СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО СЛОИСТОГО КОЛЛЕКТОРА
METHOD OF DEVELOPMENT OF CREVASSED-POROUS STRATIFIED RESERVOIR

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением.
Известен способ разработки залежей нефти в слоистых карбонатных коллекторах, включающий 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 (патент РФ №2305758, кл. Е21В43/14, опубл. 10.09.2007).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача в связи с недостаточно равномерной выработкой запасов в условиях неоднородного коллектора.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах, включающий 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. 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 длину стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости (патент РФ № 2387815, кл. Е21В43/20, опубл. 27.04.2010 - прототип).
В известном способе применительно к карбонатным коллекторам не учитывается трещиноватость. Кроме того, на фильтрацию жидкости в пласте оказывают влияние не только проницаемость, но другие параметры, такие как смачиваемость, поверхностное натяжение и пр. Данные факторы не учитываются, поэтому равномерность выработки и нефтеотдача при реализации данного способа оказываются невысокими.
В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.
n
n
Задача решается тем, что в способе разработки трещинно-порового слоистого коллектора, включающем бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных (РГС) добывающих скважин, размещение горизонтальных стволов в нефтенасыщенных пропластках, одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, согласно изобретению, бурят основной вертикальный ствол РГС, исследованиями определяют время t движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС, на основе которого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки β каждого пропластка из уравнения:
<mrow><mtext>r</mtext><mo>=</mo><msqrt><mrow><mfrac><mtext>q</mtext><mrow><msub><mtext>h</mtext><mtext>n</mtext></msub><mo>⋅</mo><msub><mtext>η</mtext><mtext>n</mtext></msub><mo>⋅</mo><msub><mtext>m</mtext><mtext>n</mtext></msub><mo>⋅</mo><msub><mtext>S</mtext><mrow><mtext>0n</mtext></mrow></msub><mo>⋅</mo><msub><mtext>β</mtext><mtext>n</mtext></msub><mo>⋅</mo><mtext>π</mtext></mrow></mfrac><mrow><mo>[</mo><mrow><mtext>erf</mtext><mrow><mo>(</mo><mrow><msqrt><mrow><msub><mtext>β</mtext><mtext>n</mtext></msub><mo>⋅</mo><msub><mtext>t</mtext><mtext>n</mtext></msub></mrow></msqrt><mo>⋅</mo><mtext>(1</mtext><mo>+</mo><msub><mtext>β</mtext><mtext>n</mtext></msub><mo>⋅</mo><msub><mtext>t</mtext><mtext>n</mtext></msub><mo>+</mo><mfrac><mrow><msqrt><mrow><msub><mtext>β</mtext><mtext>n</mtext></msub><mo>⋅</mo><msub><mtext>t</mtext><mtext>n</mtext></msub></mrow></msqrt></mrow><mtext>2</mtext></mfrac></mrow><mo>)</mo></mrow><mo>−</mo><mfrac><mtext>π</mtext><mtext>4</mtext></mfrac><mo>⋅</mo><mtext>erf</mtext><msqrt><mrow><msub><mtext>β</mtext><mtext>n</mtext></msub><mo>⋅</mo><msub><mtext>t</mtext><mtext>n</mtext></msub></mrow></msqrt></mrow><mo>]</mo></mrow></mrow></msqrt></mrow>
,  (1)
n
n
где r - расстояние, пройденное фронтом пропитки за время t в n-м пропластке, м,
n
β - удельная скорость капиллярной пропитки n-го пропластка, 1/с,
3
q - расход воды в нагнетательную скважину, м/сут,
n
h - толщина n-го пропластка, м,
n
η - конечная нефтенасыщенность n-го пропластка, м,
n
m - пористость блоков породы n-го пропластка, д.ед.,
0n
S - начальная нефтенасыщенность n-го пропластка, д.ед.,
n
t - время продвижения фронта капиллярной пропитки в n-м пропластке от нагнетательной скважины к добывающей, с,
erf(x) - функция ошибок,
π=3,14,
n
n
n
в пропластке, соответствующем наименьшему значению β, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием L между добывающей и нагнетательной скважинами, причем длина горизонтального ствола составляет L·cosα, а фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние r=L·sinα за время t, которое рассчитывают по уравнению (1), для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за t расстояния r, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем n-м пропластке, к условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке, по полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями, в основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели, в каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров, в процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу неоднородного по толщине слоистого трещинно-порового карбонатного коллектора, разрабатываемого заводнением, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Скорость капиллярной пропитки в каждом из пропластков разная, что связано с некоторым различием в их геолого-физических характеристиках. Удельная скорость пропитки β в уравнении (1), полученном из теории, предложенной Г.И. Баренблаттом и Ю.П. Желтовым, учитывает проницаемость блоков породы, вязкость нефти, коэффициент межфазного натяжения на границе нефть-вода, угол избирательного смачивания породы водой и градиент давления, за счет которого нефть перетекает из блоков в трещины. Таким образом, при расчёте скорости фильтрации в трещинно-поровом коллекторе коэффициент β будет разным в каждом из пропластков, что при их совместной эксплуатации приведет к неравномерной выработке запасов и раннему обводнению скважины. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять равномерную выработку нефти из таких коллекторов. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора. Задача решается следующим образом.
1
2
3
1
3
1
3
1
3
На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтеносной залежи в плане с размещением скважин и стволов РГС. На фиг. 2 приведено схематическое изображение участка нефтеносной залежи в вертикальном разрезе с пропластками и размещением скважин и стволов РГС. Обозначения: 1 - основной вертикальный ствол добывающей РГС, 2 - нагнетательная скважина, 3-5 - касательные к условным окружностям радиусов r, r, r соответствующих пропластков, в которых происходит плоско-радиальная фильтрация закачиваемой воды, 6 - профильные перекрыватели, 7 - пакера, r-r - радиусы условных окружностей, I-III - горизонтальные стволы РГС соответствующих пропластков, s-s - длины горизонтальных стволов I-III, L - расстояние между основным вертикальным стволом добывающей РГС 1 и нагнетательной скважиной 2, α-α - угол между линией L и стволом РГС в соответствующем пропластке I-III.
Способ реализуют следующим образом.
1
2
3
На участке неоднородной по толщине слоистой залежи, коллектор которой представлен порово-трещинными карбонатными отложениями, бурят вертикальные добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины на расстоянии L друг от друга (фиг. 1). Количество нефтенасыщенных пропластков составляет, например, три (фиг. 2). Для повышения продуктивности добывающей скважины 1 необходимо в каждый пропласток пробурить горизонтальный ствол. Таким образом, скважина 1 является основным вертикальным стволом РГС. Для того чтобы выработка запасов всех пропластков происходила равномерно, несмотря на различную скорость пропитки β (см. уравнение 1), горизонтальные стволы I-III необходимо размещать под углами в горизонтальной плоскости к вертикальной нагнетательной скважине 2. Считая, что продвижение фронта пропитки водой от нагнетательной скважины 2 происходит в плоско-радиальном режиме, углы можно определить, проведя касательные 3-5 (фиг. 1) к условным окружностям, радиусов r, r, r соответственно. В свою очередь данные радиусы можем рассчитать по уравнению (1).
n
n
n
n
3
3
3
3
Для этого предварительно трассерными исследованиями определяют время t движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины 2 по каждому пропластку коллектора (отсекая пакерами другие пропластки) к основному вертикальному стволу РГС 1. На основе t рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки β каждого пропластка из уравнения (1). В пропластке, соответствующем наименьшему значению β, например, третьему с β, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием L между добывающей и нагнетательной скважинами. Длину горизонтального ствола III определяют, как s=L·cosα. Фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние r=L·sinα за время t, которое рассчитывают по уравнению (1).
1
2
2
3
Далее для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за время t расстояния rи r, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующих пропластках. К условным окружностям проводят касательные 3 и 4 из точки основного вертикального ствола РГС 1 в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами s и s, соответствующими точке касания с окружностями.
Расчеты показали, что для наименьшего β угол α в указанных диапазонах 50-70° для одного ствола и соответственно для всех остальных стволов, направление которых зависит от t, достигается максимальная нефтеотдача.
В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели 6.
В каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров 7. В процессе эксплуатации РГС 1 последовательно от «носка» горизонтальных стволов I-III к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины 2 к добывающей 1. Расчеты показали, что чем меньше угол α, т.е. наклон горизонтального ствола больше в сторону к нагнетательной скважине, тем обводнение ствола происходит более резкими темпами и требуется большее количество пакеров 7, чтобы осуществлять последовательное отключение обводнившихся интервалов для достижения наибольшей нефтеотдачи. Поэтому большее количество пакеров 7 необходимо устанавливать на стволы с меньшим значением углов α. Количество пакеров 7 ограничено пятью ввиду экономической рентабельности.
Используя данный подход, разбуривают всю залежь.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. На участке неоднородной по толщине слоистой массивной залежи, коллектор которой представлен порово-трещинными карбонатными отложениями башкирского яруса, бурят вертикальные добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины на расстоянии L=300 м друг от друга (фиг. 1). Количество нефтенасыщенных пропластков залежи составляет три (фиг. 2).
0
3
Начальное пластовое давление на участке залежи 10 МПа, давление насыщения нефти газом 1 МПа, общая толщина составляет 20 м, пористость блоков m=0,124 д.ед., начальная нефтенасыщенность S=0,816 д.ед., конечная нефтенасыщенность η=0,141 д.ед. В нагнетательную скважину ведется закачка воды с расходом 10 м/сут.
n
n
n
n
n
n
Трассерными исследованиями (закачкой воды, меченной флуоресцеином) определяют время t движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины 2 по каждому пропластку коллектора (отсекая пакерами другие пропластки) к основному вертикальному стволу РГС 1. На основе t рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки β каждого пропластка из уравнения (1). Данные по h, t, β приведены в таблице 1.
n
3
3
3
3
-12
В пропластке, соответствующем наименьшему значению β, т.е. третьему с β=4,91·10, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом α=70° к линии L. Длину горизонтального ствола III определяют, как s=L·cosα=300·cos70=103 м. Фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние r= L·sinα= 300·sin70=282 м за время t=15,6 сут, которое рассчитывают по уравнению (1).
1
2
1
2
n
2
2
1
1
1
2
n
n
n
n
n
2
2
0,5
2
2
0,5
2
2
0,5
2
2
0,5
Для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за время t=15,6 сут расстояния rи r, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующих пропластках. К условным окружностям проводят касательные 3 и 4 из точки основного вертикального ствола РГС 1 в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями. Значения s и s длин стволов I и II можно рассчитать по теореме Пифагора, зная L и r: s=(L-r )=(300-237)=184 м, s=(L-r )=(300-254)=160 м. Значения углов α и α можно рассчитать как α=Arccos(s/L).Расчетные значения r, s и α приведены в таблице 1.
В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели 6.
2
В горизонтальном стволе III размещают в центре один (делят длину ствола sна два равных расстояния) водонабухающий пакер 7 фирмы ТАМ. В горизонтальном стволе I аналогично размещают два пакера 7, а в стволе II - три пакера 7, которые делят стволы на равные отрезки.
В процессе эксплуатации РГС 1 последовательно от «носка» горизонтальных стволов I-III к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины 2 к добывающей 1.
Используя данный подход, разбуривают всю залежь.
n
n
Пример 2. Выполняют как пример 1. В пропластке, соответствующем наименьшему значению β, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом α=50° к линии L. В горизонтальном стволе I размещают пять пакеров 7, которые делят ствол на равные отрезки.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
В результате за время разработки участка залежи, представленного одной добывающей РГС и одной нагнетательной скважиной, которое ограничили обводнением скважины до 98%, было добыто 168,3 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,375. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 138,2 тыс.т нефти, КИН - 0,308. Прирост КИН по предлагаемому способу составил 0,067.
Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу залежи.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.