СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость.
Известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины. В известном способе предлагается бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка (патент РФ №2282022, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.08.2006).
Недостатком данного способа является невысокая нефтеотдача в связи с недостаточным охватом пласта вытеснением по площади и большие капитальные затраты на строительство скважин в элементе.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи горизонтальными и вертикальными скважинами по квадратной сетке и формирование элементов бурением в центре элемента вертикальной и/или наклонно направленной нагнетательной скважины, бурением многозабойных добывающих горизонтальных скважин по сторонам элементов, закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины циклически и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального. В известном способе перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 13 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м в нефтяной зоне и не менее 5 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах, бурят вертикальную и/или наклонно направленную нагнетательную скважину в центре каждого элемента, стороны каждого элемента закрывают многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием в виде полукругов, каждая из которых охватывает половину элемента, с одним восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта, заменяющую в элементе две горизонтальные или три вертикальные и/или наклонно направленные скважины по сторонам и углам элементов, закачку вытесняющего рабочего реагента осуществляют через нагнетательную скважину в нижнюю часть продуктивного интервала циклически, определяют оптимальный период закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и вытеснение нефти из матрицы (Патент РФ №2439299, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.01.2012 - прототип).
Известный способ позволяет добиться повышения нефтеотдачи, однако 1/4 часть пласта остается неохваченной вытеснением по площади. Также в коллекторах, имеющих трещины, происходит прорыв воды, что снижает конечную нефтеотдачу.
В предложенном изобретении решается задача повышения охвата пласта воздействием и соответственно увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем определение направления трещиноватости коллектора, разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными и многозабойными скважинами по квадратной сетке и формирование пятиточечных элементов бурением в центре и по углам элемента вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин и бурением между центральной и угловыми скважинами в элементе многозабойной добывающей скважины с закругленным окончанием ствола, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 6 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 2 м в нефтяной зоне и не менее 4 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах, на этих участках перед бурением многозабойной добывающей скважины проводят уточнение направления трещиноватости коллектора, многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1-0,8, при этом стволы многозабойных добывающих скважин выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта 4 м для карбонатных коллекторов и 2 м для терригенных коллекторов, в верхней части - с минимальным расстоянием 1 м до кровли продуктивного пласта.
При обводнении добывающих скважин проводят определение интервалов обводнения и изоляцию обводнившихся интервалов.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу нефтяной залежи существенное влияние оказывает охват залежи воздействием. Существующие технические решения не в полной мере позволяют отбирать нефть из залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.
На фиг.1-3 представлены схема размещения скважин на участке залежи с выделением элементов разработки, схема элемента в плане и профиль добывающей скважины. Принятые обозначения: 1-9 - вертикальные и/или наклонно направленные скважины, расположенные по углам элемента разработки, изначально добывающие, способные быть переведенными в нагнетательные, 10-13 - вертикальные и/или наклонно направленные скважины в центре элемента разработки изначально добывающие, способные быть переведенными в нагнетательные, 14-17 - многозабойные добывающие скважины со стволом в плане в форме полуэллипса, h - нефтенасыщенная толщина, S - направление трещиноватости коллектора, а/2 - большая полуось, b/2 - малая полуось эллипса проекции добывающей скважины в плане, с - расстояние от стволов многозабойной добывающей скважины до вертикальной нагнетательной скважины, L - расстояние между вертикальными и/или наклонно направленными скважинами в углах элемента, x - расстояние от ствола многозабойной скважины в нижней части до водонефтяного контакта, y - в верхней части до кровли продуктивного пласта.
Способ реализуют следующим образом.
Участок массивной залежи карбонатных отложений или участок пластово-сводовой залежи терригенных коллекторов, продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными типом, разбуривают редкой квадратной сеткой вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин 1-9 (фиг.1). В центре каждого элемента (квадрата) бурят также вертикальные и/или наклонно направленные скважины 10-13. Осуществляют обустройство скважин. В процессе бурения скважин уточняют геологическое строение залежи.
1
4
Осуществляют добычу нефти из скважин 1-13. Производят замеры добычи нефти, воды, пластового давления, гидродинамические исследования. Строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин массивной залежи в карбонатных коллекторах и эффективных нефтенасыщенных толщин в залежах пластово-сводового типа терригенных отложений. Уточняют направление трещиноватости коллектора. По структурной карте выделяют участок с рекомендуемыми толщинами с наиболее высокими гипсометрическими отметками пробуренных скважин. На данном участке в каждом элементе, состоящем из 2 скважин (одна в центре элемента и / скважины в углах элемента, фиг.2), размещают между скважиной 10, расположенной в центре, и скважинами 1, 2, 8, 9, расположенными в углах элемента, многозабойную добывающую скважину 14 (фиг.2), имеющую горизонтальный ствол в продуктивном пласте, представляющий собой в плане форму полуэллипса (на участке это скважины 14-17, фиг.1). Большая ось полуэллипса а направлена под углом α=30-60° к направлению трещиноватости коллектора S, при этом отношение малой полуоси b/2 эллипса к его большой полуоси а/2 равна b/а=0,1-0.8. Причем стволы многозабойной скважины выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта (ВНК) х=4 м, в верхней части - с минимальным расстоянием y=1 м до кровли продуктивного пласта (фиг.2).
Все скважины 1-13 элемента в момент пуска в эксплуатацию многозабойной добывающей скважины 14-17 переводят под нагнетание пластовой воды. В процессе эксплуатации многозабойной добывающей скважины происходит прорыв воды, в первую очередь по вертикальным трещинам с водоносной части пласта в нижнюю часть восходящих стволов. При обводненности боле 98% скважины останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения ствола. Далее отсекают обводнившиеся интервалы водонабухающими пакерами либо водоизоляционными составами и вновь пускают скважины в работу.
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. Участок массивной залежи, продуктивные пласты которого представлены поровотрещинными карбонатными отложениями турнейского яруса, разбуривают редкой квадратной сеткой вертикальных нагнетательных скважин 1-9 (фиг.1) с расстоянием между скважинами L=1200 м. В центре каждого элемента бурят также вертикальные нагнетательные скважины 10-13. Осуществляют обустройство скважин. В процессе бурения скважин уточняют геологическое строение залежи.
1
4
Осуществляют добычу нефти из нагнетательных скважин 1-13. Производят замеры добычи нефти, воды, пластового давления, гидродинамические исследования. Строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин массивной залежи. Уточняют направление трещиноватости коллектора геофизическими исследованиями. Преимущественное направление трещиноватости S по результатам исследований было установлено северо-западное (фиг.1). По структурной карте выделяют участок на массивной залежи в карбонатных коллекторах с общими нефтенасыщенными толщинами более h=6 м (фиг.2) с наиболее высокими гипсометрическими отметками пробуренных скважин. На данном участке в каждом элементе, состоящем из 2 скважин (одна в центре элемента и / скважины в углах элемента, фиг.2), размещают между скважиной 10, расположенной в центре, и скважинами 1, 2, 8, 9, расположенными в углах элемента, многозабойную добывающую скважину 14 (фиг.2) в форме полуэллипса (на участке это скважины 14-17, фиг.1), в которой большая ось а направлена под углом α=45° к направлениям трещин S, при этом отношение малой полуоси b/2 эллипса к его большой полуоси а/2 равно b/а=0,5. Минимальное расстояние от стволов многозабойной добывающей скважины до вертикальной нагнетательной равно с=250 м. Причем стволы многозабойной скважины выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до ВНК x=4 м, в верхней части - с минимальным расстоянием y=1 м до кровли продуктивного пласта (фиг.2).
Все вертикальные скважины элемента, в момент пуска в эксплуатацию многозабойной добывающей скважины, переводят под нагнетание пластовой воды. В процессе эксплуатации многозабойной добывающей скважины происходит прорыв воды, в первую очередь по вертикальным трещинам с водоносной части пласта в нижнюю часть восходящих стволов. При обводненности более 98% скважины останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения ствола. Далее отсекают обводнившиеся интервалы водонабухающими пакерами и вновь пускают скважины в работу.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Большая ось полуэллипса направлена под углом 30° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Большая ось полуэллипса направлена под углом 60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,8.
В результате по примерам 1-3 с 1 элемента, состоящего из 2 нагнетательных вертикальных и 1 добывающей многозабойной скважины в форме полуэллипса, за время разработки, которое ограничили 98% обводнением добывающей скважины или достижением минимально рентабельного дебита нефти 0,5 т/сут, было добыто 135,3 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,167. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 97,3 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти 0,120. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,047.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеизвлечения.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения охвата пласта воздействием и соответственно увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.