СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD OF DEVELOPING OIL DEPOSITS

Предлагаемый способ разработки относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием (МЗГС).
Известен способ разработки нефтяного месторождения (см. патент США 4718485, кл. E21B 43/24, 43/30 от 21.01.1988 г.), включающий бурение горизонтальных добывающих и вертикальных добывающих и нагнетательных скважин по схеме, предусматривающей размещение горизонтальных добывающих скважин между вертикальными добывающими скважинами.
Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за быстрого обводнения скважин в условиях залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2439299, МПК E21B 43/20, опубл. в Бюл. №1 от 10.01.2012), 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, отличающийся тем, что 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-НЗ и не менее 5 м в водонефтяной зоне - ВНЗ 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.
Недостатками способа являются неполный охват разреза пласта вытеснением закачиваемым агентом в вертикальную и/или наклонно направленную нагнетательную скважину и сечение разреза в добывающей скважине с горизонтальным окончанием в виде полукруга без учета фильтрационно-емкостных свойств неоднородного по разрезу объекта.
Важным фактором, позволяющим достигнуть и/или удержать высокие дебиты нефти на залежах с разной историей разработки, является максимальное сохранение во времени первоначального пластового давления, особенно на залежах с высокой неоднородностью по разрезу, для чего осуществляется увеличение охвата дренированием залежи по разрезу, экономия капитальных вложений за счет совершенствования площадной системы разработки и организации системы поддержания пластового давления и вытеснения нефти по каждому из пластов и/или пропластков по разрезу с дифференциацией давления нагнетания по каждому из них, соответственно фильтрационно-емкостным свойствам конкретного пласта и/или пропластка.
Техническими задачами предлагаемого способа разработки нефтяной залежи являются увеличение нефтеизвлечения, ввод в активную разработку всех запасов залежи и предотвращение образования застойных зон при максимально корректном размещении добывающих и нагнетательных горизонтальных забоев в залежах с высокой неоднородностью по разрезу, позволяющем достигнуть и удержать высокие дебиты нефти путем максимального охвата разреза пласта вытеснением закачиваемым агентом с сохранением пластового давления в зоне отбора по каждому из пластов и/или пропластков разреза.
Указанная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим разбуривание залежи вертикальными и горизонтальными многозабойными скважинами по технологической сетке с формированием элементов разработки, включающих в каждом нагнетательную и добывающие скважины, циклическую закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины 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.
Новым является то, что перед разбуриванием залежи с площадной системой разработки выделяют участки с двумя и более продуктивными пластами и/или пропластками в разрезе, на участках формируют элементы, вскрывая эти пласты и/или пропластки вертикальными нагнетательными скважинами, в каждом элементе бурят две многозабойные скважины с горизонтальным окончанием в каждом пласте и/или пропластке по двум противоположным сторонам элемента длиной, равной 80-96% от длины стороны элемента, в нагнетательных скважинах разделяют продуктивные пласты и/или пропластки управляемыми пакерами для дифференциации давления нагнетания по каждому из пластов и/или пропластков в зависимости от их фильтрационно-емкостных свойств, бурят дополнительную добывающую скважину в элементах, горизонтальные участки которой расположены в каждом из пластов и/или пропластков в сторону нагнетательных скважин до сообщения с соответствующей нагнетательной скважиной в соответствующем пласте и/или пропластке, участок каждого горизонтального ствола снабжают глухим пакером, обеспечивающим изоляцию и отделяющим забой с нагнетательной скважиной на расстоянии не более 40-60 м, а устье добывающей скважины изолируют так, чтобы зона отбора составляла 5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт, при этом нагнетательные скважины оборудуют устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента в каждый из вскрытых пластов и/или пропластков соответствующих скважин с периодами и давлением, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции.
На фиг. 1 показана схема размещения скважин, вид сверху.
На фиг. 2 показана схема разреза многопластовой залежи.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.
Способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи вертикальными 1-9 (фиг. 1) и горизонтальными многозабойными 10-27 скважинами по любой известной технологической сетке с формированием элементов разработки 28, включающих в каждом нагнетательную и добывающие скважины, циклическую закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины 1-9 и отбор продукции через добывающие скважины 10-27, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального. Элементом системы разработки 28 является конкретная ячейка, в данном случае площадной системы разработки, сформированная из группы добывающих скважин в углах правильной геометрической фигуры и нагнетательной скважины 1-9 в ее центре. На фиг. 1 представлен участок залежи с девятью элементами, номера которых соответствуют номерам нагнетательных скважин (1-9). Рассмотрим на фиг. 2 один элемент 28 с нагнетательной скважиной 6. Перед разбуриванием залежи с площадной системой разработки выделяют участки с двумя и более продуктивными пластами 29 (фиг. 2), 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластками 29, 29′, 29′′ и 29′′′ в разрезе, на участках формируют элементы 28 (фиг. 1), вскрывая эти пласты 29, 29′, 29′′ и 29′′′ (фиг. 2) и/или пропластки 29, 29′, 29′′ и 29′′′ вертикальными нагнетательными скважинами 6, производят моделирование, в каждом элементе 28 бурят две многозабойные скважины 19-27 с горизонтальным окончанием в каждом пласте и/или пропластке по двум противоположным сторонам элемента 28 длиной, равной 80-96% от длины стороны элемента 28, в нагнетательных скважинах 1-9 разделяют продуктивные пласты 29, 29′ и 29′′ и/или пропластки 29, 29′ и 29′′ управляемыми пакерами 35 для дифференциации давления нагнетания по каждому из пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′ в зависимости от их фильтрационно-емкостных свойств, бурят дополнительную добывающую скважину 13 в элементах 28, горизонтальные участки которой 30, 31 и 32 расположены в каждом из пластов 29, 29′, 29′′ и/или пропластков 29, 29′, 29′′ в сторону нагнетательной скважины 6 до сообщения с ней в соответствующем пласте 29, 29′, 29′′ и/или пропластке 29, 29′, 29′′. Участок каждого горизонтального ствола снабжают глухим пакером 33, обеспечивающим изоляцию и отделяющим забой с нагнетательной скважиной 6 на расстоянии от 40 до 60 м, а устье добывающей скважины 13 так, чтобы зона отбора 34 составляла 5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт 29, 29′, 29′′ и/или пропласток 29, 29′, 29′′. При этом нагнетательную скважину 6 оборудуют устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента (на фиг. 1 и 2 не показаны) в каждый из вскрытых пластов 29, 29′, 29′′ и/или пропластков 29, 29′, 29′′ соответствующих скважин с периодами и давлением, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции.
Размещают проектный фонд скважин 1-18 на имеющихся картах в соответствии с текущей степенью разведанности по проектной сетке скважин. На фиг. 1 представлена схема размещения скважин на участке залежи по площадной пятиточечной системе разработки, где скважины 1-3, 4-6, 7-9 - проектные нагнетательные вертикальные скважины, 10-12, 13-15, 16-18 многозабойные добывающие-нагнетательные; 19-21, 22-24, 25-27-многозабойные добывающие с горизонтальным окончанием в каждом пласте 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластке 29, 29′, 29′′ и 29′′′. Элементом системы разработки является конкретная ячейка, в данном случае площадной системы разработки, сформированная из группы добывающих скважин в углах правильной геометрической фигуры и нагнетательной скважины в ее центре. На фиг. 1 представлен участок залежи с девятью элементами, номера которых соответствуют номерам нагнетательных скважин (1-9). Начинают разбуривание с вертикальных нагнетательных скважин 1-3, 4-6, 7-9 в центре каждого элемента, в каждой из которых производят ГИС, выделяют пористо-проницаемые пласты 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластки 29, 29′, 29′′ и 29′′′, производят освоение и пускают в эксплуатацию. По результатам бурения, имеющимся сейсмическим исследованиям уточняют геологическое строение участка залежи, емкостно-фильтрационные характеристики свойства пластов пластов 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластков 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и величину запасов нефти, производят гидродинамические исследования, определяют пластовые давления. С учетом всей имеющейся геолого-физической и промысловой информации производят геологическое и гидродинамическое моделирование залежи, на основании моделирования по геологическим разрезам выбирают участки с наличием в разрезе двух и более пластов 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластков 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и приступают к разбуриванию элементов по проектной сетке. В элементах 28 бурят как минимум две многозабойные скважины 19, 24 с горизонтальным окончанием (не показан). В каждом пласте 29, 29′ и 29′′ и/или пропластке 29, 29′ и 29′′ по двум противоположным сторонам элемента длиной, равной 80-96% от длины стороны элемента, в нагнетательной скважине 6 разделяют продуктивные пласты 29, 29' и 29" и/или пропластки 29, 29′ и 29′′ управляемыми пакерами 35 для дифференциации давления нагнетания по каждому из пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′ в зависимости от их фильтрационно-емкостных свойств, затем бурят многозабойную скважину 13 с входом в пласт в середине правой стороны элемента, прошивают описанную вертикальную нагнетательную скважину 6 с расположением горизонтальных участков с открытым забоем или обсаживают фильтром с глухим пакером 33 в середине элемента и по направлению бурения, параллельно сторонам, на которых расположены многозабойные добывающие скважины с горизонтальным окончаниям 19, 24 длиной от 40 до 60 м в каждом продуктивном пласте 29, 29′ и 29′′ и/или пропластке 29, 29′ и 29′′, причем в каждом продуктивном пласте 29, 29′ и 29′′ и/или пропластке 29, 29′ и 29′′ горизонтальные интервалы для нагнетания отделяются от добывающих глухим пакером 33 в каждом пласте 29, 29′ и 29′′ и/или пропластке 29, 29′ и 29′′ длиной 50-75% от общей длины каждого ствола многозабойной скважины 13 от нагнетательного интервала и непосредственно до добывающего интервала, а длина добывающих интервалов многозабойной скважины - 5-24% длины всего горизонтальных участков стволов многозабойной добывающей горизонтальной скважины 13 от точки входа в пласт 29, 29' и 29" и/или пропласток 29, 29′ и 29′′ до забоя - глухого пакера 33, циклическую закачку вытесняющего агента осуществляют в каждый из продуктивных пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′ с определением оптимального давления и периода закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и не происходит преждевременного обводнения добываемой продукции (фиг. 1, 2).
В процессе бурения многозабойных горизонтальных скважин корректируют траекторию прохождения горизонтальных стволов по проницаемым пластам и/или пропласткам с условием соблюдения руководящего документа РД 153-39.0-778-12.
Скважины пускают в эксплуатацию, производят замеры добычи нефти и расхода нагнетаемого агента, осуществляют корректировку гидродинамической модели.
При этом значительно увеличивается фильтрационная поверхность, необходимая для поступления добываемой продукции в каждую скважину, которая до двух порядков больше фильтрационной поверхности забоя обычной вертикальной и/или наклонно направленной скважины и гасит бурение двух вертикальных скважин, что позволяет кратно увеличить дебиты скважин. Повышается степень сообщаемости ствола скважины с пластом и/или пропластком, вероятность более совершенного вскрытия пласта и/или пропластка скважины. Циклическое воздействие на пласт и/или пропласток позволяет выравнивать фронт вытеснения, а небольшие депрессии в добывающем фонде способствуют снижению добычи попутной воды и повышению суммарной добычи нефти. Результатом внедрения данного способа являются интенсификация добычи нефти и повышение степени нефтеизвлечения.
Пример конкретного выполнения.
2
2
2
2
Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка в отложениях башкирского яруса среднего карбона с глубиной залегания 870 м, характерного для массивных и пластовых залежей. Участок разбурили редкой сеткой вертикальных нагнетательных скважин (фиг. 1) в середине каждого элемента 28 со стороной квадрата 400 м, осуществили их обустройство, ввели в эксплуатацию. В процессе бурения уточнили геологическое строение залежи, в скважине 6 произвели сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП), произвели геолого-гидродинамическое моделирование с учетом основного северного направления трещиноватости. Произвели расстановку добывающего проектного фонда скважин с ориентацией горизонтальных стволов ортогонально основному направлению трещиноватости, определенному НВСП. В разрезе участка залежи выделили четыре основных нефтенасыщенных пласта-коллектора 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластка 29, 29′, 29′′ и 29′′′, нижний из которых с водонефтяным контактом (ВНК). Освоение залежи начали с одного из элементов 28, определили по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) вертикальной нагнетательной скважины 6 коллекторскую характеристику каждого пласта 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластка 29, 29′, 29′′ и 29′′′ (сверху вниз: коэффициент пористости Кп=10%; 12%; 14,7% и нижний с ВНК - 16% и коэффициент проницаемости Кпр.=0,025 мкм; 0,065 мкм; 0,207 мкм и нижний с ВНК - 0,504 мкм, выделили интервалы, разделяющие пласты 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластки 29, 29′, 29′′ и 29′′′ (толщина перемычек составила соответственно 2,8 и 3,0 м) для установки управляемых разделительных пакеров 35 с целью дифференциации давления нагнетания по каждому из пластов 29, 29′, 29′′ и 29′′′ и/или пропластков 29, 29′, 29′′ и 29′′′.
2
2
2
3
Произвели бурение многозабойных скважин с горизонтальным окончанием 19, 24 в пластах-коллекторах 29, 29' и 29" и/или пропластках 29, 29′ и 29′′ по дополнительному плану работ по двум параллельным сторонам элемента 28 из числа проектных (10-27). В процессе бурения проводку стволов корректировали по показаниям датчиков гамма-каротажа ГК и инклинометра с наддолотного модуля (НДМ) и в конце бурения произвели окончательные ГИС по скважинам (10-27), уточнили коллекторскую характеристику каждого из вскрытых продуктивных пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′ (сверху вниз): коэффициент пористости Кп=10,3%; 13%; 15,2% и коэффициент проницаемости Кпр.=0,025 мкм; 0,081 мкм; 0,214 мкм. Освоили скважины 19, 24 и пустили в эксплуатацию. Дебит составил 21 и 20 т/сут при обводненности 4 и 5% соответственно. Затем произвели бурение многозабойной скважины 13 с точкой входа в породы башкирского яруса на третьей стороне квадрата и с горизонтальным окончанием в каждом из пластов, прошив вертикальную нагнетательную 6 скважину в интервале подошвенной части каждого из пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′ и на 43 м дальше забоя нагнетательной скважины. В ходе бурения траекторий навигацию производили по данным НДМ, соблюдая требования руководящего документа РД 153-39.0-778-12. В интервале каждого горизонтального ствола произвели установку глухого пакера 33 длиной 133 м, обеспечивающего изоляцию и отделяющего забой с нагнетательной скважиной 6 на расстоянии 50 м от горизонтального забоя для нагнетания агента, а добывающие интервалы 34 оставили длиной, равной 60 м от точки входа в башкирский объект в каждом пласте 29, 29′ и 29′′ и/или пропластке 29, 29′ и 29′′ (5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт) - зону отбора нефти по третьей стороне элемента 28, с предварительной закачкой в них вязкоупругих систем (ВУС) на период операции установки глухого пакера 33 для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны, освоили скважину 13 и запустили в эксплуатацию (фиг. 2). В интервале установленных по ГИС перемычек между первым 29 и вторым 29′, вторым 29′ и третьим 29′′ пластами (фиг. 2) в нагнетательной вертикальной скважине 6 установили разделительные управляемые пакеры 35 (фиг. 2). Нагнетательную скважину 6 оборудовали устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента (на фиг. 1 и 2 не показаны) в каждый из вскрытых пластов 29, 29′ и 29′′ и/или пропластков 29, 29′ и 29′′, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции (6,0; 6,5 и 7,0 МПа соответственно) по результатам гидродинамических исследований. Отбор продукции из скважины 13 производится через добывающие интервалы открытых стволов (по 60 м) от точки входа в пласты 29, 29′ и 29′′ и/или пропластки 29, 29′ и 29′′. Текущее пластовое давление по участку составило 8,8 МПа, что на 0,1 МПа ниже начального в результате работы залежи в течение полугода, разбуренной нагнетательными скважинами, запущенными вначале в качестве добывающих. Нагнетательная скважина 6 работает циклически с периодом 10/20 сут и объемом закачки 36 м/сут. Дебит добывающих интервалов третьей многозабойной скважины составил 9,0 т/сут при обводненности 5%.
Остальные элементы 28 со скважинами (1-5, 7-9) обустраивают аналогично. Применение предложенного способа с указанной разкустовкой 36 позволит интенсифицировать добычу, сократить время разработки месторождения и добиться повышения КИН неоднородного нефтяного объекта.
3
В такой же последовательности продолжили освоение следующих смежных элементов 28. Таким образом, получилось, что в каждом элементе 28 по четыре скважины 6, 13, 19, 24 и каждая четвертая скважина 14 с левой стороны элемента 28 работает на два элемента 28 и добыча ее только одной частью отнесена к рассматриваемому элементу 28, а две трети - к следующему, где расположены ее горизонтальные части стволов 34 (фиг. 2). По истечении 10 лет работы четырех добывающих скважин и одной вертикальной нагнетательной скважины, с циклической закачкой агента в небольшие горизонтальные интервалы по 36 м/сут, пластовое давление упало на 0,89 МПа, накопленная добыча с учетом падения за 10 лет составила 143,9 тыс. т. Дебит нефти по горизонтальным добывающим интервалам многозабойной скважины на правой стороне элемента, отнесенный только к указанному элементу, составляет 5,0 т/сут при обводненности 3%.
Таким образом, дополнительная годовая добыча относительно добычи по известному способу составит на 5,1 тыс. т больше.
За счет большего охвата дренированием разреза в предлагаемом способе и больших дебитов скважин за 10 лет будет добыто нефти на 50,9 тыс. т больше. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому элементу участка составит по предлагаемому способу 0,16 д. ед. Текущий коэффициент извлечения нефти за 10 лет эксплуатации увеличился в 1,55 раза.