СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF OIL DEPOSIT AT LATE STAGE OF DEVELOPMENT

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки.
Известен способ разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором (патент RU №2527949, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.09.2014, бюл. №25), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Для разработки выбирают залежь или участок залежи с пластовым давлением не ниже начального, обводненностью 60% более, извлекаемыми запасами не менее 40 тыс. т. Затем по данному участку проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений и выбирают наименее выработанный участок с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с толщиной по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После роста забойного давления, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинного насосного оборудования на больший типоразмер. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с толщиной по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производят отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производят работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам.
Недостатком известного способа является то, что не определяют области дренирования добывающих скважин, не выделяют границы зон с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве, разработка залежи ведется с бурением новых горизонтальных скважин большой длины, каждая из которых замещает несколько проектных точек бурения вертикальных скважин, что ведет к увеличению материальных затрат на строительство скважин. В способе не предусматривается вариант одновременной выработки остаточных запасов из зон, расположенных в нескольких пластах.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2208137, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.07.2003), включающий разбуривание вертикальных и горизонтальных скважин по определенной схеме. Закачивают воду и добывают нефть. Согласно изобретению на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти определяют центры скопления остаточных запасов нефти в прикровельной части пласта. Бурят дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пласта. Горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов и на расстоянии, составляющем 60-80% расстояния от нагнетательных до вертикальных добывающих скважин. Остаточные запасы нефти вводят в разработку при депрессиях, позволяющих эксплуатировать горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы без подтягивания конусов подошвенной воды.
Недостатком известного способа является то, что не определяют области дренирования добывающих скважин и не выделяют границы зон с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве, что усложняет попадание горизонтальных стволов в такие зоны. Согласно способу горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов, на фиксированном расстоянии от ближайших добывающих и нагнетательных скважин, что также снижает вероятность попадания горизонтального ствола в зону с рентабельными остаточными запасами нефти. В способе не предусматривается вариант одновременной выработки остаточных запасов из зон, расположенных в нескольких пластах.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи и эффективности разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки за счет вовлечения в разработку зон с остаточными запасами нефти в низкопродуктивных коллекторах в результате проведения геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна, определения области дренирования добывающих скважин, а также обеспечение равномерным охватом пласта заводнением и снижением материальных затрат на строительство скважин за счет бурения добывающих боковых, боковых горизонтальных стволов из ранее пробуренного фонда скважин.
Технический результат достигается способом разработки, включающим определение остаточных запасов нефти в межскважинном пространстве, бурение дополнительных добывающих боковых и боковых горизонтальных стволов, вскрытие остаточных нефтенасыщенных интервалов, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины.
Новым является то, что выбирают заводненную нефтяную залежь, из которой отобрано ≥80% извлекаемых запасов нефти, с нефтенасыщенными толщинами ≥2 м, по результатам геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна выделяют зоны с низкопродуктивными породами, вскрытые соседними скважинами, определяют области дренирования добывающих скважин для определения границы зоны с остаточными рентабельными запасами нефти в межскважинном пространстве, в направлении которых из близлежащих добывающих скважин с наименьшей выработкой запасов бурят дополнительные добывающие боковые и боковые горизонтальные стволы, причем длина боковых и боковых горизонтальных стволов не превышает расстояния между соседними скважинами.
Новым является также то, что при наличии в разрезе соседних скважин более одного нефтенасыщенного пласта, в каждом из которых установлена зона с остаточными рентабельными запасами нефти, бурят боковой ствол со вскрытием всех этих зон.
На фиг. 1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяной залежи (вид сверху) на участке залежи. На фиг. 2 изображен разрез А-А по фиг. 1.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.
Выбирают заводненную нефтяную залежь 1 (фиг. 1), из которой отобрано ≥80% извлекаемых запасов нефти, с нефтенасыщенными толщинами ≥2 м. По результатам геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна уточняют геологическое строение залежи 1, строят структурные карты, карты эффективных нефтенасыщенных толщин по пластам, проводят лабораторные исследования керна. Определяют пористость, нефтенасыщенность, проницаемость, глинистость пород пласта, распространение нефтенасыщенных толщин по площади залежи (не показаны).
2
Выделяют участок заводненной нефтяной залежи 1 с низкопродуктивными породами (проницаемость ≤0,1 мкм и глинистость ≥2,0%), вскрытый соседними скважинами 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8.
Определяют области дренирования 9 добывающих скважин 4, 5, 6, 7, 8 для определения границы зоны 10 (фиг. 1, 2) с остаточными рентабельными запасами нефти в межскважинном пространстве, для чего проводят анализ работы скважин 4, 5, 6, 7, 8 (фиг. 1).
Используя формулу подсчета запасов нефти объемным методом (1), определяют площадь (2) дренирования добывающих скважин 4, 5, 6, 7, 8:
где S - площадь;
h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта;
Кп - коэффициент открытой пористости;
Кн - коэффициент нефтенасыщенности;
p - плотность нефти при стандартных условиях;
- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти;
Кин - коэффициент извлечения нефти.
Вместо извлекаемых запасов нефти Qизв в формуле (2) используют накопленный отбор нефти Qн по каждой добывающей скважине 4, 5, 6, 7, 8 на участке залежи 1, вскрывшей низкопродуктивные коллекторы:
Затем, используя формулу для расчета площади круга S, определяют радиус R дренирования каждой добывающей скважины 4, 5, 6, 7, 8:
где π=3,14.
На карту эффективных нефтенасыщенных толщин около каждой добывающей скважины 4, 5, 6, 7, 8 наносят круги 9, площадь каждого из которых равна площади зоны дренирования этой скважины 4, 5, 6, 7, 8. Выделяют границы 10 зоны с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве, которые расположены между зонами дренирования 9 скважин 4, 5, 6, 7, 8 (фиг. 1). Производят подсчет остаточных запасов нефти в этой зоне 10 по формуле (1).
Затем в направлении зоны 10 с остаточными рентабельными запасами нефти бурят дополнительные добывающие боковые 11 (фиг. 2) и боковые горизонтальные 12 (фиг. 1) стволы из скважины с наименьшей выработкой запасов, т.е. из добывающей скважины 7 с меньшим радиусом дренирования, причем длина боковых 11 и боковых горизонтальных стволов 12 не превышает расстояния между соседними скважинами 4, 5, 6, 7, 8.
При наличии в разрезе соседних скважин 4, 5, 6, 7, 8 более одного нефтенасыщенного пласта 14, 15 (фиг. 2), в каждом из которых установлена зона 10, 13 (фиг. 2) с остаточными рентабельными запасами нефти, бурят боковой ствол 11 со вскрытием всех этих зон 10, 13.
Пример конкретного выполнения
2
Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка заводненной нефтяной залежи 1 (фиг. 1), характерного для пластовых залежей пашийского горизонта. Выбрали заводненную нефтяную залежь 1 с эффективными нефтенасыщенными толщинами 5,5 м. Провели геофизические исследования скважин, лабораторные исследования керна и определили коллекторские свойства пласта: пористость равна 19,2%, проницаемость - 0,096 мкм, нефтенасыщенность - 86%, глинистость - 2,3%.
Выделили участок заводненной нефтяной залежи 1 с низкопродуктивными породами, вскрытый скважинами 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8. Скважины 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 пробурены на расстоянии 350 м друг от друга. По каждой добывающей скважине 4, 5, 6, 7, 8 определили накопленную добычу нефти Qн с начала разработки участка залежи 1: в скважине 4 она составила 84 тыс. т, в скважине 5-30 тыс. т, в скважине 6-41 тыс. т, в скважине 7-17 тыс. т, в скважине 8-25 тыс. т. Обводненность добываемой продукции на участке залежи достигла 94%.
Рассчитали по формуле (2) радиусы дренирования 9 скважин 4, 5, 6, 7, 8 и нанесли круги на карту нефтенасыщенных толщин (не показаны). Выделили границы зоны 10 с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве. По формуле (1) посчитали извлекаемые запасы нефти. Они составили 26 тыс. т. Из скважины 7, имеющей наименьший накопленный отбор нефти, пробурили боковой горизонтальный ствол 12 длиной 180 м в направлении скважины 6.
Дебит нефти из бокового горизонтального ствола 12 составил 10,4 т/сут, начальная обводненность добываемой продукции - 32,0%. Дополнительная добыча нефти за год эксплуатации бокового горизонтального ствола 12 составила 3,5 тыс. т.
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет повысить нефтеотдачу обводненных пластов за счет вовлечения в разработку зон с остаточными запасами нефти в низкопродуктивных коллекторах в результате проведения геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна, определения области дренирования добывающих скважин. Способ позволяет также обеспечить равномерный охват пласта заводнением и снизить материальные затраты на строительство скважин за счет бурения добывающих боковых, боковых горизонтальных стволов из ранее пробуренного фонда скважин.