Способ разработки многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи электроразрывом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых слабопроницаемых нефтяных пластов с применением электроразрыва пласта. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют бурение и/или подбор уже существующих на залежи вертикальных и/или наклонно-направленных скважин. Предусматривают применение электропроводящей обсадной колонны и/или электропроводящего цементного кольца, спуск в скважины электродов, электроразрыв пласта за счет создания электрической дуги между электродами, отбор продукции из скважин. При этом подбирают залежь, состоящую не менее чем из двух продуктивных пластов, совпадающих в структурном плане. Каждый из пластов может быть слоистым. Расстояние между подошвой самого верхнего пласта и кровлей самого нижнего пласта составляет не более 500 м. Расстояние между соседними стволами скважин составляет не более 400 м. Электроды размещают таким образом, чтобы в соседних скважинах, между стволами которых расстояние наименьшее, находились электроды разной полярности. Электроды с одной полярностью размещают напротив самого верхнего пласта в скважинах группы А. Электроды с противоположной полярностью размещают напротив самого нижнего пласта в скважинах группы B. После проведения электроразрыва пласта пускают в добычу скважины группы В. При снижении дебита нефти в скважинах группы В до 1 т/сут и ниже их останавливают. Пускают в добычу скважины группы А. При снижении дебита нефти в скважинах группы А до 1 т/сут и ниже их останавливают. Во все скважины групп А и В закачивают рабочий агент. Затем оставляют данные скважины на перераспределение давления на 5-15 дней. После этого пускают в добычу все скважины групп А и В. Закачку рабочего агента и периоды ожидания повторяют. 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых слабопроницаемых нефтяных пластов с применением разрыва пласта.

Известно устройство и способ электрического разрыва пласта. Устройство содержит два пакера, определяющих между собой ограниченное пространство в скважине, пробуренной в пласте, насос для повышения давления текучей среды в указанном ограниченном пространстве, устройство для нагрева текучей среды, по меньшей мере одну пару из двух электродов, расположенных в указанном ограниченном пространстве и электрическую цепь для создания электрической дуги между двумя электродами. Причем указанная цепь содержит по меньшей мере один источник напряжения, соединенный с электродами, и элемент индуктивности между источником напряжения и одним из двух электродов. Способ включает электрический разрыв пласта путем создания электрической дуги в текучей среде, находящейся в скважине, пробуренной в пласте, причем электрическая дуга индуцирует волну давления, время нарастания которой больше 0,1 мкс, предпочтительно больше 10 мкс (патент РФ № 2592313, кл. Е21В 43/26, G01V 1/157, опубл. 20.07.2016).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ электроразрыва пластов, который осуществляют в пластах с низкой проницаемостью – менее 10 мД. Устанавливают пару электродов, осуществляют подачу различных напряжений между парами электродов заданной частоты, при этом разность потенциалов составляет больше по меньшей мере 10000 В. Разность потенциалов между парами электродов обеспечивают импульсами продолжительностью менее 500 нс с образованием плазменных разрядов. Обеспечивают удаление породных масс между электродами для снижения напряжения в пласте по меньшей мере на 5% от начального напряжения в пласте. За счет электрической дуги обеспечивают удаление породы в локальной зоне с образованием каналов (патент РФ №2640520, кл. Е21В 43/16, Е21В 43/17, опубл. 09.01.2018 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача. Несмотря на создание разрыва пласта электрической дугой не учитывается необходимость комплексного воздействия на пласт, что приводит к низкому охвату пласта и слабой выработке запасов нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи электроразрывом, включающем бурение и/или подбор уже существующих на залежи вертикальных и/или наклонно-направленных скважин, применение электропроводящей обсадной колонны и/или электропроводящего цементного кольца, спуск в скважину электродов, электроразрыв пласта за счет создания электрической дуги между электродами, отбор продукции из скважин, согласно изобретению, подбирают залежь, состоящую не менее, чем из двух продуктивных пластов, совпадающих в структурном плане, причем каждый из пластов в свою очередь может быть слоистым, расстояние между подошвой самого верхнего пласта и кровлей самого нижнего пласта составляет не более 500 м, расстояние между соседними стволами скважин не боле 400 м, электроды размещают таким образом, чтобы в соседних скважинах, между стволами которых расстояние наименьшее, находились электроды разной полярности, причем электроды с одной полярностью размещают напротив самого верхнего пласта в скважинах группы А, а электроды с противоположной полярностью – напротив самого нижнего пласта в скважинах группы B, после проведения электроразрыва пласта пускают в добычу скважины группы В, при снижении дебита нефти в скважинах группы В до 1 т/сут и ниже их останавливают и пускают в добычу скважины группы А, при снижении дебита нефти в скважинах группы А до 1 т/сут и ниже их останавливают и во все скважины групп А и В закачивают рабочий агент, затем оставляют данные скважины на перераспределение давления на 5-15 дней, после чего пускают в добычу все скважины групп А и В, закачку рабочего агента и периоды ожидания повторяют.

Сущность изобретения.

Разработка многопластовых слабопроницаемых нефтяных залежей характеризуется низким коэффициентом охвата пластов, недовыработкой остаточных запасов и невысокой нефтеотдачей. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку запасов нефти из таких залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Подбирают залежь, представленную слабопроницаемыми нефтяными пластами, состоящую не менее, чем из двух продуктивных пластов, совпадающих в структурном плане. В свою очередь каждый из пластов может быть слоистым и иметь несколько пропластков или пачек. Расстояние между подошвой самого верхнего пласта и кровлей самого нижнего пласта составляет не более 500 м. На данной многопластовой залежи бурят новые и/или подбирают уже существующие вертикальные и/или наклонно-направленные добывающие скважины с расстоянием между соседними стволами не боле 400 м. В новых скважинах применяют электропроводящие обсадные колонны и/или электропроводящее цементное кольцо. В существующих скважинах реализация способа возможна при открытом в продуктивном пласте стволе.

Согласно исследованиям, при проведении операций по электроразрыву в одиночном пласте эффективность способа снижается, т.к. при этом отсутствует необходимость разрыва пропластков неколлектора между продуктивным нефтенасыщенными пластами. При расстоянии между подошвой самого верхнего пласта и кровлей самого нижнего пласта более 500 м (т.е. расстоянии в вертикальной плоскости), а также при расстоянии между соседними стволами скважин боле 400 м (т.е. расстоянии в горизонтальной плоскости), получить достаточной температуры электрическую дугу между электродами затруднительно.

В скважины спускают электроды. Причем электроды размещают таким образом, чтобы в соседних скважинах, между стволами которых расстояние наименьшее, находились электроды разной полярности. Электроды с одной полярностью размещают напротив самого верхнего пласта в скважинах группы А, а электроды с противоположной полярностью – напротив самого нижнего пласта в скважинах группы B. Таким образом, скважины делят на две группы – А и В. Далее проводят электроразрыв пласта за счет создания электрической дуги между электродами.

После проведения электроразрыва пласта пускают в добычу скважины группы В. При снижении дебита нефти в скважинах группы В до 1 т/сут и ниже их останавливают и пускают в добычу скважины группы А. В свою очередь при снижении дебита нефти в скважинах группы А до 1 т/сут и ниже их также останавливают. Затем для повышения давления в пластах во все скважины групп А и В закачивают рабочий агент. В качестве рабочего агента могут быть применены газы (попутный нефтяной газ, углекислый газ и пр.) и жидкости (попутно добываемая вода, низкоминерализованная вода, растворы поверхностно-активных веществ). Далее оставляют данные скважины на перераспределение давления на 5-15 дней, после чего пускают в добычу все скважины групп А и В.

Согласно исследованиям, при снижении дебита нефти в скважинах как группы А, так и группы В до значения менее 1 т/сут, экономическая эффективность добычи нефти значительно снижается. Остановка скважин на перераспределение давления на менее чем 5 дней для большинства коллекторов не эффективна, т.к. давление не успевает перераспределиться, тогда как остановка более чем на 15 дней не имеет смысла, т.к. дальнейшего полезного для повышения нефтеотдачи перераспределения давления не происходит.

Закачку рабочего агента и периоды ожидания повторяют.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи залежи.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Залежь нефти представлена двумя пластами, совпадающими в структурном плане. Пласты сложены терригенными отложениями. Нижний пласт имеет среднюю абсолютную проницаемость 2 мД, среднюю нефтенасыщенную толщину – 9 м, глубина залегания кровли пласта – 1580 м, начальное пластовое давление – 16 МПа. Верхний пласт имеет среднюю абсолютную проницаемость 0,1 мД, среднюю нефтенасыщенную толщину – 15 м, глубина залегания кровли пласта – 1095 м, начальное пластовое давление – 11 МПа. Расстояние между подошвой верхнего пласта и кровлей нижнего пласта составляет 500 м.

На данной многопластовой залежи бурят пять новых вертикальных добывающих скважин с расстоянием между соседними стволами 300-400 м. В данных скважинах применяют электропроводящие обсадные колонны и электропроводящее цементное кольцо.

В скважины спускают электроды. Причем электроды размещают таким образом, чтобы в соседних скважинах, между стволами которых расстояние наименьшее, находились электроды разной полярности. Электроды с одной полярностью размещают напротив верхнего пласта в скважинах группы А, а электроды с противоположной полярностью – напротив нижнего пласта в скважинах группы B. Таким образом, скважины делят на две группы – А и В. Далее проводят электроразрыв пласта за счет создания электрической дуги между электродами. Электроды создают мгновенное напряжение 300 кВ длительностью в несколько микросекунд.

После проведения электроразрыва пласта пускают в добычу скважины группы В. Начальный дебит нефти скважин группы В составил 12-25 т/сут. При снижении дебита нефти в скважинах группы В до 1 т/сут их останавливают и пускают в добычу скважины группы А. Начальный дебит нефти скважин группы А составил 10-21 т/сут. В свою очередь при снижении дебита нефти в скважинах группы А до 1 т/сут их также останавливают. Затем во все скважины групп А и В закачивают рабочий агент – попутный нефтяной газ с удельным расходом на скважину 1000 м³/сут в течение 7 дней. Далее закачку останавливают и оставляют данные скважины на перераспределение давления на 5 дней, после чего пускают в добычу все скважины групп А и В.

Закачку рабочего агента и периоды ожидания перераспределения давления повторяют шесть раз с периодичностью в 4-6 месяцев.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Залежь нефти имеет другие геолого-физические характеристики и представлена тремя пластами, совпадающими в структурном плане. Пласты сложены карбонатными слоистыми отложениями, каждый из пластов имеет по 5-8 нефтенасыщенных пропластков. Расстояние между подошвой самого верхнего пласта и кровлей самого нижнего пласта составляет 300 м. На данной многопластовой залежи подбирают уже существующие наклонно-направленные добывающие скважины с открытыми в продуктивном пласте стволами. Напряжение между электродами создают на уровне 500 кВ. В качестве рабочего агента для закачки применяют СО₂, который закачивают с удельным расходом на скважину 2000 м³/сут в течение 10 дней. Далее закачку останавливают и оставляют данные скважины на перераспределение давления на 15 дней.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 174,8 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,216 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 131,1 тыс.т нефти, КИН составил 0,162 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,054 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи, повысить охват пластов и выработку запасов нефти за счет комплекса работ по электроразрыву пласта, закачки рабочего агента, выполняемого определенным образом отбора продукции.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи.

Способ разработки многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи электроразрывом, включающий бурение и/или подбор уже существующих на залежи вертикальных и/или наклонно-направленных скважин, применение электропроводящих обсадных колонн и/или электропроводящих цементных колец, спуск в скважины электродов, электроразрыв пласта за счет создания электрической дуги между электродами, отбор продукции из скважин, отличающийся тем, что подбирают залежь, состоящую не менее чем из двух продуктивных пластов, совпадающих в структурном плане, причем каждый из пластов в свою очередь может быть слоистым, расстояние между подошвой самого верхнего пласта и кровлей самого нижнего пласта составляет не более 500 м, расстояние между соседними стволами скважин - не более 400 м, электроды размещают таким образом, чтобы в соседних скважинах, между стволами которых расстояние наименьшее, находились электроды разной полярности, причем электроды с одной полярностью размещают напротив самого верхнего пласта в скважинах группы А, а электроды с противоположной полярностью – напротив самого нижнего пласта в скважинах группы B, после проведения электроразрыва пласта пускают в добычу скважины группы В, при снижении дебита нефти в скважинах группы В до 1 т/сут и ниже их останавливают и пускают в добычу скважины группы А, при снижении дебита нефти в скважинах группы А до 1 т/сут и ниже их останавливают и во все скважины групп А и В закачивают рабочий агент, затем оставляют данные скважины на перераспределение давления на 5-15 дней, после чего пускают в добычу все скважины групп А и В, закачку рабочего агента и периоды ожидания повторяют.