Спосіб обробки продуктивного пласта

1. Спосіб обробки продуктивного пласта, що включає в себе створення високопроникного каналу, який відрізняється тим, що високопроникний канал у продуктивному пласті виконують шляхом буріння стовбура вздовж напластування у прошарку, який раніше не був охоплений експлуатацією. 2. Спосіб обробки продуктивного пласта за п.1, який відрізняється тим, що перед бурінням стовбура вздовж напластування, забурюють вертикальний стовбур і за даними геофізичних і промислових досліджень свердловини та лабораторних досліджень кернового матеріалу, отриманого в процесі буріння вертикального стовбура, визначають прошарок, який раніше не був охоплений експлуатацією Запропонований винахід відноситься до гірничої справи, зокрема, до способів створення у пласті високопроникних каналів. Відомий спосіб гідравлічного розриву пласта шляхом нагнітання у пласт рідини розриву, зокрема, води, та утворення тріщини з наступним її закріпленням заповнюючим агентом, наприклад, кварцевим піском [1]. Недоліком цього способу є те, що утворюється лише одна тріщина, розташування якої по товщині пласта не піддається плануванню, що не дає змоги охопити розробкою низькопроникні прошарки продуктивного пласта. Найбільш близьким до запропонованого є спосіб обробки продуктивного пласта шляхом створення високопроникного каналу за рахунок поінтервального гідравлічного розриву, який вбирає у себе послідовну перфорацію наміченого продуктивного пласта в інтервалі прошарка раніше неохопленого розробкою та нагнітання у пласт рідини розриву із наступним закріпленням утвореної тріщини заповнюючим агентом [2]. Недоліком прототипу є те, що в процесі перфорації відбувається порушення цементного каменю у заколонному просторі, а це, у свою чергу, призводить до різкого зниження ефекту від проведення всієї технологічної операції за рахунок фор мування тріщини розриву не у закальматованому прошарку, а по заколонному простору. Задачею винаходу є створення способу обробки продуктивного пласта, який дозволить підвищити його ефективність за рахунок запобігання неконтрольованого формування високопроникного канала у непродуктивній частині розрізу в процесі його реалізації. Для цього, спосіб обробки продуктивного пласта, який вбирає в себе створення високопроникного каналу, передбачає створення високопроникного каналу у продуктивному пласті шляхом буріння стовбура вздовш напластування у прошарку, який раніше не був охоплений експлуатацією, а перед бурінням стовбура вздовш напластування, забурюють вертикальний стовбур і за даними геофізичних і промислових досліджень свердловини та лабораторних досліджень кернового матеріалу отриманого в процесі буріння вертикального стовбура, визначають прошарок, який раніше не був охоплений експлуатацією. Порівняльний аналіз запропонованого рішення з прототипом показує, що запропонований спосіб відрізняється від відомого тим, що високопроникний канал у продуктивному пласті виконують шляхом буріння стовбура вздовш напластування у прошарку, який раніше не був охоплений експлуа 5 41577 тацією, а перед бурінням стовбура вздовш напластування, забурюють вертикальний стовбур і за даними геофізичних і промислових досліджень свердловини та лабораторних досліджень кернового матеріалу отриманого в процесі буріння вертикального стовбура, визначають прошарок, який раніше не був охоплений експлуатацією. Отже, запропоноване рішення відповідає критеріям винаходу "новизна" та "суттєві відмінності". Спосіб здійснюється наступним чином. Забурюють свердловину з вертикальним стовбуром, який розкриває увесь продуктивний розріз. За даними геофізичних і промислових досліджень свердловини та лабораторних досліджень кернового матеріалу отриманого в процесі буріння вертикального стовбура визначають прошарок, який раніше не був охоплений експлуатацією. Після цього, із вертикальної свердловини, забу-рюють стовбур вздовш напластування у прошарку, який раніше не був охоплений експлуатацією. Після буріння додаткового стовбура, який утворює високопроникний канал у прошарку, освоюють свердловину та пускають її в експлуатацію. Для підтвердження підвищення ефективності запропонованого способу за рахунок запобігання неконтрольованого формування високопроникного канала у непродуктивній частині розрізу в процесі його реалізації були проведені лабораторні дослідження. Дослідження проводились на лабораторній установці (Малицкий Е.А., Светлицкий В.М., Фещук О.В. A.C.I 025880 (СССР). Установка для изучения процессов, происходящих в призабойных зонах пластов нефтяных и газовых скважин. Опубл. в Б.И., 1983, №24) та полягали у наступному. У кернотримач установки вміщували взірець породи, яку відібрали з досліджуваного пласта, та який мав декілька прошарків різного ступеня нафто- та водонасичення. Створювали гірський тиск, ідентичний гірському тиску у реальному пласті, і визначали залишкову нафтонасиченність. Далі проводили моделювання створення високопроникного каналу за запропонованим способом та, окремо, гідравлічного розриву моделі пласта за допомогою послідовної прокачки рідини розриву (воДа) та закріплюючого матеріала у рідині носії. За визначи-ними величинами додатково отриманої нафти із моделі пласта до та після проведення експериментальних досліджень оцінювали ефективність запропонованого способу у порівнянні до способу прототипу. Всі експериментальні дослідження проводили при постійному перепаді тиску, який дорівнював 0,5 МПа. За час експерименту че3 рез модель пласта прокачували 100 см витісняючого агенту (води). Результати експериментів наведені в таблиці 1. Як видно з таблиці 1, найбільше підвищення витіснення нафти у моделі пласта відбувається при реалізації запропонованого способа. Зростання коефіцієнт витіснення нафти за запропонованим способом понад ніж у 24 рази більше ніж за способом-прототипом. Приклад виконання способу: Свердловина глибиною 2913 м розкриває продуктивний пласт в інтервалі 2704-2877 м. Діаметр експлуатаційної колони 146 мм. Дебіт свердловини до проведення процесу складав 3,0 тонни нафти та 10,0 тонн води на добу. Після буріння свердловини, за отриманими результатами геофізичних і промислових досліджень свердловини та лабораторних досліджень кернового матеріалу отриманого в процесі буріння вертикального стовбура, в інтервалі 2833 м забурили стовбур вздовш напластування у прошарку, який раніше не був охоплений експлуатацією та просліжувався у розрізі вертикальної свердловини в інтервалі 2891-2902 м довжиною 300 м. Після буріння додаткового стовбура освоїли свердловину та пустили її в роботу. Порівняльні дані, що свідчать про перевагу запропонованого способу у порівнянні з базовим, наведено у таблиці 2. Як можна побачити з результатів промислових випробувань, приріст дебіту свердловини у якій виконали процес інтенсифікації за запропонованим способом у 13 разів вище ніж при виконанні процесу гідророзриву за способом-прототипом. Таким чином, застосування запропонованого способу дозволить підвищити ефективність проведення заходів з інтенсифікації видобутку нафти і газу у порівнянні з відомими способами за рахунок запобігання неконтрольо-ваного формування високопроникного канала у непродуктивній частині розрізу в процесі його реалізації. А це, у свою чергу, дозволить підвищити продуктивність свердловин. Джерела інформації: 1. Довідник з нафтогазової справи / За заг. ред. Докторів технічних наук B.C. Бойко, P.M. Кіндрата, Р.С. Яремійчука. - К.: Львів, 1996. - С. 441-444 (аналог) 2. Справочная книга по добыче нефти /Под ред. Дра техн. наук Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974. - С. 451 - 453 (прототип) Таблиця 1 Об'ємна швидкість фільтрації, см3/хв №п/п до проведення процесу 1 2 3 4 5 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 після проведення процесу 0,51 0,46 0,50 0,55 0,42 Проникність, мкм 2 Коефіцієнт витіснення нафти, % після ДО ДО проведення проведення проведення процесу процесу процесу За способом прототипом 0,01 0,102 11,2 0,01 0,092 11,1 0,01 0,100 11,0 0,01 0,110 11,3 0,084 0,01 11,2 після проведення процесу 13,1 13,2 13,1 13,4 13,2 41577 6 7 8 9 10 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 1 2 3 4 5 6 7 8 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 9 10 0,47 0,51 0,49 0,48 0,50 1,51 1,53 1,54 1,52 1,50 1,51 1,54 1,51 1,53 1,52 0,01 0,094 11,2 0,01 0,102 11,1 0,01 0,098 11,2 0,01 11,0 0,096 0,01 0,100 11,2 За запропонованим способом 0,01 0,302 11,0 0,01 11,1 0,306 0,01 0,308 11,3 0,304 11,1 L0,01 11,2 0,01 0,300 0,01 0,302 11,0 11,2 0,01 0,308 11,1 0,01 0,302 11,3 0,01 0,306 0,304 11,1 0,01 Таблиця 1 (продовження) 13,3 13,1 13,2 13,4 13,0 58,4 59,3 63,2 62,9 61,3 59,7 62,4 61,7 63,1 60,8 Таблиця 2 Спосіб Показник Прототип Дебіт нафти, тонн/добу - до проведення процесу - після проведення процесу Дебіт води, тонн/добу - до проведення процесу - після проведення процесу Запропонований 3,0 7,8 3,0 67,0 10,0 55,0 10,0 0,0 ДП "Український інститут промислової власності "(Укрпатент) Україна, 04119, Київ-119, вул. сім'ї Хохлових, 15 (044) 456-20-90