СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ, ОСЛОЖНЕННОЙ ВЕРТИКАЛЬНЫМ РАЗЛОМОМ
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF OIL DEPOSIT COMPLICATED WITH VERTICAL RUPTURE

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами.
Известен способ разработки сложнопостроенной нефтяной залежи (патент RU 2065939, 6 Е21В 43/20, опубл. 27.08.1996 г.). На залежи выделяют участок, ограниченный глубинным прогибом пласта и литологическим замещением на неколлектор. На выделенном участке размещают добывающие скважины и отбирают нефть на естественном режиме. Размещают нагнетательные скважины вдоль глубинного прогиба пласта и бурят дополнительные добывающие скважины по уплотненной сетке. Разрабатывают залежь на режиме поддержания пластового давления. При 60-70% отборе извлекаемых запасов на выделенном участке обводнившиеся добывающие скважины переводят в нагнетательные и формируют фронты вытеснения вдоль зоны литологического замещения пласта на неколлектор.
Недостатком этого способа является то, что в данном случае возможен отток нефти за внешний контур нефтеносности, который ведет к снижению нефтеизвлечения.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, имеющей зоны выклинивания коллектора (патент RU 2090743, 6 Е21В 43/20, 43/30, опубл. 20.09.1997 г. Бюл. 26). Способ предусматривает размещение нагнетательных скважин вдоль линии выклинивания коллектора. В непосредственной близости от них и параллельно линиям выклинивания коллектора располагаются стволы добывающих скважин или ряды вертикальных добывающих скважин. В нагнетательные скважины реагент закачивают после повышения пластового давления в этих скважинах выше начального давления на 5-10%.
Недостатком этого способа является то, что при редкой разбуренности скважинами залежи снижается вероятность точного определения границы коллектор - неколлектор, в результате чего повышается вероятность вскрытия скважинами зон с отсутствием коллекторов.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки залежи нефти за счет оптимизации размещения скважин и сокращения нерентабельного бурения скважин.
Техническая задача решается способом разработки залежи нефти, осложненной вертикальными разломами, включающим системное размещение добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие пласта вертикальными и горизонтальными скважинами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.
Новым является то, что определяют вертикальные разломы по структурным картам отражающих горизонтов и по картам дневной поверхности, размещают вертикальные скважины по редкой сетке, определяют гипсометрические отметки пласта, после чего производят системное размещение скважин за исключением зон максимального падения гипсометрических отметок пласта в непосредственной близости от разломов, вдоль которых размещают вертикальные добывающие скважины, после чего на участке с максимальными удельными запасами бурят дополнительно горизонтальные стволы, направленные в сторону линии разлома под углом 30-70°, при снижении в добывающих вертикальных скважинах дебита ниже уровня рентабельности их переводят в нагнетательные.
Новым является также то, что в близлежащих от добывающих горизонтальных стволов нагнетательных скважинах дополнительно зарезают боковые стволы, направленные субперпендикулярно к горизонтальным стволам добывающих скважин, причем забои боковых стволов располагают от ближайших горизонтальных стволов на расстоянии, исключающем прорыв вытесняющего агента.
На фиг.1 изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи нефти. На фиг.2 изображен разрез А-А по фиг.1.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.
Нефтяную пластовую залежь 1 (фиг.2) с терригенными коллекторами разбуривают вертикальными скважинами 2-12 (фиг.1) по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи по результатам глубокого бурения и сейсмических исследований на территории месторождения.
Определяют местоположение вертикального разлома 13 (фиг.1 и 2) на залежи 1 (фиг.2) по результатам комплексного изучения имеющихся данных: структурных планов по отражающим горизонтам «Д», «У», «В» (не показаны), построенных по результатам сейсморазведочных работ методом 2D, 3D, структурных планов продуктивных пластов по данным непродольного вертикального сейсмопрофилирования, структурных планов рельефа дневной поверхности с нанесением русел рек, аэрокосмогеологических исследований и т.д.
Для системного размещения скважин в непосредственной близости от линии вертикального разлома 13 (фиг.1) выделяют участки залежи с возрастающими гипсометрическими отметками 14, соответствующие поднятию 15 в пределах залежи 1 (фиг.2).
Над зоной вертикального разлома 13 (фиг.2) вверх по разрезу значительно сокращаются нефтенасыщенные толщины 16 терригенных продуктивных пластов в результате увеличения глинизации пород-коллекторов, в некоторых случаях до полного замещения их на породы-неколлекторы и понижения гипсометрических отметок продуктивного пласта. Таким образом, при разбуривании залежи требуется уточнение местоположения добывающих и нагнетательных скважин 2-12 (фиг.1) и, соответственно, всей системы разработки залежи.
Скважины 2-4 размещают и бурят вдоль границы зоны максимального падения гипсометрических отметок, скважины 5-12 - по направлению увеличения нефтенасыщенных толщин и повышения гипсометрических отметок продуктивного пласта. Дополнительно на участке с максимальными удельными запасами нефти бурят скважины с горизонтальными стволами 17, 18. Траектории горизонтальных стволов 17 и 18 проводят под углом от 30 до 70° к линии вертикального разлома. При пересечении горизонтальным стволом трещин, сопутствующих зонам разломов, увеличивается площадь дренирования скважины, повышаются дебиты нефти и снижается вероятность вскрытия пород-неколлекторов. Длины горизонтальных стволов 17 и 18 равны шагу проектной сетки скважин (200-350 м).
Добывающие скважины 2-12 работают на естественном режиме. Добывающие скважины 8 и 9, наиболее удаленные от зон максимального падения гипсометрических отметок и расположенные в непосредственной близости от горизонтальных стволов добывающих скважин, переводят в нагнетательные при снижении дебитов нефти до предельно рентабельных или по мере обводнения добываемой продукции скважин. Причем из скважины 9 зарезают боковой ствол 19, направленный субперпендикулярно к траектории горизонтального ствола 18. Длина бокового ствола и расстояние от забоя бокового ствола до траектории ближайшего горизонтального ствола, необходимое для исключения возможности прорыва вытесняющего агента в горизонтальный ствол скважины, определяются по результатам гидродинамического моделирования залежи 1. В результате направленного движения вытесняющего агента по боковому стволу 19 значительно снижается вероятность оттока жидкости за пределы залежи в случае близкого расположения скважины от контура нефтеносности.
При наличии в пределах залежи двух или более вертикальных разломов предложенный способ размещения скважин повторяется для каждого участка отдельно.
Таким образом, предлагаемый способ разработки залежи нефти, осложненной вертикальным разломом, позволяет повысить охват выработкой запасов нефти, увеличить дебиты нефти добывающих скважин и нефтеотдачу пласта.
Пример конкретного выполнения.
Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для пластовой залежи бобриковского горизонта.
Нефтяную пластовую залежь 1 (фиг.2) с терригенными коллекторами разбурили вертикальными скважинами 2-12 (фиг.1) по треугольной сетке 300×300 м. По результатам глубокого бурения скважин и сейсмических исследований территории месторождения методом 2D уточнили геологическое строение залежи.
Построили структурную карту кровли пласта, карту эффективных нефтенасыщенных толщин. Определили местоположение вертикального разлома 13 (фиг.1 и 2) на залежи 1 (фиг.2) по результатам бурения скважин и комплексного изучения структурных планов по отражающим горизонтам «Д» и «У», построенных по результатам сейсморазведочных работ методом 2D и структурных планов рельефа дневной поверхности с нанесением русла реки. Вертикальный разлом имеет северное направление и литологически ограничивает залежь с запада. К востоку от вертикального разлома на расстоянии 280 м прослеживается значительное повышение гипсометрических отметок с минус 1142 до минус 1120 м.
Для системного размещения скважин на расстоянии более 280 м от линии вертикального разлома 13 (фиг.1) выделили участок залежи с гипсометрическими отметками выше - 1120 м 14, в пределах которого нефтенасыщенная толщина коллекторов составила более двух метров.
В результате увеличения глинизации пород над зоной вертикального разлома 13 (фиг.2) нефтенасыщенные толщины пласта 16 были полностью замещены на глинистые аналоги. Гипсометрические отметки продуктивного пласта в направлении вертикального разлома понижаются на 1-22 м. При разбуривании залежи скважины 2-4 разместили вдоль границы зоны максимального падения гипсометрических отметок 14, которой соответствует изогипса с абсолютной отметкой минус 1120 м. Скважины 5-12 разместили и пробурили в направлении увеличения нефтенасыщенных толщин и повышения гипсометрических отметок нефтенасыщенного пласта 1. Дополнительно на участке выделили зону с максимальными удельными запасами нефти на одну скважину (75 тыс.т) и пробурили добывающие скважины с горизонтальными стволами 17, 18 длиной 300 м. Траектории горизонтальных стволов 17 и 18 провели под углом 60° к линии вертикального разлома.
Скважины с горизонтальными стволами эксплуатировали залежь нефти в течение трех лет с дебитами нефти, составляющими 14-18 т/сут, которые превысили дебиты нефти окружающих вертикальных скважин, равные 5-6 т/сут. Обводненность продукции за время работы добывающих скважин осталась стабильной и не превысила 12%.
3
Добывающие скважины 2-12 работали на естественном режиме. За этот период в результате снижения пластового давления в залежи дебиты нефти в скважинах постепенно падали и в скважинах 8 и 9 составили менее 1,0 т/сут. С целью создания системы поддержания пластового давления скважины 8 и 9, как наиболее удаленные от зон максимального падения гипсометрических отметок и расположенные на расстоянии шага сетки от горизонтальных стволов, перевели в нагнетательные. Дополнительно из скважины 9, пробуренной на расстоянии 320 м от контура нефтеносности, зарезали боковой ствол 19 (БС), направленный субперпендикулярно к траектории горизонтального ствола 18. Расчетная длина БС составила 50 м. В результате закачки 70 тыс.мпластовой воды в нагнетательные скважины давление на участке залежи повысилось с 10,2 до 11,4 МПа. В результате эксплуатации добывающих скважин с горизонтальными стволами получена дополнительная добыча нефти за счет увеличения площади дренирования пласта и соответственно увеличен экономический эффект. Эффективность эксплуатации скважин с горизонтальными стволами повышается в результате применения закачки жидкости в нагнетательные скважины.
Предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеизвлечения, расширение функциональных возможностей и области применения при различных условиях разработки залежей, осложненных вертикальными разломами.