Способ разработки высокопроницаемого пласта, насыщенного нефтью и подстилаемой подошвенной водой
Владельцы патента RU 2705136:
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве горизонтальных добывающих скважин для эксплуатации высокопроницаемых пластов с подошвенной водой. Технический результат - увеличение полноты нефтеизвлечения за счет возможности поэтапного изменения интервалов эксплуатации продуктивного пласта во времени и управления процессом выработки запасов нефти. По способу осуществляют заканчивание горизонтального «окончания» скважины в интервале продуктивного пласта конструкцией для поинтервальной эксплуатации. Для этого горизонтальный ствол разделяют цеметировочным заколонным пакером на части - ближнюю, представленную цементируемой с применением центраторов колонной, и дальнюю, оборудованную фильтром. Через последнюю после освоения и запуска скважины в работу производят эксплуатацию пласта до предельного обводнения добываемой продукции. После чего в скважину производят закачку любого имеющегося в наличии кольматирующего состава – жидкости. В интервале буферного участка между отработавшей и невыработанной частями горизонтального «окончания» устанавливают глухую пакер-пробку. Производят вскрытие перфорацией ранее не перфорированной части ствола в интервале ближней к устью части горизонтального «окончания» перед буферным участком до глухого пакера-пробки. Осуществляют процесс освоения и повторный запуск скважины в работу. При этом количество циклов или стадий операций по перфорации и изоляции выбирают при планировании исходя из длины горизонтальной части скважины и целесообразности разработки. 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, и может быть использовано при строительстве горизонтальных добывающих скважин для эксплуатации высокопроницаемых пластов с подошвенной водой.
Широко известны конструкции горизонтальных «окончаний» скважин: закрытый - продуктивный пласт (пласты) перекрывается сплошной колонной или хвостовиком с последующим цементированием и перфорацией; открытый -продуктивный пласт (пласты) остается незацементированным, обсаживается, либо не обсаживается фильтром; смешанный - одновременное сочетание открытой (или обсаженной фильтром) и цементируемой части с перфорацией [Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - С. 229].
В условиях разработки нефтяных залежей высокопроницаемых пластов с подошвенной водой общим недостатком известных конструкций является сложность дальнейшей изоляции образовавшегося конуса воды в месте максимальной депрессии и последующего продолжения рентабельной разработки, так как эксплуатация пласта предусматривается одновременно всей длиной горизонтального «окончания» скважины.
Для повышения равномерности и полноты выработки запасов нефти известен способ заканчивания горизонтальных «окончаний» скважин компоновкой с разным диаметром и плотностью перфорационных отверстий [Галиуллин М.М., Азаматов М.А., Вдовин В.А. Современные методы увеличения нефтеотдачи на месторождених с трудноизвлекаемыми запасами. Научно-технический журнал Георесурсы, 2010. - С. 16]. Способ заключается в оборудовании горизонтального «окончания» скважины конструкцией, состоящей из секций с разным диаметром перфорационных отверстий. Для недопущений перетоков между секциями их разобщение производится набухающими пакерами. Диаметр и плотность фильтрационных каналов выбирают из условий: высокопроницаемая часть коллектора - показатели имеют минимальный характер, в местах пониженной проницаемости коллектора - диаметр и плотность фильтрационных каналов являются максимальными.
Недостатком данного способа является то, что в случае ошибочного определения коэффициента абсолютной проницаемости коллектора в интервале проводки горизонтального «окончания» по данным геофизического исследования и, как следствие, не точном распределении интервалов с разной плотностью и диаметром перфорационных отверстий, создаются дополнительные фильтрационные сопротивления, нарушающие равномерность выработки запасов нефти и сдерживающие потенциальную отдачу пласта. Кроме того, при прорыве конуса подошвенной воды сложностью является возможность проведения дальнейших работ по изоляции притока воды (особенно характерно для малого диаметра обсадных колонн в случае бурения боковых горизонтальных стволов).
Техническим решением, выбранным за прототип или базовый вариант, принят способ заканчивания горизонтальных скважин фильтром с одинаковым диаметром и плотностью перфорационных отверстий по всей длине горизонтального «окончания». Указанный способ является одним из общеизвестных и наиболее распространенных конструкций забоев скважин [Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - С. 229].
На основе фактических показателей разработки горизонтальными скважинами высокопроницаемого нефтенасыщенного коллектора, подстилаемого подошвенной водой, получен авторский вывод, что уменьшение депрессии на пласт и ограничение отборов жидкости не приводит к сдерживанию интенсивности роста обводненности продукции. При меньшей депрессии входная обводненность ниже, но интенсивность ее увеличения в течение первого года выше, что обусловлено меньшим притоком нефти из удаленной зоны пласта на фоне происходящего процесса конусообразования.
На основе инженерных расчетов с применением известных методик А.П. Телкова и S.D. Joshi установлено, что для недопущения движения подошвенной воды к горизонтальному «окончанию» скважин отборы из пласта должны быть значительно меньше потенциальной возможности его отдачи (меньше в несколько десятков раз). Наряду с решением проблемы преждевременного обводнения продукции подошвенной водой данное решение снижает технико-экономические показатели скважин за счет значительного увеличения времени разработки коллектора на фоне ограниченности их срока службы.
В предлагаемом изобретении решается задача повышения полноты нефтеизвлечения высокопроницаемого пласта с наличием подошвенной воды и управления процессом выработки запасов нефти во времени.
Задача решается тем, что в отличие от прототипа, посредством строительства горизонтальных скважин с определенной схемой их заканчивания и тактикой дальнейшей работы обеспечивается возможность поэтапного изменения интервалов эксплуатации продуктивного пласта во времени, позволяющая управлять процессом выработки запасов нефти и повысить конечную нефтеотдачу.
Сущность предложенного способа
В залежах нефти, приуроченных к высокопроницаемому коллектору, подстилаемому подошвенной водой, на этапе строительства заканчивание горизонтальных скважин осуществляют конструкцией, разделяющей горизонтальное «окончание» в интервале продуктивного пласта на несколько частей, работа каждой из которых во времени предусматривается поэтапно, сначала - дальняя часть, потом ближняя. Реализация конструкции возможна несколькими вариантами. Первый вариант: заканчивание скважины производят с частично сплошным цементированием горизонтального «окончания»: цементируемая и фильтровая части, Фиг. 1 (упрощением первого варианта является второй вариант, предусматривающий спуск неперфорированной и фильтровой нецементируемых колонн с набухающими заколонными пакерами, Фиг. 2). Третий вариант: сплошное цементирование обсадной колонны, Фиг. 3 (упрощением третьего варианта является четвертый вариант, предусматривающий спуск неперфорированной нецементируемой колонны с набухающими заколонными пакерами, Фиг. 4).
При заканчивании горизонтальной скважины в интервале продуктивного пласта первым и вторыми вариантами, соответственно: цементируемой и фильтровой частями или неперфорированной и фильтровой нецементируемыми колоннами, запуск в работу осуществляют без проведения перфорации, непосредственно после проведения процесса освоения. По третьему и четвертому вариантам, соответственно, при сплошном креплении эксплуатационной колонны цементом или спуску неперфорированной нецементируемой колонны, перфорацию производят только в дальней части горизонтального «окончания», производится процесс освоения и запуск скважины в работу.
В последствии, после обводнения продукции скважины до предельного значения, осуществляют закачку в скважину любого имеющегося в наличии кольматационного состава для снижения проницаемости призабойной зоны пласта в ранее работавшем интервале горизонтального «окончания» скважины. После завершения тампонирования, перед началом работавшего ранее участка горизонтального «окончания» в интервале неперфорированной колонны устанавливают пакер-пробку, прекращающую связь с данной частью. Производят вскрытие перфорацией ранее не перфорированной части ствола в интервале до пакера-пробки, осуществляют процесс освоения и повторный запуск скважины в работу. Количество циклов или стадий операций по перфорации и изоляции выбирают при планировании исходя из длины горизонтальной части скважины и целесообразности разработки.
В отличие от прототипа, варианты реализации разработанного способа предусматривают эксплуатацию нефтенасыщенной части высокопроницаемого коллектора поэтапно, сначала дальним интервалом горизонтального «окончания», по обводнению продукции его изоляции и последующей перфорации ближней части горизонтального «окончания», позволяющей вовлечь в разработку невыработанный интервал нефтенасыщенной части пласта. Реализация вариантов разработанного способа не имеет того недостатка, когда по причине обводнения конусом подошвенной воды происходит преждевременная остановка работы скважин из-за нерентабельности.
Краткое описание чертежей.
На фиг. 1-4 показаны схемы вариантов реализации разработанного способа эксплуатации высокопроницаемого пласта, насыщенного нефтью и подстилаемой подошвенной водой.
Фиг. 1. Вариант №1. Поэтапная работа во времени горизонтальной скважины в циклах фильтр / перфорированная цементируемая колонна
Фиг. 2. Вариант №2. Поэтапная работа во времени горизонтальной скважины в циклах фильтр / перфорированная нецементируемая колонна (упрощенный вариант №1)
Фиг. №3. Вариант №3. Поэтапная работа во времени горизонтальной скважины в циклах перфорированная цементируемая колонна / перфорированная цементируемая колонна
Фиг. №4. Вариант №4. Поэтапная работа во времени горизонтальной скважины в циклах перфорированная нецементируемая колонна / перфорированная нецементируемая колонна (упрощенный вариант №3)
Принятые обозначения: 1 - скважина, 2 - цементное кольцо, 3 - эксплуатационная колонна, 4 - первичный интервал перфорации эксплуатационной колонны, 5 - «глухой» пакер-пробка, 6 - пакер заколонный цементировочный, 7 - фильтр, 8 - вторичный интервал перфорации эксплуатационной колонны, 9 - набухающий заколонный пакер.
Пример реализации предлагаемого способа.
Разрабатывают нефтяную залежь с подошвенной водой вертикальными и горизонтальными скважинами в терригенном коллекторе, залегающим на глубине 1880 м, в верхнемеловых отложениях. На залежи пробурено 12 вертикальных добывающих скважин, 7 добывающих горизонтальных скважин (боковые стволы с горизонтальным «окончанием»). Средние коллекторские свойства вскрытого скважинами продуктивного пласта: эффективная пористость 21%, коэффициент абсолютной проницаемости 0,148 мкм2 (150 мД), эффективная нефтенасыщенная толщина 5,5 м. Плотность нефти 0,860 г/см3, плотность пластовой воды 1,014 г/см3. Проблемой разработки залежи является непродолжительный период работы скважин с низкой долей воды в продукции (до 5 месяцев). Для повышения выработки запасов нефти из обводнившихся вертикальных скважин производят бурение боковых стволов с проводкой горизонтального «окончания» по кровле продуктивного пласта и последующим заканчиванием фильтром. Недостаточная эффективность работы боковых горизонтальных стволов обусловлена опережающим выработку запасов нефти обводнением продукции, связанным с прорывом конуса подошвенной воды. В условиях необходимости повышения полноты нефтеизвлечения на двух новых боковых стволах был применен разработанный способ, предусматривающий заканчивание горизонтального «окончания» частично сплошным цементированием хвостовика, с размещением в дальней половине ствола интервала фильтра (фиг. 1). По данным проведенных расчетов с применением геолого-гидродинамического моделирования установлено, что после выработки запасов нефти пласта дальней частью горизонтального «окончания», выполнения ее изоляции и перфорации ближней части горизонтального «окончания», накопленная добыча нефти в сравнении с обычным способом заканчивания скважин фильтром по всей длине горизонтального «окончания» увеличивается минимум на 25%.
Источники информации:
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - С. 229.
2. Галиуллин М.М., Азаматов М.А., Вдовин В.А. Современные методы увеличения нефтеотдачи на месторождених с трудноизвлекаемыми запасами. Научно-технический журнал Георесурсы, 2010. - С. 16.
Способ разработки высокопроницаемого пласта, насыщенного нефтью и подстилаемой подошвенной водой, включающий заканчивание горизонтального «окончания» скважины в интервале продуктивного пласта конструкцией для поинтервальной эксплуатации, отличающийся тем, что горизонтальный ствол разделяют цеметировочным заколонным пакером на части - ближнюю, представленную цементируемой с применением центраторов колонной, и дальнюю, оборудованную фильтром, через которую после освоения и запуска скважины в работу производят эксплуатацию пласта до предельного обводнения добываемой продукции, после чего в скважину производят закачку любого имеющегося в наличии кольматирующего состава - жидкости, в интервале буферного участка между отработавшей и невыработанной частями горизонтального «окончания» устанавливают глухую пакер-пробку, производят вскрытие перфорацией ранее не перфорированной части ствола в интервале ближней к устью части горизонтального «окончания» перед буферным участком до глухого пакера-пробки, осуществляют процесс освоения и повторный запуск скважины в работу, при этом количество циклов или стадий операций по перфорации и изоляции выбирают при планировании исходя из длины горизонтальной части скважины и целесообразности разработки.
