Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработки

Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработки

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Известен способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами, отбор продукции скважины из каждого участка. При разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающимся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения удельного дебита нефти устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на отдельной колонне насосно-компрессорных или колтюбинговых безмуфтовых труб один насос, расстояние между насосами вдоль по горизонтальному стволу устанавливают не более 200 м (патент РФ №2544204, кл. E21B 43/16, опубл. 10.03.2015).

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, С₂, 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 Р_у=(0,009…0,01)·Н, 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. E21B 43/27, 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.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Задача решается тем, что в способе разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработкой, включающем бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, разделение горизонтального ствола на участки пакерами в зависимости от проницаемости, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины, согласно изобретению в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают три колонны труб диаметром не более 2,5 дюйма, у кровли продуктивного пласта в эксплуатационной колонне устанавливают пакер для трех колонн труб, на первой колонне в центре каждого участка горизонтального ствола размещают по одному насосу, причем каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов, ко второй и третьей колоннам труб крепят по всей длине горизонтального ствола последовательно соединенные фильтры, в которых плотность перфорации на каждом из указанных участков различна, плотность перфорации N_n на второй колонне труб каждой n-й секции фильтров выполняют согласно соотношению N_n=N_min·k_max/k_n, отв./м, где k_max - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м², k_n - проницаемость n-го участка коллектора, м², N_min - плотность перфорационных отверстий фильтров на второй колонне труб напротив коллектора с максимальной проницаемостью, отв./м, плотность перфорации M_n на третьей колонне труб каждой n-й секции фильтров рассчитывают по формуле M_n=M_min·k_n/k_min, отв./м, где k_min - минимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м², M_min - плотность перфорационных отверстий фильтров на третьей колонне труб напротив коллектора с минимальной проницаемостью, отв./м, при остановленных насосах подают кислоту во вторую колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой 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, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки, при повышении обводненности скважины до 80-98% через третью колонну труб с фильтрами при остановленных насосах закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами радиусом 0,1-0,4 среднего радиуса пор коллектора r_n, определяемого по соотношению , м, где m - средняя пористость коллектора, д.ед., k - средневзвешенная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м², закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3-10 сут с расходом, близким к максимальной приемистости скважины.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу карбонатного коллектора, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность и степень выработки запасов нефти. 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 - цементное кольцо, 7 - колонна труб с насосами, 8 - колонна труб с фильтрами для подачи кислоты в пласт, 9 - колонна труб с фильтрами для закачки воды с мелкодисперсными частицами, 10 - пакер в обсадной колонне, 11-13 - насосы, 14-16 - фильтры колонны труб 8, 17-19 - фильтры колонны труб 9, 20 - пакера открытого горизонтального ствола 3.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и чисто нефтяной зоной, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3. Коллектор 1 зонально неоднороден, выделяют, например, три участка, отличающиеся по проницаемости: I, II и III. До кровли 4 продуктивного пласта скважину 2 обсаживают обсадной колонной 5, цементируют 6, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.

В горизонтальный ствол 3 скважины 2 спускают три колонны труб 7, 8, 9 диаметром не более 2,5 дюйма каждая. У кровли 4 продуктивного пласта 1 в эксплуатационной колонне 5 устанавливают специальный пакер 10 для трех колонн труб. На колонне труб 7 в центре каждого участка I, II и III горизонтального ствола 3 размещают по одному насосу соответственно 13, 12, 11 (например, таких типов, как 2СП45/24, 2СП45/32 и др., имеющие разную производительность в зависимости от дебита участка, но одинаковый условный диаметр). Каждый последующий насос от конца горизонтального ствола 3 к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов, т.е. должно выполняться условие: Q₁₃>Q₁₂>Q₁₁, где, _{11, 12, 13} - номера насосов. Это достигается установкой насосов различной производительности. Согласно расчетам диаметр труб 7-9 более 2,5 дюймов не позволяет беспрепятственно спускать параллельно три трубы с оборудованием в наиболее распространенные диаметры обсадных колонн 5. Насосы 11-13 в центральных частях участков I-III горизонтального ствола 3 позволяют, согласно исследованиям, наиболее эффективно отбирать запасы нефти вдоль всего горизонтального ствола 3.

К колоннам труб 8 и 9 крепят по всей длине горизонтального ствола 3 последовательно соединенные фильтры соответственно 14-16 и 17-19, в которых плотность перфорации на каждом из участков I, II и III различна. Каждый из участков разделяют пакерами 20.

Плотность перфорации N_n на колонне труб 8 каждой n-й секции фильтров 14-16 выполняют согласно соотношению

где k_max - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м²,

k_n - проницаемость n-го участка коллектора, м²,

N_min - плотность перфорационных отверстий фильтров на второй колонне труб напротив коллектора с максимальной проницаемостью, отв./м.

Плотность перфорации M_n на колонне труб 9 каждой n-й секции фильтров 17-19 рассчитывают по формуле

где k_min - минимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м²,

M_min - плотность перфорационных отверстий фильтров на третьей колонне труб напротив коллектора с минимальной проницаемостью, отв./м.

При остановленных насосах 11-13 подают кислоту в колонну труб 8 с фильтрами 14-16. Пакер 10 не позволяет кислоте воздействовать на обсадную колонну 5. 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, затем пускают в работу насосы 11-13 в горизонтальном стволе 3.

При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки.

При повышении обводненности скважины 2 до 80-98% через колонну труб 9 с фильтрами 17-19 при остановленных насосах 11-13 закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами. Ввиду того что закачиваемая вода легче всего идет в зону, насыщенную водой, частицы будут блокировать поровые каналы именно в зонах, откуда в скважину 2 поступает вода, т.е. промытых зонах. Согласно исследованиям это позволяет снизить обводненность продукции скважины и несколько увеличить охват ввиду того, что после закачки и пуска скважины вновь в добычу поступавшая ранее вода начинает постепенно обходить зоны, забитые частицами, вытесняя при этом нефть. Радиус частиц r определяют как 0,1-0,4 от среднего радиуса пор r_п коллектора, рассчитываемого по известной зависимости, получаемой при объединении законов Дарси и Пуазейля:

где m - средняя пористость коллектора, д.ед.,

k - средневзвешенная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола 3, м².

По формулам (1) и (2) видно, что на участке с максимальной проницаемостью, например III, плотность перфораций фильтра 16 колонны 8 будет минимальна, тогда как фильтра 19 колонны 9 - максимальна. И наоборот, на участке с минимальной проницаемостью, например I, плотность перфораций фильтра 14 колонны 8 будет максимальна, тогда как фильтра 17 колонны 9 - минимальна. Это объясняется тем, что объем закачки кислоты в наиболее проницаемый участок требуется меньше, чем в наименее проницаемый, и наоборот, объем закачки воды с мелкодисперсными частицами в участок с максимальной проницаемостью требуется больше, чем в участок с минимальной проницаемостью. Полученная плотность перфорационных отверстий фильтров 14-19 в зависимости от проницаемости коллектора позволяет проводить закачку как кислоты, так и воды с мелкодисперсными частицами равномерно в пласт вдоль всего горизонтального ствола 3 скважины 2.

Согласно расчетам такой периодический цикл работы закачка кислоты - добыча продукции - закачка воды с мелкодисперсными частицами - добыча продукции - закачка кислоты и т.д. позволяет отобрать наибольшее количество запасов за счет кислотной обработки с каждым циклом все более отдаленных зон коллектора 1 и при этом снижать обводненность продукции за счет блокирования поровых каналов закачиваемыми частицами в промытых зонах. Переменная плотность перфорации фильтров 14-19 и насосы 11-13 в центральной части участков позволяют отбирать запасы наиболее равномерно. При падении дебита менее чем на 50% проведение повторной кислотной обработки экономически нерентабельно. Продавка технической водой с увеличивающимися объемами позволяет кислоте проникать глубже в пласт. При этом согласно расчетам объем менее 2 объемов технической воды, применяемой для продавки в предыдущем цикле, не позволяет повышать нефтеотдачу. При повышении обводненности скважины 2 менее чем до 80% закачка воды с частицами снижает экономическую эффективность ввиду простоев добычи в период закачки, тогда как более 98% - не позволяет значительно снизить обводненность после закачки воды с частицами и блокировании промытых зон. Радиус частиц менее 0,1·r_п приводит к снижению эффективности блокирования промытых зон ввиду того, что закачиваемые частицы значительно меньше радиуса поровых каналов, тогда как более 0,4·r_п - не позволяет частицам «войти» в пласт.

Объемы закачки кислоты рассчитывают как при стандартной кислотной обработке горизонтальной скважины. Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3-10 сут с расходом, близким к максимальной приемистости скважины. Исследования показывают, что этого достаточно для блокирования промытых каналов.

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 нефтяной залежи, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и чисто нефтяной зоной толщиной 10 м, залегающий на глубине 820 м, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3 длиной 300 м. Коллектор 1 зонально неоднороден, выделяют три участка I, II и III с соответствующими проницаемостями k_I=40 мД, k_II=100 мД и k_III=180 мД. Средняя пористость коллектора m=0,16 д.ед. До кровли 4 продуктивного пласта скважину обсаживают обсадной колонной 5 диаметром 168 мм, цементируют 6, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.

В горизонтальный ствол 3 скважины спускают три колонны труб 7, 8, 9. Диаметр колонны 7 составляет 2,25 дюйма, колонн 8, 9 - по 1,5 дюйма каждая. У кровли 4 продуктивного пласта 1 в эксплуатационной колонне 5 устанавливают специальный механический пакер 10 для трех колонн труб. На колонне труб 7 в центре каждого участка I, II и III горизонтального ствола 3 размещают по одному насосу 11, 12, 13 соответственно типоразмеров 2СП57/45, 2СП57/32, 2СП57/24, условным диаметром 57,15 мм=2,25 дюйма.

К колоннам труб 8 и 9 крепят по всей длине горизонтального ствола 3 последовательно соединенные фильтры соответственно 14-16 и 17-19. Каждый из участков разделяют набухающими пакерами 20 марки ТАМ. Для колонны труб 8 напротив участка III с максимальной проницаемостью устанавливают фильтр 16 с минимальной плотностью перфорации N_min=N_III=5 отв./м. Тогда плотность перфорации N_I и N_II фильтров 14 и 15 соответственно рассчитывают и выполняют согласно формуле (1):

N_II=N_min·k_max/k_II=N_III·k_III/k_II=5·180/100=9 отв./м,

N_I=N_III·k_III/k_I=5·180/40=23 отв./м.

Аналогично для колонны труб 9 напротив участка I с минимальной проницаемостью устанавливают фильтр 17 с минимальной плотностью перфорации M_min=M_I=6 отв./м. Тогда плотность перфорации M_III и M_II фильтров 19 и 18 соответственно рассчитывают и выполняют согласно соотношению (2):

M_III=M_min·k_III/k_min=M_I·k_III/k_I=6·180/40=27 отв./м,

M_II=M_I·k_II/K_I=6·100/40=15 отв./м.

При остановленных насосах 11-13 подают 24%-ную соляную кислоту в колонну труб 8 с фильтрами 14-16. Всего закачивают 100 м³ кислоты. Кислоту продавливают технической водой в объеме 1,0 м³, равном объему колонны труб 8. После реакции кислоты с породой по этой же трубе 8 отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насосы 11-13 в горизонтальном стволе 3.

Дебит нефти после кислотной обработки составил 18 т/сут, обводненность - 25%. После 1 года эксплуатации, дебит нефти снизился на 50% от дебита нефти после кислотной обработки, т.е. до 9 т/сут, обводненность возросла до 56%. Процесс закачки кислоты повторяют аналогично описанному выше. Продавку кислоты осуществляют технической водой в объеме, превышающем в 2 раза объем технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки, т.е. 2,0 м³. После второй кислотной обработки дебит нефти составил 14 т/сут., обводненность - 43%.

После 1,5 лет эксплуатации дебит нефти снизился до 3 т/сут, обводненность возросла до 80%. Через колонну труб 9 с фильтрами 17-19 при остановленных насосах 11-13 закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами. Средневзвешенная проницаемость k вдоль горизонтального ствола 3 составляет:

Тогда требуемый радиус частиц r:

Соответственно воду с частицами (используют речную воду с твердыми взвешенными частицами) предварительно пропускают через фильтр с диаметром ячеек 0,24·2=0,48 мкм. Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3 сут с расходом 100 м³, близким к максимальной приемистости скважины.

После закачки воды с мелкодисперсными частицами насосы 11-13 вновь пускают в эксплуатацию. Дебит нефти составил 8 т/сут., обводненность - 49%.

Циклы закачки кислоты повторяют при падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после предыдущей кислотной обработки с увеличением объема технической воды для продавки в 2 раза. Циклы закачки воды с мелкодисперсными частицами также повторяют при повышении обводненности скважины до 80-98%.

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

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Требуемый радиус частиц составляет

Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 10 сут с расходом 80 м³.

В результате разработки участка 1, который ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с одной горизонтальной скважины 171,5 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) участка составил 0,403 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 141,3 тыс.т нефти, КИН составил 0,332 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,071 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН зонально неоднородного карбонатного коллектора за счет более равномерной и глубокой периодической кислотной обработки, водоограничения при прорыве воды и эффективной добыче нефти вдоль всего горизонтального ствола скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработкой, включающий бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, разделение горизонтального ствола на участки пакерами в зависимости от проницаемости, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины, отличающийся тем, что в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают три колонны труб диаметром не более 2,5 дюйма, у кровли продуктивного пласта в эксплуатационной колонне устанавливают пакер для трех колонн труб, на первой колонне в центре каждого участка горизонтального ствола размещают по одному насосу, причем каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов, ко второй и третьей колоннам труб крепят по всей длине горизонтального ствола последовательно соединенные фильтры, в которых плотность перфорации на каждом из указанных участков различна, плотность перфорации N_n на второй колонне труб каждой n-й секции фильтров выполняют согласно соотношению N_n=N_min·k_max/k_n, отв./м, где k_max - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м², k_n - проницаемость n-го участка коллектора, м², N_min - плотность перфорационных отверстий фильтров на второй колонне труб напротив коллектора с максимальной проницаемостью, отв./м, плотность перфорации M_n на третьей колонне труб каждой n-й секции фильтров рассчитывают по формуле M_n=M_min·k_n/k_min, отв./м, где k_min - минимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м², M_min - плотность перфорационных отверстий фильтров на третьей колонне труб напротив коллектора с минимальной проницаемостью, отв./м, при остановленных насосах подают кислоту во вторую колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой 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, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки, при повышении обводненности скважины до 80-98% через третью колонну труб с фильтрами при остановленных насосах закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами радиусом 0,1-0,4 среднего радиуса пор коллектора r_п, определяемого по соотношению м, где m - средняя пористость коллектора, д.ед., k - средневзвешенная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м², закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3-10 сут с расходом, близким к максимальной приемистости скважины.