔР·х_ср,

где х_ср - расстояние от срединной плоскости интервала, соответствующего данной ступени, до срединной плоскости суммарного интервала закачки.

Таким образом, для решения поставленной задачи в способе используются результаты численного и теоретического анализа механизма негативного воздействия одновременной закачки жидкости в продуктивные пласты многопластовых залежей на приемистость этих пластов.

Теоретический и численный анализ задачи показывает, что при общепринятом подходе не учитывается действие горизонтальных сил, развивающихся в продуктивном пласте при росте порового давления в воронке репрессии и приводящих к появлению растягивающих радиальных и угловых напряжений вблизи ствола скважины в окружающих породах, в том числе и в соседних нефтяных пластах. Анализ показывает, что интегрально величина этих радиальных сил в продуктивном пласте сопоставима и даже превышает интегральные вертикальные нагрузки, передаваемые в окружающие породы в зоне влияния воронки репрессии, что и обусловливает необходимость их учета при анализе особенностей распределения напряжений во вмещающей породе.

Численные расчеты задачи, проведенные без указанных выше упрощающих предположений, показывают, что вертикальные нагрузки, передаваемые в соседние продуктивные пласты при закачке жидкости в один из пластов, малы по величине, и, кроме того, в горизонтальной плоскости развиваются, хотя и незначительные по величине, но растягивающие напряжения, что должно даже повышать эффективность закачки жидкости в соседние пласты. Таким образом, объяснение негативного воздействия процесса закачки жидкости в пласт на приемистость соседних пластов, основанное на появлении дополнительных сжимающих напряжений, обусловливающих ухудшение фильтрационных свойств породы, неправомерно.

Анализ результатов проведенных расчетов показал, что реальным фактором, влияющим на приемистость соседних пластов, может быть смещение горной породы вдоль обсадных труб. Действительно, при давлениях закачки жидкости, измеряемых величинами, находящимися в интервале 10-20 МПа, сдвиговые напряжения на поверхности обсадных труб будут достигать примерно таких же величин (10-20 МПа), что реально превосходит величину прочности на сдвиг цементного камня. Таким образом, при закачке жидкости в нагнетательную скважину при указанных выше давлениях нагнетания, сцепление цементного камня с обсадной трубой нарушается, что и обусловливает возможность смещения породы вдоль обсадных труб. Разрушение цементного камня при перфорации еще более увеличивает концентрацию сдвиговых напряжений, то есть действие разрушающих напряжений усиливается. При низких прочностных свойствах породы потеря сдвиговой прочности может происходить и в горной породе на некотором удалении от поверхности труб.

В результате смещения породы вдоль поверхности обсадных труб происходит перекрытие, полное или частичное, перфорационных отверстий или каналов, что и является возможной причиной повышения гидравлических потерь при закачке жидкости, то есть, снижения приемистости соседних пластов. Отсюда следует, что возможным способом, снижающим негативное взаимовлияние пластов, будет являться увеличение продольных размеров перфорационных отверстий, обеспечивающее приемлемые величины рабочей площади поперечных сечений перфорационных каналов даже при смещении породы. Технически увеличение продольных размеров перфорационных отверстий и каналов может быть осуществлено использованием более крупных зарядов, применением щелевой перфорации, сдваиванием (максимальным сближением) зарядов при использовании обычных перфораторов, а также разработкой и применением перфораторов, обеспечивающих не круглую, а вытянутую в вертикальном направлении форму перфорационных каналов. В случае круглой формы перфорационных отверстий, когда их продольный размер совпадает с поперечным, под продольным размером здесь и далее понимается диаметр отверстия.

Анализ численных и теоретических результатов показывает, что величина смещения породы практически линейно возрастает по мере удаления от срединной плоскости суммарного интервала закачки жидкости. Под суммарным интервалом здесь понимается совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производится закачка жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород. Максимальная величина смещения породы достигается на внешних границах суммарного интервала закачки и с достаточной для практических расчетов точностью определяется выражением:

Δ_max=0.5·β·h·ΔP,

где Δ_max - величина максимального смещения породы (м), ΔР - величина давления закачки жидкости (Па), h - суммарная толщина интервалов, в которые производится закачка (м), β - коэффициент сжатия пористой среды (коллектора) (Па^-1).

Характерные реальные значения приведенных параметров таковы: ΔР˜10-20 МПа (100-200 атм), h>˜10 м, β˜[1/(3000 МПа)-1/(10000 МПа)], откуда следует, что величина смещения Δ_max будет находиться в интервале значений от ˜0.5 см до нескольких первых сантиметров. Эти значения сопоставимы и даже превышают стандартные размеры перфорационных каналов, что и обосновывает справедливость сделанного выше заключения о возможности перекрытия перфорационных отверстий и каналов при смещении породы вдоль поверхности обсадных труб при закачке жидкости в нагнетательные скважины.

Этот вывод справедлив и для добывающих скважин, но величина смещения породы в этом случае будет существенно ниже, поскольку перепады порового давления в воронках депрессии в несколько раз ниже соответствующих перепадов в воронках репрессии нагнетательных скважин. Таким образом, негативные эффекты, обусловленные действием рассматриваемого фактора, в добывающих скважинах будут проявляться менее значимо. То же самое можно утверждать и для случая разработки однопластовых залежей, поскольку величина h, входящая в вышеприведенную формулу, в этом случае будет относительно мала. Вместе с тем, при больших мощностях однопластовых залежей или при повышенных депрессиях в добывающих скважинах сделанные выше выводы будут справедливы и, соответственно, описанный ниже способ также будет эффективен.

Таким образом, способом, снижающим негативные эффекты взаимовлияния пластов при совместной закачке в них жидкости через нагнетательную скважину, будет способ, согласно которому перфорацию продуктивных интервалов производят с учетом возможного смещения породы вдоль обсадных труб при закачке жидкости. В соответствии с предлагаемым способом продольные размеры d перфорационных отверстий должны определяться с учетом расстояния х от данного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала и эти размеры должны быть не меньше соответствующего смещения породы Δ, которое практически линейно возрастает при приближении к внешним границам суммарного интервала закачки жидкости до значения, определяемого вышеприведенной формулой:

т.е. d≥Δ=Δ_max·x/(h/2)=β·ΔР·х.

Практически линейная функция может быть приближена ступенчатой (поинтервальной) функцией, на каждом интервале которой продольные размеры перфорационных отверстий будут постоянны и величина их в этом случае должна превышать величину смещения породы, соответствующего срединной плоскости данного интервала х_ср:

d≥Δ_max·x_cp/(h/2)=β·Р·х_ср.

Также предлагается вариант описываемого способа для случая дополнительной перфорации уже эксплуатируемых скважин с недостаточной или нулевой приемистостью некоторых пластов. В этом случае производится дополнительная перфорация только этих пластов при обеспечении величины продольных размеров перфорационных отверстий, удовлетворяющих приведенным соотношениям.

Реализация предлагаемых способов отличается от стандартных технологий перфорации только выбором размеров перфорационных отверстий с учетом указанных условий на их вертикальные размеры.

Так, например, если продуктивная толща представлена тремя интервалами толщиной 4, 6 и 8 м, то срединной линией суммарного интервала закачки будет линия, соответствующая уровню 9 м суммарного интервала. При давлении закачки жидкости ΔР=15 МПа и значении коэффициента сжимаемости β=1/5000 МПа^-1, их произведение составит величину, равную 0.003, то есть, по мере удаления на расстояние х от срединной линии продольный размер перфорационных отверстий должен увеличиваться до размеров d, не меньших величины 0.003·х. Для отверстий, примыкающих к кровле и подошве крайних пластов, то есть, когда величина х равна 9 м, продольный размер отверстий не должен быть меньше величины 0.003·9=0.027 м или 2.7 см.

При осреднении величины отверстий по каждому пласту, когда срединным линиям в каждом интервале будут соответствовать значения х_ср, последовательно равные 7, 2 и 5 м, продольные размеры перфорационных отверстий в этих пластах должны быть не меньшими, соответственно, величин 0.003·7 м, 0.003·2 м и 0.003·5 м, то есть, 2,1, 0,6 и 1,5 см.

Параметры, необходимые для расчетов по предлагаемым формулам, берутся из геофизической и технологической информации по разрабатываемому месторождению.

Технически заданные продольные размеры отверстий достигаются либо с помощью стандартных перфораторов, если максимально возможные диаметры отверстий удовлетворяют этим условиям, либо методом сдваивания (максимального сближения) зарядов, либо применением щелевой перфорации. Возможна разработка специальных перфораторов, обеспечивающих создание отверстий не круглой, а удлиненной формы.

1. Способ перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов, отличающийся тем, что продольные размеры перфорационных отверстий d нагнетательных скважин выбирают, исходя из условия:

d≥β·ΔP·x,

где ΔР - величина давления закачки жидкости, Па;

β - коэффициент сжатия пористой среды (β=1/3000-1/10000), МПа^-1;

х - расстояние от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производят закачку жидкости, причем под суммарным интервалом понимают совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производят закачку жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород, м.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что продольные размеры перфорационных отверстий d в интервале закачки определяют как ступенчатую функцию, причем величину d на каждой ступени принимают постоянной и удовлетворяющей условию:

d≥β·ΔP·x_ср,

где х_ср - расстояние от срединной плоскости интервала, соответствующего данной ступени, до срединной плоскости суммарного интервала закачки, м.

3. Способ перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов, закачку жидкости в нагнетательные скважины и дополнительную перфорацию пластов с низкой приемистостью, отличающийся тем, что продольные размеры перфорационных отверстий d нагнетательных скважин при дополнительной перфорации выбирают, исходя из условия:

d≥β·ΔP·x,

где ΔР - величина давления закачки жидкости, Па;

β - коэффициент сжатия пористой среды (β=1/3000-1/10000), МПа^-1;

х - расстояние от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производят закачку жидкости, причем под суммарным интервалом понимают совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производят закачку жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород, м.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что продольные размеры перфорационных отверстий d в интервале закачки определяют как ступенчатую функцию, причем величину d на каждой ступени принимают постоянной и удовлетворяющей условию:

d≥β·ΔP·X_cp,

где Х_ср - расстояние от срединной плоскости интервала, соответствующего данной ступени, до срединной плоскости суммарного интервала закачки, м.