Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добывающих скважин. По способу осуществляют строительство вертикальных скважин. Определяют вскрытые в каждой скважине зоны трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенные уплотненные прослои. Осуществляют бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м. Изолируют вышеопределенные зоны с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов. Закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%. После этого в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой. Эту операцию осуществляют при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора. Закачку осуществляют таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой. 1 пр., 2 ил.

 

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами.

Известен способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины (патент РФ №2247825, E21B 33/138, опубл. 10.03.2005, бюл. №7), включающий спуск колонны труб, закачку в интервал водопритока пласта оторочки высоковязкой гидрофобной жидкости, отличающийся тем, что после спуска колонны труб при открытой задвижке на межтрубье всю полость горизонтального ствола заполняют высоковязкой гидрофобной жидкостью. Затем при закрытой указанной задвижке производят указанную закачку при объеме оторочки 2-10 м³ высоковязкой гидрофобной жидкости на 1 погонный метр интервала водопритока, а после нее при открытой указанной задвижке производят закачку в скважину изолирующего состава, располагая напротив интервала водопритока, закрывают указанную задвижку и продавливают изолирующий состав в интервал водопритока высоковязкой гидрофобной жидкостью, причем плотность изолирующего состава равна плотности высоковязкой гидрофобной жидкости или отклоняется не более чем на 60 кг/м³, а вязкость гидрофобной жидкости равна от 750 до 2500 МПа·с при скорости сдвига 2-600 с^-1. В качестве изолирующего состава применяют твердеющий в пласте кислоторастворимый или легкоразбуриваемый состав.

Недостатком известного способа является то, что в способе не предусмотрено определение вскрытых каждой добывающей скважиной зон трещиноватости или разуплотнения с последующей изоляцией этих зон с двух сторон пакерами и с установкой между ними управляемых клапанов. В способе не предусмотрено также регулирование давления закачки по сравнению с начальным и не производится периодическая закачка высоковязкой гидрофобной жидкости, которая увеличивает период безводной эксплуатации горизонтальной скважины, в результате чего снижаются затраты на проведение водоизоляционных работ.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является патент, при помощи которого осуществляется способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент на полезную модель РФ №94628, E21B 43/14, E21B 43/13, E21B 43/12, опубл. 27.05.2010, бюл. №15), включающий устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости: обсадную колонну с пакерами и клапанами, размещенными между пакерами и имеющими возможность управления с устья, каждый из которых выполнен в виде корпуса с проходными отверстиями и подвижной в осевом направлении втулкой, выполненной с возможностью открытия и закрытия отверстий в крайних положениях и оснащенной сужением, отличающееся тем, что оно имеет пластыри для изоляции зон с низкой проницаемостью, пакеры предусмотрены для установки в пределах пластырей. Снаружи клапанов размещены фильтры. Для перемещения втулки вниз технологическая колонна оснащена толкателем, поджатым вниз пружиной, усилие которой превосходит усилие сдвига втулки, патрубка с кольцевым выступом, наружный диаметр которого больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины. Для перемещения втулки вверх технологическая колонна оснащена захватом, выполненным в виде корпуса с поджатыми наружу пружинами шариками, диаметр описанной окружности вокруг которых больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины. Усилие пружин достаточно для сдвига соответствующей втулки шариками.

Недостатком известного способа является то, что в нем не предусмотрено определение вскрытых в каждой добывающей скважине зон трещиноватости или разуплотнения с последующей изоляцией этих зон с двух сторон пакерами и с установкой между ними управляемых клапанов. В способе не рекомендуется также периодическая закачка реагентов в зоны трещиноватости или разуплотнения с последующим закрытием управляемых клапанов и не проводится контроль за отбором нефти и воды в процессе работы горизонтальной скважины.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи в результате снижения водопритока в горизонтальные добывающие скважины за счет прочности формируемого изоляционного экрана в зонах трещиноватости или разуплотнения пласта и снижения затрат на проведение таких работ.

Технический результат достигается способом разработки, включающим строительство горизонтальных или наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, определение вскрытых в каждой добывающей скважине соответствующих зон трещиноватости или разуплотнения залежи, изоляцию определенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, периодическую закачку реагентов в эти зоны реагентов с последующим закрытием управляющих клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что добывающие скважины проводят в нефтенасыщенном уплотненном прослое ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, в качестве закачиваемых реагентов используют водоизолирующие вязкие устойчивые к размыванию водой композиции, закачку реагентов производят до повышения давления закачки от начального на 30-50%, причем композиции закачивают периодически после обводнения добываемой продукции более 75%.

На фиг. 1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи нефти (вид сверху) на участке с одной горизонтальной скважиной. На фиг. 2 изображен разрез А-А горизонтальной добывающей скважины по фиг. 1.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности. Нефтяную залежь 1 (фиг. 1, 2) с карбонатными коллекторами разбуривают вертикальными скважинами 2-8 (фиг. 1) по проектной сетке. По данным бурения скважин уточняют геологическое строение залежи 1. По результатам сейсмических исследований методом 3Д определяют преобладающее направление трещиноватости. По результатам аэрокосмогеологических исследований выделяют уплотненные зоны 9, 10 и зоны разуплотнения 11 залежи 1, связанные с проницаемостью пород.

Определяют проницаемость, пористость коллекторов. Производят замеры пластового давления в скважинах 2-8. Выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенными толщинами с≥15 м (фиг. 2). Сначала на выбранном участке залежи 1 (фиг. 1) в уплотненной зоне 10 строят как минимум одну горизонтальную добывающую скважину 12 (фиг. 1, 2) с целью предотвращения быстрого обводнения добываемой продукции подошвенной водой. Число горизонтальных добывающих скважин 12 на участке залежи 1 (фиг. 1) ограничивается размерами выбранного участка, плотностью проектной сетки, которая в свою очередь зависит от типа коллекторов, фильтрационно-емкостных свойств пород (проницаемости, пористости) и величины запасов нефти.

Горизонтальные добывающие скважины 12 (фиг. 1, 2) проводят в нефтенасыщенном уплотненном прослое 11 (фиг. 1), причем они располагаются ниже кровли пласта 1 (фиг. 2) на расстоянии а=2,0-5,0 м, и выше водонефтяного контакта (ВНК) - на расстоянии в≥10,0 м. Уменьшение расстояния до ВНК приведет к прорыву подошвенной воды к горизонтальным стволам добывающих скважин 12 (фиг. 1, 2) в результате различия вязкостей нефти и пластовой воды.

После бурения в горизонтальном стволе добывающей скважины 12 (фиг. 1, 2) выполняют геофизические исследования для определения зон трещиноватости или разуплотнения 13 (фиг. 2). Пластовая вода, имея значительно меньшую вязкость по сравнению с нефтью, в первую очередь попадает в горизонтальный ствол скважины 12 по зонам трещиноватости или разуплотнения 13.

Цементируют обсадную колонну 14 (фиг. 2) горизонтальной добывающей скважины 12 выше продуктивного пласта 1. Производят изоляцию зон трещиноватости или разуплотнения 13 в горизонтальном стволе скважины 12 установкой пластырей 15 необходимой длины (от 10 до 50 м) справа и слева от этих зон. Осуществляют спуск колонны труб 16 с перфорацией напротив продуктивного пласта 1 и с пакерами 17 (длиной не более 3 м каждый), которые устанавливают напротив пластырей 15, и управляемыми клапанами 18, размещенными между пакерами 17. Клапаны 18 механически управляются с устья скважины, могут быть выполнены любой известной конструкции, например в виде корпуса с проходными отверстиями (см. патент на полезную модель РФ №94628, E21B 43/14, E21B 43/13, E21B 43/12, опубл. 27.05.2010, бюл. №15). Горизонтальную добывающую скважину 12 вводят в эксплуатацию.

При достижении обводненности добываемой продукции 75% в горизонтальном стволе добывающей скважины производят работы по изоляции водопритоков, для чего при открытых управляемых клапанах 18 закачивают в зону трещиноватости или разуплотнения 13 реагенты, изолируя остальные участки, например, при помощи самоуплотняющихся манжет (на фиг. не показаны). Применение управляемых клапанов 18 позволяет производить закачку реагентов избирательно, то есть только в определенную зону. Благодаря предлагаемой конструкции горизонтальной добывающей скважины 12 пласт 1 по всей длине ствола не кольматируется и не происходит снижение проницаемости пород.

Перед закачкой реагентов осуществляют следующие подготовительные мероприятия: определяют дебит жидкости и нефти скважины 12, обводненность продукции, плотность и состав попутно добываемой воды, пластовое, забойное давления. Затем останавливают горизонтальную добывающую скважину 12, поднимают наземное оборудование, определяют приемистость скважины 12 и давление нагнетания.

По окончании проведения водоизоляционных работ управляемые клапаны 18 закрывают, скважину оставляют на реагирование не менее чем на 24 ч. Время выдержки необходимо, поскольку вязкость закачиваемых реагентов повышается постепенно и достигает своего максимального значения через 24 ч. Горизонтальную добывающую скважину 12 промывают от остатков реагентов и пускают в эксплуатацию. Время между окончанием закачки и освоением горизонтальной добывающей скважины 12 должно быть не менее 1 и не более 5 сут.

Объем закачки реагентов зависит от приемистости горизонтальной добывающей скважины 12, то есть чем больше приемистость зон трещиноватости или разуплотнения 13, тем больший объем закачиваемых реагентов необходим для проведения водоизоляционных работ.

Основной причиной незначительного эффекта или его полного отсутствия от закачки реагентов является их «вымывание» из-за разницы депрессии по стволу горизонтальной добывающей скважины 12. Эффект от применения различных водоизолирующих реагентов в основном кратковременный.

Применение управляемых клапанов 18 в горизонтальной добывающей скважине 12 позволяет увеличить время эксплуатации скважины 12 в безводном режиме или с низкой долей воды в отбираемой продукции до одного года, а также позволяет повторно закачивать реагенты в зоны трещиноватости или разуплотнения 13. При повторной обработке реагентами зон трещиноватости или разуплотнения 13 его расход определяют с учетом параметров предыдущей закачки и ее эффективности.

В качестве закачиваемых реагентов используют, например, высокопрочные полимерные системы (ВПСД - РД 153-39.0-670-10), синтетическую смолу (КФС - РД 153-39.0-723-11), раствор композиции поверхностно-активных веществ в углеводородном растворителе (СНПХ-9633 - РД 153-39.0-533-07), который при взаимодействии с минерализованной водой способен образовывать вязкие устойчивые эмульсии с внешней углеводородной фазой и блокировать промытые высокопроницаемые зоны 13 и др.

Закачку реагентов производят до повышения давления закачки от начального на 30-50%. Если при закачке реагента давление увеличилось менее чем на 30%, следовательно, в зоне трещиноватости или разуплотнения 13 процесс кольматации прошел в недостаточной степени и существует риск быстрого прорыва воды в горизонтальный ствол добывающей скважины 12. С другой стороны, при закачке реагента давление нагнетания не должно превышать давление раскрытия трещин коллекторов. При возрастании давления нагнетания свыше 50% от начального необходимо перейти на меньшую скорость закачки.

Таким образом, закачка водоизолирующих вязких, устойчивых к размыванию водой композиций в зону трещиноватости или разуплотнения 13 способствует выравниванию пластового давления в горизонтальном стволе добывающей скважины 12, исключается основная причина «вымывания» экранирующего состава обратно в горизонтальный ствол добывающей скважины 12, происходит равномерное вытеснение нефти из пор коллекторов снизу вверх по разрезу подошвенной водой.

Пример конкретного выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивных залежей башкирского яруса. Нефтяную залежь 1 (фиг. 1, 2) разбуривают вертикальными скважинами 2-8 (фиг. 1) по сетке 250×250 м. По данным глубокого бурения скважин 2-8 уточнили геологическое строение залежи 1, построили структурную карту по кровле башкирского яруса. По результатам сейсмических исследований методом 3Д определили, что преобладающее направление трещиноватости северо-восточное. По результатам аэрокосмогеологических исследований нанесли на карту нефтенасыщенных толщин уплотненные зоны 9, 10.

По результатам интерпретации каротажных диаграмм вертикальных скважин 2-8 установили, что эффективная нефтенасыщенная толщина с (фиг. 2) карбонатных коллекторов нефтяной залежи 1 (фиг. 1, 2) составляет в среднем 25 м, проницаемость в уплотненной зоне 9, 10 (фиг. 1) - 0,060 мкм², пористость - 11,2%, нефтенасыщенность - 71,0%. Выделили участок залежи 1, размеры которого составили 750×900 м, извлекаемые запасы нефти - 262 тыс т. Дополнительно на участке залежи 1 с нефтенасыщенными толщинами с (фиг. 2) более 18 м, в уплотненной зоне 10 (фиг. 1), определенной по данным АКГИ, пробурили горизонтальную добывающую скважину 12.

Горизонтальный ствол скважины 12 длиной 300 м заложили ниже кровли залежи 1 (фиг. 2) на расстоянии 3,0 м. ВНК нефтяной залежи 1 установили на абсолютной отметке минус 543 м. Расстояние от самой низкой точки горизонтального ствола добывающей скважины 12 (фиг. 2) до ВНК составило 11,8 м.

После бурения горизонтальной добывающей скважины 12 выполнили геофизические исследования скважины 12. По каротажным диаграммам РК (радиоактивный каротаж) определили, что зона трещиноватости или разуплотнения 13, из которой в горизонтальный ствол добывающей скважины 12 может поступать пластовая вода, имеет длину 48 м и расположена в 182 м от начала горизонтального ствола 12. Проницаемость зоны трещиноватости составляет 0,360 мкм².

Зацементировали обсадную колонну 14 горизонтальной добывающей скважины 12 выше кровли залежи 1. Произвели изоляцию зон трещиноватости или разуплотнения 13 в горизонтальном стволе добывающей скважины 12 установкой пластырей 15 длиной 35 м справа и слева от этих зон 13. Осуществили спуск колонны труб 16 с перфорацией 19 и с пакерами 17 длиной 2,4 м каждый, которые установили напротив пластырей 15, и механически управляемыми с устья горизонтальной добывающей скважины 12 открытыми клапанами 18, размещенными между пакерами 17. Горизонтальную добывающую скважину 12 ввели в эксплуатацию.

Через два месяца работы горизонтальной добывающей скважины 12 обводненность продукции возросла от 18 до 85%, дебит нефти снизился от 6,5 до 0,6 т/сут. Возникла необходимость закачки реагента с целью изоляции интервалов водопритока в горизонтальный ствол добывающей скважины 12.

Перед закачкой реагента в горизонтальную добывающую скважину 12 определили плотность попутно - добываемой воды - 1046 кг/м³, пластовое давление - 6,8 МПа, забойное давление - 4,2 МПа, давление насыщения - 1,0 МПа, вязкость нефти - 49,0 мПа·с.

Горизонтальную добывающую скважину 12 заглушили, подняли наземное оборудование. Определили приемистость горизонтальной добывающей скважины 12, которая составила 105 м³/сут, давление нагнетания - 5,4 МПа. После определения приемистости уточнили разовый расход реагента на обработку горизонтальной добывающей скважины 12, он составил 200 м³.

В качестве закачиваемого реагента использовали углеводородную композицию поверхностно-активных веществ в углеводородном растворителе (реагент - СНПХ-9633).

При закачке реагента давление нагнетания возросло на 34% по сравнению с начальным. Реагент продавливался в пласт 1 минерализованной водой, объем которой составил 10,4 м³. После проведения водоизоляционных работ горизонтальную добывающую скважину 12 оставили на реагирование на 24 ч, затем управляемые клапаны 18 закрыли. Время между окончанием закачки и освоением горизонтальной добывающей скважины 12 составило 2 сут. Горизонтальную добывающую скважину 12 промыли от остатков реагента и ввели в эксплуатацию.

После проведения водоизоляционных работ в горизонтальной добывающей скважине 12 получено снижение обводненности добываемой продукции от 85 до 18%, дебит нефти увеличился до 7,2 т/сут. Период работы горизонтальной добывающей скважины 12 с низкой долей обводненности продукции увеличился от 2 мес до закачки реагента до одного года после закачки реагента.

В результате проведенных водоизоляционных работ в горизонтальной добывающей скважине 12 на участке нефтяной залежи 1 (фиг. 1, 2) за год получена дополнительная добыча нефти в количестве 2,24 тыс т по сравнению с аналогичными участками залежи.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами позволяет увеличить нефтеотдачу за счет снижения обводненности горизонтальных добывающих скважин в результате формирования прочного изоляционного экрана и увеличения безводного периода работы горизонтальных добывающих скважин, а также позволяет снизить затраты на проведение водоизоляционных работ.

Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами, включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%, после чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.