СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В ПОЗДНЕЙ СТАДИИ С НЕУСТОЙЧИВЫМИ ПОРОДАМИ ПОКРЫШКИ И НЕОДНОРОДНЫМ КОЛЛЕКТОРОМ
MULTI ZONE OIL RESERVOIR AT LATE STAGE WITH UNSTABLE COVER FORMATION AND NON-HOMOGENEOUS COLLECTOR DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором.
Известен способ разработки месторождений вязких и битумных нефтей, в частности, в пластах с малыми толщинами. Способ включает эксплуатацию месторождений с помощью горизонтальных скважин. Для предотвращения преждевременного прорыва вытесняющего агента и повышения нефтеотдачи пласта в добывающей скважине, проходящей в подошвенной части залежи, увеличивают глубину выхода ствола добывающей скважины из-под продуктивного пласта. Для создания своеобразного нефтяного затвора и для контроля за давлением в газовой подушке наружную обсадную колонну перфорируют в вертикальной части в районе кровли пласта. Причем глубина жидкостного затвора зависит от свойств нефти, ожидаемого дебита и пластового давления. Насосно-компрессорные трубы с насосом спускаются до нижней точки обсадной колонны. Нагнетательные скважины располагают параллельно добывающим, проводя горизонтальную часть в кровельной зоне пласта (патент РФ №2082875, МПК Е21В 43/00, опубл. 27.06.1997).
Известный способ позволяет отбирать основные запасы нефти из пластов с неоднородным коллектором и малыми толщинами, однако нефтеотдача остается на невысоком уровне вследствие неполного охвата объекта воздействием.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи в неоднородном коллекторе малой толщины, согласно которому осуществляют проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт, спуск колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатацию скважины как добывающей или нагнетательной. Согласно изобретению после выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту, колонну насосно-компрессорных труб выводят в продуктивный пласт, при эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной части, при эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта (патент РФ №2290498, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.12.2006).
Способ позволяет повысить вытеснение нефти за счет охвата выработкой недренируемых запасов в пределах участков с нерентабельной толщиной. Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения в результате того, что горизонтальные и субгоризонтальные стволы скважин бурят в одном из пластов по разрезу, причем малой толщины, подвергая консервации запасы других пластов продуктивной пачки, тем самым снижая нефтеизвлечение.
Технической задачей изобретения является повышение нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку остаточных недренируемых запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой.
Задача решается способом разработки многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором, включающим проводку, по крайней мере, одной скважины по разрезу продуктивной пачки до подошвы с последующим выходом в пласт, спуск колонны насосно-компрессорных труб в самую нижнюю точку ствола, эксплуатацию скважины. Новым является то, что проходят неустойчивые породы покрышки под углом, не превышающим предельный угол проходки без заваливания, ствол скважины обсаживают, перекрывая неустойчивые породы покрышки, до продуктивной пачки, проходят весь интервал неоднородных пород продуктивной пачки меньшим диаметром долота с набором угла до 90° к подошве пачки, проводят исследования на нефтенасыщенность, выбирают пласт с наибольшими остаточными запасами нефти и нефтенасыщенной толщиной, последующим набором угла входят в выбранный пласт, выходят на 90°, проходят по пласту субгоризонтально и/или горизонтально, по наиболее проницаемому прослою, не выходят из пласта, причем при наличии глинистых перемычек и/или водоносных прослоев расстояние от кровли продуктивной пачки выделенного пласта с остаточными запасами после проведения исследований на нефтенасыщенность обсаживают хвостовиком и вскрывают только нефтенасыщенные пласты, каждый в двух пласто-пересечениях, а эксплуатацию субгоризонтальной и/или горизонтальной части ствола в выделенном пласте ведут через открытый ствол или фильтр со спуском хвостовика насосно-компрессорных труб до нижней точки ствола скважины.
Сущность изобретения
При разработке многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором на практике пласты неравномерно выработаны. Довыработка остаточных запасов нефти в таких залежах представляет собой актуальную задачу. Достигаемая при разработке нефтеотдача существующими способами на многопластовой залежи нефти в поздней стадии разработки, обладающей высокой неоднородностью как по площади, так и по высоте пласта, остается на невысоком уровне. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором. Задача решается следующим образом.
При разработке многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивой породой покрышки и неоднородным коллектором осуществляют проводку, по крайней мере, одной скважины, проходят неустойчивые породы покрышки под углом, не превышающим предельный угол проходки без заваливания, обсаживают ствол скважины, перекрывая неустойчивые породы покрышки, до продуктивной пачки, проходят весь интервал неоднородных пород продуктивной пачки меньшим диаметром долота с набором угла до 90° к подошве пачки, проводят исследования на нефтенасыщенность, выбирают пласт с наибольшими остаточными запасами и нефтенасыщенной толщиной, последующим набором угла входят в выбранный пласт, выходят на 90°, проходят по пласту субгоризонтально и/или горизонтально по наиболее проницаемому прослою в нем, не выходят из пласта, ведя контроль по геолого-технологическим исследованиям (ГТИ), причем при наличии глинистых перемычек и/или водоносных прослоев расстояние от кровли продуктивной пачки выделенного пласта с остаточными запасами после проведения исследований на нефтенасыщенность обсаживают хвостовиком и вскрывают только нефтенасыщенные пласты каждый в двух пласто-пересечениях, а эксплуатацию субгоризонтальной и/или горизонтальной части ствола в выделенном пласте ведут через открытый ствол или фильтр со спуском хвостовика насосно-компрессорных труб до нижней точки ствола скважины.
Предельный угол проходки без заваливания определяется специальными исследованиями на керне и зависит от крепости породы покрышки.
При такой организации скважин удается решить задачу отбора нефти из продуктивной пачки пластов, имеющих неоднородность как по площади, так и по разрезу. По площади пласта горизонтальный участок скважины проводят в зоне с остаточными запасами нефти, обеспечивая охват пласта воздействием по площади. По толщине пласта горизонтальный участок скважины проводят по пачке в целом и по выбранному в ее разрезе пласту с наибольшими остаточными запасами нефти и толщиной, обеспечивая максимально возможно охват пачки и пласта воздействием по толщине.
Проницаемость по толщине может меняться на порядок за счет глинистости прикровельной и приподошвенной части пласта. Поэтому размещение скважины в пласте производится в самом проницаемом прослое, и, используя фильтрационную неоднородность, создают посредством такой скважины дифференциацию давления по пропласткам и их сообщение, способствуя повышению гидродинамической связи между слабопроницаемыми и высокопроницаемым пропластком по толщине и наилучшей выработке запасов из всех пропластков.
Как правило, пласты наибольшей толщины располагаются между другими пластами, пригодными к разработке. В этом случае при наличии в них остаточных запасов поздней стадии разработки залежи возможна перфорация существующих на залежи скважин в интервале их залегания и воздействие на них через существующий фонд скважин.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Многопластовую залежь, представленную неоднородным коллектором, разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют обустройство. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в продуктивные рентабельные пласты и отбирают пластовую жидкость через добывающие скважины. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления. Используя полученную информацию по вновь пробуренным скважинам или по пробуренному фонду на объекты эксплуатации, уточняют геологическое строение залежи, распространение коллектора по площади и разрезу залежи, изменение его фильтрационно-емкостных свойств. Строят карты эффективно-нефтенасыщенных толщин, определяют запасы нефти, дополнительно проводят моделирование процесса разработки залежи. С учетом текущих условий разработки оконтуривают в нефтяной зоне участки недренируемых остаточных запасов нефти в пластах с различной нефтенасыщенной толщиной. Бурят горизонтальные и/или субгоризонтальные (возможно, разветвленные скважины) так, чтобы их забои заменяли два или более проектных забоев и максимально были приближены к утвержденной плотности сетки. При бурении скважины проходят неустойчивые породы покрышки под углом, не превышающим предельный угол проходки без заваливания, обсаживают ствол скважины, перекрывая неустойчивые породы покрышки, до продуктивной пачки, проходят весь интервал неоднородных пород продуктивной пачки меньшим диаметром долота с набором угла до 90° к подошве, проводят исследования на нефтенасыщенность, выбирают пласт с наибольшими остаточными запасами и толщиной, последующим набором угла входят в выбранный пласт, выходят на 90°, проходят по пласту субгоризонтально и/или горизонтально по наиболее проницаемому прослою в нем, не выходят из пласта, ведя контроль за скоростью бурения и газопоказаниями по геолого-технологическим исследованиям (ГТИ), причем при наличии глинистых перемычек и/или водоносных прослоев расстояние от кровли продуктивной пачки выделенного пласта с остаточными запасами после проведения исследований на нефтенасыщенность обсаживают хвостовиком и вскрывают только нефтенасыщенные пласты, каждый в двух пласто-пересечениях, а эксплуатацию субгоризонтальной и/или горизонтальной части ствола в выбранном пласте ведут через открытый ствол или фильтр со спуском хвостовика насосно-компрессорных труб до нижней точки ствола скважины.
При этом фильтрационная поверхность скважины в пачке и пласте увеличивается кратно, позволяя ввести в разработку недренируемые запасы, увеличить коэффициент охвата их выработкой и повысить нефтеизвлечение. В зависимости от сцементированности или крепости породы, слагающей выбранный пласт, в ствол спускают извлекаемый хвостовик с фильтром или оставляют его открытым, обеспечивая воздействие по всему профилю пласта. В случае падения пластового давления более 0,2-0,3 МПа в год осваивают под закачку нагнетательные скважины из ранее пробуренного фонда. В случае обводнения скважины до 98% переводят ее под нагнетание.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1
2
3
3
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1820 м, пластовая температура 28°С, пластовое давление 17,6 МПа, пористость 16-26%, проницаемость 0,414 мкм, нефтенасыщенность 84%, вязкость нефти 7 мПа·с, плотность нефти 889 кг/м, плотность пластовой воды 1182 кг/м. Залежь разрабатывают в течение 9 лет.
Анализируют участок залежи (фиг.1) в отложениях пашийского горизонта, где 1 - вертикаль, 2 - насосно-компрессорные трубы, 3 - эксплуатирующая колонна, 4 - башмак, 5 - хвостовик, 6 - вскрытый интервал. Участок разбурен редкой сеткой скважин, существует обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу пластовой жидкости через добывающие скважины. Осуществляют замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления. По анализу пробуренного фонда определяют степень выработанности запасов, определяют по пластам остаточные нефтенасыщенные толщины, строят карты остаточных нефтенасыщенных толщин, разделяют нефтяные, водонефтяные и заводняемые зоны, оконтуривают участки с остаточными запасами нефти и размещают горизонтальные скважины в пласте с наибольшими остаточными запасами нефти и остаточной нефтенасыщенной толщиной. Нижний пласт Д1б3 заводнен. Пласт Д1б2 малой толщины не выработан. Пласт Д1а не выработан.
2
3
3
2
2
2
Выбранный пласт имеет следующие характеристики: глубина 1820 м, толщина 3,4 м, пластовая температура 28°С, пластовое давление 17,6 МПа, пористость 16-26%, проницаемость 0,414 мкм, нефтенасыщенность 84%, вязкость нефти 7 мПа·с, плотность нефти 889 кг/м, плотность пластовой воды 1182 кг/м, по подошве: пористость 18%, проницаемость 0,092 мкм, по кровле: пористость 16%, проницаемость 0,108 мкм, по срединной части: пористость 27%, проницаемость 0,583 мкм.
Бурят одну горизонтальную добывающую скважину в выбранный пласт. Размещают ствол горизонтальной добывающей скважины в выделенной зоне так, чтобы он обеспечил дренирование невыработанной зоны по объекту, но не более расстояния утвержденной по системе разработки проектной сетки скважин. Подсчитывают запасы нефти в пределах зоны дренирования горизонтальной скважины - 214,5 тыс. т геологических и 85,8 тыс. т извлекаемых запасов. Проводят исследования на керне по определению крепости пород покрышки, определяют предельный угол проходки без заваливания (предельный угол проходки без заваливания равен 64°). Бурят горизонтальную скважину долотом диаметром 215,9 мм, проходят неустойчивые породы покрышки под углом 60°, не превышающим предельный угол проходки без заваливания, обсаживают ствол скважины, перекрывая неустойчивые породы покрышки, до продуктивной пачки. Спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм, установив ее башмак в кровельной части продуктивной пачки, проходят всю продуктивную пачку долотом меньшего диаметра 144 мм с набором угла до 90° к подошве, проводят исследования, нижний пласт Д1б3 частично заводнен, пласт Д1б2 малой толщины не выработан, пласт Д1б1 замещен (на фиг.1 не показано), пласт Д1а наибольшей толщины не выработан, с наибольшими остаточными извлекаемыми запасами 73,8 тыс. т и толщиной 3,4 м, последующим набором угла входят в выбранный пласт, определяют гипсометрию его подошвы, выходят на 90°, проходят по пласту горизонтально 170 м по наиболее проницаемому прослою в нем, не выходят из пласта, ведя контроль по геолого-технологическим исследованиям (ГТИ). В разрезе продуктивной пачки по геофизическим исследованиям (исследованиям на нефтенасыщенсть) определено наличие глинистых перемычек. Расстояние от кровли продуктивной пачки до выделенного пласта с наибольшими остаточными запасами обсаживают хвостовиком 114 мм. Вскрывают выделенный по исследованиям нефтенасыщенный пласт Д1б2 меньшей толщины в двух пласто-пересечениях. Горизонтальный ствол оставляют в пределах пласта открытым, так как песчаник хорошо сцементирован. Хвостовик насосно-компрессорных труб спускают до самой нижней точки скважины, определенной по данным инклинометра, осваивают скважину. Пускают скважину в эксплуатацию. Дебит нефти скважины в 2,4 раза выше, чем у окружающих скважин, вскрывших коллектор такой же толщины, и составляет 18,5 т/сут безводной нефти. По расчету за 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 64,4 тыс. т нефти и 3,5 тыс. т воды. Обводнения не наблюдается. Всю добытую нефть можно отнести к дополнительной добыче, так как при существующей системе разработки запасы в межскважинном пространстве могли остаться невыработанными.
Выявлен невыработанный участок межскважинного пространства, выделены незаводненные пласты, обеспечено их дренирование. Нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому участку по предлагаемому способу составляет 34,9%. При себестоимости добычи нефти 5,3 тыс. руб. за тонну и цене нефти 10,5 тыс. руб. за тонну экономия при реализации на внутреннем рынке составит:
Э=ΔQн·(Ц-С)=64,4·5,2=334,9 млн руб.,
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т,
Ц - цена нефти, тыс. руб./т,
С - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./т, т.е. по предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 6,4 тыс. т дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 33,5 млн руб.
К концу 37 года эксплуатации продукция скважины обводнилась до 98%, пластовое давление в залежи несмотря на ввод в действие двух нагнетательных скважин продолжало падать и горизонтальную скважину освоили под нагнетание.
Пример 2
2
3
3
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1820 м, пластовая температура 28°С, пластовое давление 17,6 МПа, пористость 16-26%, проницаемость 0,414 мкм, нефтенасыщенность 84%, вязкость нефти 7 мПа·с, плотность нефти 889 кг/м, плотность пластовой воды 1182 кг/м. Залежь разрабатывают в течение 8 лет.
Анализируют участок залежи (фиг.2) в отложениях пашийского горизонта, где 1 - вертикаль, 2 - насосно-компрессорные трубы, 3- эксплуатирующая колонна, 4 - башмак, 5 - хвостовик, 6 - вскрытый интервал. Участок разбурен редкой сеткой скважин, существует обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу пластовой жидкости через добывающие скважины. Осуществляют замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления. По анализу пробуренного фонда определяют степень выработанности запасов, определяют по пластам остаточные нефтенасыщенные толщины, строят карты остаточных нефтенасыщенных толщин, разделяют нефтяные, водонефтяные и заводняемые зоны, оконтуривают участки с остаточными запасами нефти и размещают горизонтальные скважины в пласте с наибольшими остаточными запасами нефти и остаточной нефтенасыщенной толщиной. Нижний пласт Д1б3 заводнен. Пласт Д1б2 малой толщины не выработан. Пласт Д1а не выработан.
Бурят одну горизонтальную добывающую скважину в выбранный пласт. Подсчитывают запасы нефти в пределах зоны дренирования горизонтальной скважины - 217,5 тыс. т геологических и 87 тыс. т извлекаемых запасов. Проводят исследования на керне по определению крепости пород покрышки, определяют предельный угол проходки без заваливания (предельный угол проходки без заваливания равен 62°). Бурят горизонтальную скважину долотом диаметром 215,9 мм, проходят неустойчивые породы покрышки под углом 60°, не превышающим предельный угол проходки без заваливания, обсаживают ствол скважины, перекрывая неустойчивые породы покрышки, до продуктивной пачки. Спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм, установив ее башмак в кровельной части продуктивной пачки, проходят всю продуктивную пачку долотом меньшего диаметра 144 мм с набором угла до 90° к подошве, проводят исследования, нижний пласт Д1б3 частично заводнен, пласт Д1б2 малой толщины не выработан, пласт Д1б1 замещен (на фиг.2 не показано), пласт Д1а наибольшей толщины не выработан, с наибольшими остаточными извлекаемыми запасами 74,3 тыс. т и толщиной 3,7 м, последующим набором угла входят в выбранный пласт, определяют гипсометрию его подошвы, выходят на 90°, проходят по пласту субгоризонтально 172 м по наиболее проницаемому прослою в нем, не выходят из пласта, ведя контроль по геолого-технологическим исследованиям (ГТИ). В разрезе продуктивной пачки по геофизическим исследованиям на нефтенасыщенность определено наличие глинистых перемычек и водоносных прослоев. Расстояние от кровли продуктивной пачки до выделенного пласта с наибольшими остаточными запасами обсаживают хвостовиком 114 мм. Вскрывают выделенные ниже по исследованиям нефтенасыщенные пропластки меньшей толщины в двух пласто-пересечениях. Субгоризонтальный ствол оставляют в пределах пласта открытым, так как песчаник хорошо сцементирован. Хвостовик насосно-компрессорных труб спускают до самой нижней точки скважины, определенной по данным инклинометра, осваивают скважину. Пускают скважину в эксплуатацию.
Пример 3
Разрабатывают нефтяную залежь. Анализируют участок залежи (фиг.3) в отложениях пашийского горизонта, где 1 - вертикаль, 2 - насосно-компрессорные трубы, 3 - эксплуатирующая колонна, 4 - башмак, 5 - хвостовик, 6 - вскрытый интервал. Участок разбурен редкой сеткой скважин, существует обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу пластовой жидкости через добывающие скважины. Осуществляют замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления. Строят карты остаточных нефтенасыщенных толщин, разделяют нефтяные, водонефтяные и заводняемые зоны, оконтуривают участки с остаточными запасами нефти и размещают горизонтальные скважины в пласте с наибольшими остаточными запасами нефти и остаточной нефтенасыщенной толщиной. Нижний пласт Д1б3 заводнен. Пласт Д1б2 малой толщины не выработан. Пласт Д1а не выработан.
Бурят одну добывающую скважину с двумя забоями в выбранный пласт. Подсчитывают запасы нефти в пределах зоны дренирования горизонтальной скважины - 224,5 тыс. т геологических и 89,8 тыс. т извлекаемых запасов. Проводят исследования на керне по определению крепости пород покрышки, определяют предельный угол проходки без заваливания (предельный угол проходки без заваливания равен 62°). Бурят горизонтальную скважину долотом диаметром 215,9 мм, проходят неустойчивые породы покрышки под углом 60°, не превышающим предельный угол проходки без заваливания, обсаживают ствол скважины, перекрывая неустойчивые породы покрышки, до продуктивной пачки. Спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм, установив ее башмак в кровельной части продуктивной пачки, проходят всю продуктивную пачку долотом меньшего диаметра 144 мм с набором угла до 90° к подошве, проводят исследования, нижний пласт Д1б3 частично заводнен, пласт Д1б2 малой толщины не выработан, пласт Д1б1 замещен (на фиг.3 не показано), пласт Д1а наибольшей толщины не выработан, с наибольшими остаточными извлекаемыми запасами 80,8 тыс. т и толщиной 4,7 м, последующим набором угла входят в выбранный пласт, определяют гипсометрию его подошвы, выходят на 90°, проходят по пласту горизонтально 170 м по наиболее проницаемому прослою в нем, не выходят из пласта, ведя контроль по геолого-технологическим исследованиям (ГТИ) в метре от точки входа в продуктивный пласт зарезаются и бурят второй ствол субгоризонтально долотом 102 мм, 150 м ствола. В разрезе продуктивной пачки по геофизическим исследованиям на нефтенасыщенсть определено наличие водоносных прослоев. Расстояние от кровли продуктивной пачки до выделенного пласта с наибольшими остаточными запасами обсаживают хвостовиком 114 мм. Вскрывают выделенный по исследованиям нефтенасыщенный пласт Д1б2 меньшей толщины в двух пласто-пересечениях. Горизонтальный и субгоризонтальный стволы оставляют в пределах пласта открытыми, так как песчаник хорошо сцементирован. Хвостовик насосно-компрессорных труб спускают до самой нижней точки скважины, определенной по данным инклинометра, осваивают скважину. Пускают скважину в эксплуатацию.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу в многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором.