Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с высокой послойной неоднородностью по проницаемости

КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ оставляют 1-2 м неперфорированного пространства в эксколонне для надежной пакеровки при производстве технологических процессов(низкопроницаемый и среднепроницаемый) группу подвергают гидроразрыву обычным способом на воде с закачкой проппанта или кварцевого песка для закрепления трещин с применением пакерных устройств снизу и сверху обрабатываемой группы слоев. Высокопроницаемые слои не подвергают гидроразрыву. Затем после гидроразрыва слабопроницаемых групп слоев переходят к закачке кислоты обычным способом на те же слабопроницаемые группы слоев с использованием пакерных устройств, при этом высокопроницаемые группы слоев подвергаются (или нет - в зависимости от фильтрационных свойств слоев) кислотной обработке в последнюю очередь. При использовании технологии обратной закачки попутного газа в пласт, закачку попутного газа осуществляют при меньших, чем это принято обычно, давлениях. Приведены формулы для расчета дополнительного эффекта при эксплуатации скважин в разных условиях(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ С ВЫСОКОЙ ПОСЛОЙНОЙ НЕОДНОРОДНОСТЬЮ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в карбонатных коллекторах с высокой послойной неоднородностью по проницаемости. Способ обеспечивает увеличение коэффициента нефтеизвлечения с вовлечением в активную разработку низко- и среднепроницаемых слоев месторождения с одновременным повышением текущей производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Сущность способа заключается в предварительном разделении перфорируемых слоев на отдельные группы, близкие по проницаемости, и при перфорации этих слоев между группами 21893 Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений в карбонатных коллекторах с высокой послойной неоднородностью по проницаемости. Известен способ разработки залежей нефти с карбонатным коллектором с использованием кислотного гидравлического разрыва пласта(КГРП), включающий бурение вертикальных и/или горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин и проведение в них операций КГРП. Создание трещины гидроразрыва способствует увеличению фильтрационной поверхности скважины. В результате возрастает дебит добывающей и приемистость нагнетательной скважины (Амелин И.Д. и др. Эксплуатация и технология разработок нефтяных и газовых месторождений. Изд. Недра, 1978, с. 274-281). При этом кислотный гидроразрыв пласта должен вовлечь в активную разработку запасы нефти, содержащиеся в слабопроницаемых(низкопроницаемые и среднепроницаемые) слоях. Недостатками способа являются его высокая затратность и не высокая успешность. Известен способ разработки залежей нефти с карбонатным коллектором, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и проведение в них солянокислотных обработок(СКО) с целью увеличения продуктивных характеристик скважин (Амелин И.Д. и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Изд. Недра, 1978, с. 266274). Недостатками известного способа являются следующие- как правило, все продуктивные карбонатные коллекторы являются неоднородными по коллекторским свойствам (по проницаемости). Проведение СКО, с одной стороны, приводит к росту продуктивной характеристики скважины, а с другой стороны усиливает природную неоднородность по проницаемости. Это связано с тем, что закачиваемая в пласт кислота проникает в наиболее проницаемый прослой и/или трещину, в результате реакции кислоты с карбонатной породой увеличивается проницаемость соответствующего прослоя и/или трещины,при этом возрастает неоднородность пласта по проницаемости. Таким образом, при сложно построенных коллекторах с высокой послойной неоднородностью по проницаемости кислотному воздействию подвергаются высокопроницаемые слои. Подключение к работе низко- и среднепроницаемых слоев не удается даже при применении селективной солянокислотной обработки при помощи пакеровки снизу и сверху обрабатываемого интервала. При возникновении высокого давления,которое требуется для фильтрации кислоты в слабопроницаемые слои, кислота из-за высокой растворяющей способности карбоната пробивает канал в высокопроницаемые слои через заколонное пространство и создает ложный эффект обработки слабопроницаемого слоя кислотой. 2 Задачей изобретения является создание способа разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с высокой послойной неоднородностью по проницаемости с вовлечением в активную разработку запасов нефти, содержащихся в слабопроницаемых слоях продуктивной толщи. Технический результат увеличение коэффициента нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов с высокой послойной неоднородностью с одновременным увеличением текущей производительности скважин. Поставленная задача решается за счет того, что проводят ГРП и СКО в карбонатных коллекторах с учетом неоднородности пластов по проницаемости в определенной последовательности по новой схеме. Сущность изобретения поясняется чертежом, на фиг. приведено схематическое изображение призабойной зоны с распределением по группам слоев, близких по проницаемости, где 1 эксколонна, 2 - цемент, 3 - глина, 4 - группа низкопроницаемых слоев,5 группа среднепроницаемых слоев,6 группа высокопроницаемых слоев, 7 - перфорация, 8 места для установки пакеров. Вначале по каротажной характеристике объединяют нефтяные слои,подлежащие перфорации в отдельные группы 4, 5, 6, близкие по проницаемости. При перфорации этих групп между ними оставляют 1-2 м неперфорированного пространства 8 в эксколонне 1 для надежной пакеровки пакерными устройствами при производстве дальнейших ГРП и СКО. В первую очередь группа низкопроницаемых 4, а затем группа среднепроницаемых 5 нефтяных слоев подвергается ГРП обычным способом на воде с закачкой проппанта или кварцевого песка для закрепления трещин с применением пакерных устройств 8 снизу и сверху обрабатываемых групп нефтяных слоев. При применении проппанта для закрепления трещин концентрацию проппанта можно уменьшить до 2-х раз (до 250-300 кг/м 3), чем при обычном способе, а при использовании вместо проппанта отсортированных кварцевых песков их концентрацию можно оставить такой же, как при обычном способе. При хорошем качестве цемента за колонной вода при ГРП обычным способом не пробивает канал в высокопроницаемую группу слоев 6, а посредством создания системы трещин в низкопроницаемых и среднепроницаемых группах слоев увеличивает его проницаемость, создавая тем самым хорошие условия для СКО при небольших давлениях для самых низкопроницаемых групп слоев. После гидроразрыва низкопроницаемых и среднепроницаемых групп слоев, проводят соляно-кислотную обработку этих же групп нефтяных слоев, в той же последовательности, что и ГРП. Кислота,воздействуя на внутренние стенки трещин карбонатного коллектора, не позволяет трещине смыкаться в процессе разработки при выносе проппанта. Такой механизм разъедания соляной кислотой внутренней поверхности трещин позволяет применить вместо дорогостоящего 21893 проппанта обычный отсортированный кварцевый песок. СКО проводится обычным способом с использованием пакерных устройств. Высокопроницаемые группы нефтяных слоев не подвергают гидроразрыву, а СКО в них проводят в последнюю очередь (после низкопроницаемых и среднепроницаемых групп слоев) в случае необходимости. Таким образом, сущностью способа является создание благоприятных условий для проведения соляно-кислотной обработки слабопроницаемых(низкопроницаемые и среднепроницаемые) групп слоев, так как наибольший технологический эффект в карбонатных коллекторах достигается именно от соляно-кислотной обработки. Указанный способ можно успешно применить в газонагнетательных скважинах,при этом достигается экологический эффект - ликвидируется сжигание попутного газа на факелах. При применении способа к газонагнетательным скважинам не происходит быстрого прорыва газа по высокопроницаемому узкому интервалу (прорыв газа обычно происходит из-за значительной разности по вязкости вытесняемой нефти и вытесняющего агента - газа и вследствие высокой неоднородности по проницаемости пластов, а данный способ устраняет природную неоднородность слоев). Данный способ можно применить и на старых скважинах, для этого предварительно проводят изоляционные работы по улучшению качества цементажа за колонной, чтобы предотвратить сообщаемость обрабатываемых групп нефтяных слоев через заколонное пространство. Для надежности проведения ГРП требуемой группы нефтяного слоя предварительно обрабатывают интервалы для установки пакера. Дополнительный эффект от изобретения определяют в зависимости от стадии применения способа в скважинах сразу после ввода в эксплуатацию, через определенное время в процессе эксплуатации, в нагнетательной скважине или же в газонагнетательной скважине. Дополнительный эффект определяют при условии эксплуатации в одинаковых условиях, главным при этом является одинаковое забойное давление, которое обычно определяют в проекте разработки месторождения. Дополнительную добычу за период после использования способа на мало проработавшей перед использованием способа скважины, для которой определен коэффициент продуктивности пласта до и после осуществления способа,определяют по следующей формуле ф- фактическая добыча за период в тыс.тонн К 2 коэффициент продуктивности после реализации изобретения в т/сутМПа 1- коэффициент продуктивности до обработки в т/сутМПа Для скважины, которая достаточно долгое время была в эксплуатации, для которой четко установлен коэффициент снижения дебита скважины, графическим путем определяют расчетную добычу, если бы не использовался способ(строят график производительности скважины в полулогарифмических координатах по оси абсцисс- время, по оси ординат - логарифм добычи нефти за указанное время). Дополнительную добычу после использования способа определяют разницей между фактической добычей и графической с учетом корректировки на разницу депрессии в режимах работы после использования и до использования способа по следующей формуле гдескорректированная добыча, гграфически-расчетная добыча (разница между графической и фактической добычей), Р 1 депрессия после мероприятия, Р 2 - депрессия до мероприятия. Использование способа позволит вовлечь в активную разработку запасы нефти и газа,содержащиеся в низко- и среднепроницаемых слоях,увеличить текущий дебит скважин, повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения, достичь продолжительной стабильной добычи нефти. Этот способ позволит увеличить добычу нефти и газа на 50-80 и более . Это зависит от соотношения извлекаемых запасов, содержащихся в высокопроницаемых и слабопроницаемых нефтяных слоях. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ. Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с высокой послойной неоднородностью по проницаемости, включающий гидроразрыв пласта и кислотную обработку пластов,отличающийся тем, что вначале близкие по проницаемости нефтяные слои объединяют в отдельные группы слоев, при последующей перфорации этих слоев между группами оставляют 1-2 м неперфорированного интервала в эксколонне для надежной пакеровки, затем каждую группу слабопроницаемых(низкопроницаемые и среднепроницаемые) слоев подвергают обычному гидроразрыву на воде с проппантом или кварцевым песком, с использованием пакерных устройств с последующей соляно-кислотной обработкой этих же групп слоев с использованием пакерных устройств и в последнюю очередь в случае необходимости кислотной обработке подвергают высокопроницаемые группы слоев, в них гидроразрыв не проводят.