СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В СЛОИСТЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
METHOD TO DEVELOP OIL ACCUMULATION IN LAMINAR CARBONATE RESERVOIRS

Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяных залежей разветвленными горизонтальными скважинами, в частности тонких карбонатных пластов-коллекторов толщиной не менее двух метров, и может быть использован как в начальной, так и в заключительной стадии их разработки.
Известен способ разработки нефтяной залежи путем бурения горизонтальных стволов из вертикальных или наклонно направленных стволов добывающих скважин в продуктивном пласте. Из обсаженной скважины бурят два открытых горизонтальных ствола, расположенных в вертикальной плоскости, один над другим, причем нижний открытый горизонтальный ствол бурят в пропластке с большей проницаемостью, а верхний - с меньшей проницаемостью с последующей соляно-кислотной обработкой (СКО) призабойных зон (патент RU 2181430, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.04.2002 г.).
Недостатком этого способа является то, что для бурения таких скважин необходимо иметь большую общую нефтенасыщенную толщину для проводки двух стволов, позволяющую провести нижний ствол на расстоянии не менее чем в 10 метрах от поверхности водонефтяного контакта (ВНК). Способ применяется только для разработки залежей массивно-слоистого типа.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки залежей нефти в слоистых карбонатных коллекторах (патент RU 2305758, МПК Е21В 43/14, опубл. 10.09.2007 г., бюл. №25). Способ включает выделение совпадающих в плане верхней пластовой залежи в карбонатных коллекторах с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м и нижней массивной залежи с общими нефтенасыщенными толщинами более 15 м, между выделенными залежами устанавливают профильный перекрыватель, спускают обсадную колонну до кровли нижней залежи с фильтром в продуктивной части верхней залежи, цементируют затрубное пространство, вскрывают верхний продуктивный интервал, спускают два лифта, бурят вертикальные и/или наклонно направленные или разветвленные горизонтальные нагнетательные скважины в соответствии с проектной сеткой.
Размещают горизонтальные стволы нагнетательных скважин параллельно плоскости горизонтальных стволов добывающих скважин. При наличии санитарно-защитных зон и нефтенасыщенных толщин пласта-коллектора верхней пластовой залежи более 5 м предусматривают бурение многозабойной горизонтальной скважины. Закачку рабочего агента осуществляют циклически в верхнюю и нижнюю залежи при их одновременно-раздельной эксплуатации.
Недостатком способа является то, что в условиях неоднородного многопластового месторождения при совпадении в плане нескольких тонких пластов-коллекторов часть из них остается невыработанной. Это ведет к снижению эффективности разработки месторождения.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки залежей нефти в слоистых карбонатных коллекторах, увеличение охвата выработкой запасов нефти и нефтеизвлечения, снижение затрат на строительство скважин за счет одновременной выработки запасов нефти из двух и более тонких карбонатных пластов-коллекторов толщиной не менее двух метров. Разработка малопродуктивных пластов, являющихся, в основном, объектами возврата, вертикальными или наклонно направленными скважинами часто экономически нерентабельна.
Техническая задача решается способом разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах, включающим размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину.
Новым является то, что выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый, затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем стволы проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин, а длина стволов обратно пропорциональна их проницаемости.
Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду технической библиотеки института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым объектом. При этом отличительные признаки заявляемого технического решения являются существенными, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию «новизна» и «изобретательский уровень».
На фиг.1 представлен разрез тонких слоистых карбонатных нефтенасыщенных пластов-коллекторов с размещенной разветвленной горизонтальной скважиной. На фиг.2 представлена схема размещения скважин на залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.
Пластовую залежь (1 фиг.1, 2) в слоистых карбонатных коллекторах разбуривают вертикальными скважинами по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи, строят структурные карты, карты эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят лабораторные исследования керна, определяют проницаемость, пористость пласта, распространение нефтенасыщенных толщин пласта по площади залежи. Выделяют тонкие карбонатные пласты-коллекторы, совпадающие в плане, расположенные в непосредственной близости друг от друга, разделенные глинистыми прослоями-перемычками. Уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи. Выбирают участки, в пределах которых можно выделить не менее двух пластов-коллекторов с предельно допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее двух метров каждый (2, 3 фиг.1). Проводят гидродинамические исследования с обязательным определением пластового давления и осуществляют моделирование процесса разработки.
Затем бурят, по крайней мере, одну разветвленную горизонтальную добывающую скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов (4 фиг.1, 2). Из вертикального ствола бурят не менее двух горизонтальных стволов (5, 6 фиг.1, 2), размещенных в одной или нескольких вертикальных плоскостях. Размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем направление траектории каждого горизонтального ствола зависит от распространения нефтенасыщенной толщины каждого пласта-коллектора по площади, а длина стволов обратно пропорциональна их проницаемости.
Выбор количества горизонтальных стволов зависит от геологического строения залежи, наличия тонких карбонатных пластов-коллекторов и их емкостно-фильтрационных свойств.
Глинистые прослои-перемычки между пластами-коллекторами перекрываются профильным перекрывателем (7 фиг.1). В процессе бурения разветвленной горизонтальной скважины корректируют траекторию прохождения горизонтальных стволов по пластам-коллекторам.
Скважину осваивают и пускают в эксплуатацию. Затем осваивают под нагнетание дополнительные скважины из числа ранее пробуренных скважин (8 и 9 фиг.1, 2) и пускают в эксплуатацию добывающие вертикальные скважины (10-16 фиг.2). Количество нагнетательных скважин должно соответствовать количеству горизонтальных стволов разветвленной добывающей скважины.
Скважины (8 и 9 фиг.1, 2) выбирают на расстоянии шага проектной сетки от горизональных стволов разветвленной добывающей скважины, причем поток закачиваемой жидкости от нагнетательной скважины (8 фиг.2) должен быть направлен перпендикулярно горизонтальному стволу разветвленной добывающей скважины (6 фиг.1) в нижнем пласте. Поток закачиваемой жидкости от нагнетательной скважины (9 фиг.2) должен быть направлен перпендикулярно горизонтальному стволу разветвленной добывающей скважины (5 фиг.1) в верхнем пласте. Это способствует более длительному безводному периоду работы скважины. Затем производят отбор нефти из разветвленной горизонтальной добывающей скважины с последующим замером дебитов нефти, воды, пластового давления.
Создание системы поддержания пластового давления позволит более равномерно вытеснять нефть из пластов-коллекторов.
В пластах-коллекторах значительная длина горизонтальных стволов скважины увеличивает фильтрационную поверхность, необходимую для поступления добываемой продукции в скважину, площадь которой на порядок больше фильтрационной поверхности забоя вертикальной скважины. Повышается степень сообщаемости ствола скважины с пластом, вероятность более совершенного вскрытия пласта скважиной. При небольших депрессиях увеличиваются дебиты нефти добывающих скважин. Снижение депрессии на пласт-коллектор способствует снижению добычи попутной воды и повышению нефтеизвлечения. Повышение охвата выработкой запасов нефти карбонатных коллекторов в пластовых залежах способствует значительному увеличению дебитов нефти добывающих скважин.
Пример конкретного выполнения
Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для залежей верейского горизонта. Участок разбурили добывающими и нагнетательными скважинами по редкой сетке, осуществили их обустройство.
На залежи нефти (1 фиг.1, 2) выделили участок с двумя пластами-коллекторами, эффективные нефтенасыщенные толщины пластов равны в среднем 2,5 и 4,2 м каждый. Пласты-коллекторы расположены в непосредственной близости по разрезу (2, 3 фиг.1). Между собой они разделены глинистым прослоем толщиной 4,1 м. Раздельная эксплуатация пластов нерентабельна.
2
2
Увеличение эффективных нефтенасыщенных толщин в верхнем пласте (2 фиг.1) до 3,5 м прослеживается в юго-восточном направлении от устья разветвленной горизонтальной скважины, а в нижнем пласте (3 фиг.1) до 5,3 м - в восточном направлении. Проницаемость пород-коллекторов в нижнем пласте на рассматриваемом участке залежи составляет 0,122 мкм, в верхнем пласте проницаемость пород-коллекторов значительно ниже и равна 0,85 мкм. С учетом полученных данных горизонтальный ствол (5 фиг.1, 2) разветвленной горизонтальной скважины в верхнем пласте проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин к юго-востоку от устья разветвленной горизонтальной скважины длиной, равной 200 м. Горизонтальный ствол (6 фиг.1, 2) разветвленной скважины в нижнем пласте проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин к востоку от устья разветвленной горизонтальной скважины длиной, равной 290 м.
Пробурили разветвленную горизонтальную добывающую скважину (4 фиг.1, 2), освоили и пустили в эксплуатацию. Глинистые прослои-перемычки между пластами-коллекторами перекрыли профильным перекрывателем (7 фиг.1). Освоили под закачку вертикальные скважины (8 и 9 фиг.1, 2) с целью поддержания пластового давления в верхнем и нижнем пластах-коллекторах. Нагнетательные скважины (8 и 9 фиг.1, 2) расположены от горизонтальных стволов разветвленной горизонтальной скважины на расстоянии шага проектной сетки, причем поток закачиваемой жидкости от нагнетательной скважины (8 фиг.1, 2) направляют перпендикулярно горизонтальному стволу (6 фиг.1, 2) разветвленной добывающей скважины в нижнем пласте. Поток закачиваемой жидкости от нагнетательной скважины (9 фиг.1, 2) направляют перпендикулярно горизонтальному стволу (5 фиг.1, 2) разветвленной добывающей скважины в верхнем пласте. Это способствует более длительному безводному периоду работы скважины. Произвели отбор нефти из разветвленной горизонтальной добывающей скважины. Произвели замеры дебитов нефти, воды, пластового давления.
В результате эксплуатации разветвленной добывающей горизонтальной скважины (4 фиг.1, 2) был превышен прогнозный дебит нефти обычной горизонтальной скважины, увеличен срок эксплуатации, получена дополнительная добыча нефти за счет одновременной эксплуатации двух пластов на 75% и, соответственно, увеличен экономический эффект. Эффективность эксплуатации разветвленных горизонтальных скважин повышается в результате применения закачки жидкости в нагнетательные скважины.
Для предлагаемого способа при проектных длинах стволов, подтверждении прогнозных нефтенасыщенных толщин и коллекторских свойств для разветвленной горизонтальной скважины суммарный потенциальный дебит нефти составил 10 т/сут. По сравнению с горизонтальными скважинами фактический дебит нефти увеличивается в среднем в 1,75 раза.
Предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеизвлечения, расширение функциональных возможностей и области применения при различных условиях разработки залежей, выработку запасов нефти в тонких слоистых карбонатных пластах, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости по разрезу друг от друга, разделенных глинистым прослоем. Предлагаемый способ позволяет не подвергать длительной консервации залежи нефти.