Способ разработки низкопроницаемой залежи нефти
METHOD FOR DEVELOPING LOW PERMEABILITY OIL FIELD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами.
Известен способ кустового разбуривания нефтяной залежи на основе горизонтальных и вертикальных скважин (см. Ерохин В.П., Щавелев Н.Л., Наумов В.И., Фадеев Е.А. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, №9, 1997, стр.32-35). Согласно этому способу разбуривание нефтяной залежи осуществляют по площадной схеме, добывающие скважины сооружают с горизонтальными стволами, а нагнетательные - с вертикальными стволами. При этом кусты скважин размещают в местах расположения нагнетательных скважин.
Недостатком способа является то, что плотность сетки скважин мало отличается от вариантов с вертикальными скважинами, потребное число скважин оказывается значительным. Количество кустовых площадок равняется количеству нагнетательных скважин, то есть число таких площадок велико. Следовательно, значительны затраты на их сооружение, а также на соответствующую инфраструктуру. Поэтому значительны и воздействия на окружающую среду.
Также известен способ разработки нефтяной залежи многозабойными скважинами (патент RU № 2330156, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.07.2008 в бюл. 21), включающий бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м. Добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах. Угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°. Количество N ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. Общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс. т.
Недостатками данной технологии являются высокие риски быстрого обводнения горизонтальных скважин по более проницаемым пропласткам и потери извлекаемых запасов, затраты на бурение наклонно-направленных скважин для выработки оставшихся целиков нефти. Также недостатком является низкая информативность по вертикальному разрезу из-за отсутствия скважин вскрывших весь нефтенасыщенный разрез залежи.
Наиболее близким является способ разработки залежи нефти с низкопроницаемыми коллекторами (патент RU № 2760112, МПК Е21В 43/30, 43/16, опубл. 22.11.2021 в бюл. № 33), включающий определение свода сейсмического поднятия, линии простирания структуры и угол падения структуры, бурение поисковой или разведочной скважины на своде сейсмического поднятия и проведение в ней геофизических исследований, определение границы водонефтяного контакта, определение экономически рентабельных удельных запасов нефти на одну горизонтальную проектную скважину, определение удельной площади залежи, обеспечивающую извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину, построение квадратной ячейки площадью, равной площади залежи, обеспечивающей извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину. Далее строят сетку с квадратными ячейками площадью, равной площади залежи, обеспечивающей извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину, располагают наклонно-направленные и горизонтальные скважины, при этом сначала бурят наклонно-направленные скважины, ближайшие к поисковой скважине, затем - горизонтальные скважины в центре квадратных ячеек, образуемых наклонно-направленными скважинами, причем стволы горизонтальных скважин располагают в перпендикулярно-перекрестном направлении друг к другу с условием соответствия точек входа и забоя горизонтальных скважин точкам пересечения диагоналей внутри одной квадратной ячейки, совмещают забой поисковой скважины на структуре с разработанной сеткой так, чтобы поисковая скважина находилась в центре квадратной ячейки с горизонтальными скважинами, затем вращением вокруг вертикальной оси, которая проходит через точку расположения поисковой скважины, ориентируют сетку так, чтобы стволы горизонтальных скважин были направлены под углом 90° и 180° к линии простирания структуры, сетку скважин заканчивают расположением забоев наклонно-направленных скважин к контуру водонефтяного контакта.
Недостатком способа является низкая эффективность, связанная с низким коэффициентом нефтеизвлечения запасов низкопроницаемых коллекторов, т.к. перевод наклонно-направленных добывающих скважин под закачку, для поддержания пластового давления с целью увеличения коэффициента извлечения нефти, повышает риск резкого обводнения близлежащих горизонтальных скважин при такой схеме размещении горизонтальных стволов в совокупности с наклонно-направленными добывающими скважинами. При этом данная схема размещения скважин способствует поддержанию высоких темпов отбора запасов нефти на естественном режиме разработки с максимально возможным достижением коэффициента нефтеизвлечения, без последующего уплотнения.
Техническим результатом является повышение эффективности разработки залежи нефти с низкопроницаемыми коллекторами за счет поддержания высоких темпов отбора запасов низкопроницаемых коллекторов благодаря определенному размещению скважин, созданию независимых гидродинамических участков разработки низкопроницаемого месторождения.
Технический результат достигается способом разработки низкопроницаемой залежи нефти, включающим определение свода сейсмического поднятия, линии простирания структуры и угол падения структуры, бурение поисковой или разведочной скважины на своде сейсмического поднятия и проведение в ней геофизических исследований, определение границы водонефтяного контакта, определение экономически рентабельных удельных запасов нефти на одну горизонтальную проектную скважину, определение удельной площади залежи, обеспечивающую извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину, построение квадратной ячейки площадью, равной площади залежи, обеспечивающей извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину.
Новым является то, что строят квадратную сетку, состоящую из девяти квадратных ячеек, расположенных по три в три ряда, в квадратных ячейках, расположенных в углах квадратной сетки, размещают по одной вертикальной нагнетательной скважине, а в четырех квадратных ячейках, расположенных по сторонам квадратной сетки, размещают по одной добывающей горизонтальной скважине с длиной горизонтального ствола равной длине диагонали квадратной ячейки и перпендикулярным направлением горизонтальных стволов в рядах, далее на структурной карте совмещают любую вертикальную нагнетательную скважину сетки с точкой входа ствола пробуренной поисковой или разведочной скважины, а вертикальную нагнетательную скважину, расположенную по одной стороне квадратной сетки с совмещенной вертикальной нагнетательной скважиной, располагают по направлению линии простирания структуры, далее размещают количество квадратных сеток вдоль линии простирания до заполнения всей залежи в длину, совмещая забои вертикальных нагнетательных скважин по линии простирания, затем проектируют следующий ряд квадратных сеток параллельно первому ряду, совмещая забои нагнетательных скважин, пока ряды квадратных сеток не закроют всю структуру залежи объекта разработки, удаляют проектные добывающие горизонтальные скважины, расположенные за границей водонефтяного контакта, с оконтуриванием залежи вертикальными нагнетательными скважинами.
На фиг. 1 изображена схема квадратной сетки, состоящая из девяти квадратных ячеек, с вертикальными нагнетательными и добывающими горизонтальными скважинами.
На фиг. 2 показана схема расположения проектных скважин на структуре залежи до удаления проектных добывающих горизонтальных скважин, расположенных за границей водонефтяного контакта.
На фиг. 3 показана схема расположения проектных скважин на структуре залежи.
Способ разработки низкопроницаемой залежи нефти осуществляют следующим образом.
Предварительно на закартированной наземными сейсмическими работами по методу общей глубинной точки – МОГТ (например, в 2Д, 3Д, 4Д и т.п.) структуре определяют элементов залегания - свод сейсмического поднятия, линию простирания структуры 1 и угол падения структуры.
Далее бурят поисковую или разведочную скважину 2 на своде сейсмического поднятия и проводят в ней геофизические исследования, включающие электрометрические, радиоактивные, акустические исследования.
По результатам геофизических исследований и элементов залегания определяют границы водонефтяного контакта 3 и рассчитывают экономически рентабельные удельные запасы нефти на одну горизонтальную проектную скважину.
Определяют удельную площадь залежи, обеспечивающую извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину.
Строят квадратную ячейку 4 площадью, равной площади залежи, обеспечивающей извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину.
Далее строят квадратную сетку 5, состоящую из девяти квадратных ячеек 4, расположенных по три в три ряда.
В квадратных ячейках 4, расположенных в углах квадратной сетки, размещают по одной вертикальной нагнетательной скважине 6, а в четырех квадратных ячейках, расположенных по сторонам квадратной сетки, размещают по одной добывающей горизонтальной скважине 7 с длиной горизонтального ствола равной длине диагонали квадратной ячейки и перпендикулярным направлением горизонтальных стволов в рядах.
Далее на структурной карте совмещают любую вертикальную нагнетательную скважину 6 сетки с точкой входа ствола пробуренной поисковой или разведочной скважины 2.
Вертикальную нагнетательную скважину 6, расположенную по одной стороне квадратной сетки 5 с совмещенной вертикальную нагнетательную скважину 6, располагают по направлению линии простирания структуры 1.
Далее размещают количество квадратных сеток 5 вдоль линии простирания 1 до заполнения всей залежи в длину, совмещая забои вертикальных нагнетательных скважин 6 по линии простирания 1.
Затем проектируют следующий ряд квадратных сеток 5 параллельно первому ряду, совмещая забои вертикальных нагнетательных скважин 6, пока ряды квадратных сеток 5 не закроют всю структуру залежи объекта разработки.
Удаляют проектные добывающие горизонтальные скважины 7, расположенные за границей водонефтяного контакта 3, с оконтуриванием залежи вертикальными нагнетательными скважинами 6.
Размещение скважин 6, 7 в квадратной сетке 5 и распределение квадратных сеток 5 по площади распространения залежи снижает риск быстрого прорыва нагнетаемой жидкости к стволу горизонтальной скважины из-за совмещения зон дренирования параллельно расположенных горизонтальных стволов в каждой независимой гидродинамической сетке разработки низкопроницаемого месторождения, позволяющие поддерживать высокие темпы отбора нефти по всей площади залежи.
Пример практического применения.
Предварительно на закартированной наземными сейсмическими работами по методу общей глубинной точки – МОГТ в 2Д структуре определили элементы залегания - свод сейсмического поднятия, линию простирания структуры 1 и угол падения структуры.
Далее пробурили поисковую скважину 2 на своде сейсмического поднятия и провели в ней геофизические исследования, включающие электрометрические, радиоактивные, акустические исследования.
По результатам геофизических исследований и элементов залегания определили границы водонефтяного контакта 3 и рассчитали экономически рентабельные удельные запасы нефти на одну горизонтальную проектную скважину, которые составили 20 тыс. т. Удельную площадь залежи, обеспечивающую извлекаемыми запасами одну горизонтальную скважину, составила 160 тыс. м².
Построили квадратную ячейку 4 площадью 160 тыс. м² в масштабе структурной карты.
Далее построили квадратную сетку 5, состоящую из девяти квадратных ячеек 4, расположенных по три в три ряда.
В квадратных ячейках 4, расположенных в углах квадратной сетки, разместили по одной вертикальной нагнетательной скважине 6, а в четырех квадратных ячейках, расположенных по сторонам квадратной сетки, разместили по одной добывающей горизонтальной скважине 7 с длиной горизонтального ствола равной длине диагонали квадратной ячейки и перпендикулярным направлением горизонтальных стволов в рядах.
Далее на структурной карте совместили одну вертикальную нагнетательную скважину 6 сетки с точкой входа ствола пробуренной поисковой скважины 2.
Вертикальную нагнетательную скважину 6, расположенную по одной стороне квадратной сетки 5 с совмещенной вертикальную нагнетательную скважину 6, расположили по направлению линии простирания структуры 1.
Далее разместили количество квадратных сеток 5 вдоль линии простирания 1 до заполнения всей залежи в длину, совмещая забои вертикальных нагнетательных скважин 6 по линии простирания 1.
Затем спроектировали следующий ряд квадратных сеток 5 параллельно первому ряду, совмещая забои вертикальных нагнетательных скважин 6, пока ряды квадратных сеток 5 не закрыли всю структуру залежи объекта разработки.
Удалили проектные добывающие горизонтальные скважины 7, расположенные за границей водонефтяного контакта 3, с оконтуриванием залежи вертикальными нагнетательными скважинами 6.
Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность разработки низкопроницаемой залежи нефти за счет поддержания высоких темпов отбора запасов низкопроницаемых коллекторов и исключает неравномерное продвижение фронта вытеснения благодаря определенному размещению нагнетательных скважин относительно горизонтальных стволов добывающих, создающих независимые блоковые гидродинамические очаги разработки низкопроницаемого месторождения.