СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ИЗОЛИРОВАННОЙ ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОЙ ЛИНЗЫ
METHOD OF DEVELOPMENT OF ISOLATED LITHOLOGICALLY SCREENED OIL-SATURATED LENS

Изобретение относится к области разработки нефтяной залежи пластово-сводового типа как на ранней, так и на поздней стадии разработки, в границах которой встречаются изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые одиночной скважиной.
Известен способ разработки нефтенасыщенной линзы и активации сопредельных непромышленных запасов нефти [1], включающий проведение комплекса геолого-геофизических, гидродинамических, керновых, флюидальных PVT исследований всех разведочных скважин, в том числе оказавшихся за пределами нефтенасыщенной линзы, привлечение данных 3D сейсмики для картирования границ сопредельных низкопроницаемых коллекторов за пределами нефтенасыщенной линзы, при этом создают 3D геологическую, а затем 3D гидродинамическую модель продуктивного пласта, адаптируют 3D гидродинамическую модель к результатам исследований всех разведочных скважин с варьированием числа и типа добывающих и нагнетательных скважин, их местоположения, режимов закачки и отбора нефти и жидкости, а нефтенасыщенную линзу уподобляют укрупненной добывающей скважине, производят бурение добывающих скважин в нефтенасыщенную линзу, добычу нефти из нефтенасыщенной линзы осуществляют в режиме истощения пластовой энергии, бурят нагнетательные горизонтальные и/или многозабойные скважины в сопредельных коллекторах с непромышленными запасами нефти или создают эти скважины из фонда разведочных скважин, закачкой в них воды реализуют процесс активизации сопредельных непромышленных запасов нефти за счет вытеснения ее водой в нефтенасыщенную линзу - укрупненную добывающую скважину.
Недостатком данного способа является следующее. В процессе разработки линзовидной залежи дополнительно производят бурение нагнетательной горизонтальной и/или многозабойных скважин. Поскольку в линзовидных залежах запасы нефти незначительны, бурение дополнительных скважин может оказаться нецелесообразным с экономической точки зрения. Для активизации сопредельных непромышленных запасов нефти за счет вытеснения ее водой необходимы дополнительные затраты на организацию системы поддержания пластового давления (ППД) на поверхности, что также повысит себестоимость добытой тонны нефти.
Известен также способ разработки мелких залежей и отдельных линз многопластового нефтяного месторождения [2], включающий закачку химических реагентов через скважину в продуктивный пласт, повышение пластового давления за счет выделения в результате реакции углекислого газа и отбор продукции через эту скважину. Через вертикальную скважину по продуктивному пласту бурят не менее одного горизонтального ствола, имеющего криволинейное расположение в плане. Закачку расчетного объема реагентов осуществляют периодами с выдержкой на стабилизацию давления без отбора продукции между ними до повышения пластового давления до начального и последующим отбором продукции до экономически рентабельного уровня. Циклы повторяют.
Данный способ разработки линзовидной залежи обладает теми же недостатками, что и предыдущее техническое решение.
2
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы [3], включающий определение границ и анализ профиля линзы, бурение бокового ствола через вертикальную скважину, установку пакера, вскрытие линзы, закачку рабочего агента через вертикальную скважину и отбор продукции скважины через боковой ствол, при этом при площади линзы не более 62,5 тыс.м, нефтенасыщенной толщине пласта линзы менее 2 м и при расположении вертикальной скважины в центральной или краевой зоне линзы бурят не менее одного бокового ствола через вертикальную скважину с входом в нефтенасыщенный пласт линзы на расстоянии не менее 50 м от вертикального ствола в зону с наибольшими извлекаемыми запасами. В вертикальной скважине производят перфорацию в интервале подошвенной части нефтенасыщенного пласта линзы, пакер устанавливают выше зоны перфорации, а боковым стволом вскрывают верхнюю часть нефтенасыщенного пласта линзы, при этом закачку рабочего агента производят в циклическом режиме с ее приостановкой.
Недостатком прототипа является следующее. Поскольку в линзовидных залежах запасы нефти незначительны, бурение дополнительного бокового ствола и мероприятия, направленные на организацию системы ППД, могут оказаться нецелесообразными с экономической точки зрения.
Задачей изобретения является создание способа разработки нефтенасыщенной линзы, позволяющего достичь максимального коэффициента извлечения нефти при минимальных капиталовложениях.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одиночной скважиной, включающем вскрытие линзы, определение границ и анализ профиля линзы, перфорацию скважины, по меньшей мере, в подошвенной части линзы и отбор продукции, согласно изобретению вскрывают скважиной нижерасположенный относительно линзы продуктивный пласт, проводят комплекс геолого-геофизических, гидродинамических, керновых, флюидальных PVT исследований и создают 3D геологическую и 3D гидродинамическую модели нефтенасыщенной линзы и нижерасположенного продуктивного пласта, адаптируют 3D гидродинамическую модель к результатам всех исследований; выполняют в центральной части линзы перфорационные отверстия, через которые путем продавливания легкофильтрующегося тампонажного состава создают барьер, обеспечивающий предотвращение преждевременного обводнения скважины и увеличение коэффициента охвата линзы вытеснением; перфорируют скважину в интервале продуктивного пласта для обеспечения перетока пластового флюида из продуктивного пласта в подошвенную часть линзы, и в кровельной части линзы для обеспечения отбора продукции; разобщают интервалы перфорации скважины в подошвенной и кровельной частях линзы, после чего осуществляют отбор продукции на водонапорном режиме, обеспечиваемом нижерасположенным продуктивным пластом.
Кроме этого продуктивный пласт может быть водоносным горизонтом или разрабатываемым объектом с организованной системой поддержания пластового давления.
Помимо этого гидродинамическая модель может быть использована для определения оптимального режима работы скважины.
В частном случае выполнения интервалы перфорации скважины в кровельной и подошвенной частях линзы могут разобщать цементным мостом или пакером.
Заявляемый способ разработки линзы поясняется следующими графиками и рисунками: на фиг.1 показана схема разработки линзовидной залежи одной скважиной; на фиг.2 - график накопленной добычи нефти по скважине 5 Пожихарского месторождения нефти в зависимости от соотношения площадей горизонтальных сечений барьера и линзы в ее центральной части; на фиг 3 - график накопленной добычи нефти по скважине 5 Пожихарского месторождения нефти в зависимости от режима работы скважины.
В заявляемом способе предложена отличная от представленных аналогов система разработки залежи линзовидной структуры одной скважиной. Отличие заключается в том, что источником энергии для ППД в линзе служит энергия нижележащего продуктивного пласта. Нижележащий пласт может быть как разрабатываемым объектом с организованной системой ППД, так и водоносным горизонтом, упругой энергии которого будет достаточно для поддержания давления в линзе.
Одиночной скважиной 1 (фиг.1) вскрывают нефтенасыщенную линзу 2 и нижерасположенный продуктивный пласт 3. Проводят комплекс геолого-геофизических работ, гидродинамических, керновых, флюидальных PVT исследований, по результатам которых определяют границы линзы, анализируют ее профиль, оценивают запасы нефти в линзе 2 и энергетический потенциал продуктивного пласта 3, строят 3D геологическую и 3D гидродинамическую модели нефтенасыщенной линзы 2 и нижерасположенного продуктивного пласта 3, адаптируют 3D гидродинамическую модель к результатам всех исследований. Затем последовательно выполняют следующие операции: в центральной части линзы 2 перфорируют скважину 1 для создания барьера 4, обеспечивающего предотвращение преждевременного обводнения скважины 1 и увеличение коэффициента охвата линзы 2, при этом барьер 4 устанавливают путем продавливания легкофильтрующегося тампонажного состава через перфорационные отверстия 5 в скважине 1; для обеспечения гидродинамической связи между продуктивным пластом и линзой создают перфорационные отверстия 6 в интервале продуктивного пласта 3 и перфорационные отверстия 7 в подошвенной части линзы 2; устанавливают в скважине 1 в интервале центральной части линзы 2 цементный мост или пакер 8 для предотвращения прямого попадания пластового флюида из нижерасположенного пласта в продукцию скважины; на участке скважины 1, расположенном в кровельной части линзы 2, создают перфорационные отверстия 9 для обеспечения отбора продукции из линзы 2; отбор продукции из линзы 2 осуществляют на водонапорном режиме, обеспечиваемом водоносным горизонтом или разрабатываемым объектом с организованной системой поддержания пластового давления. С помощью построенной гидродинамической модели можно определить оптимальный режим работы скважины, который обусловлен такими показателями, как-то: сроки разработки, рентабельный минимальный дебит нефти, проектный коэффициент извлечения нефти и др.
Возможность осуществления предлагаемого способа разработки нефтенасыщенной линзы, обеспечивающего решение указанной технической задачи, покажем на примере скважины №5 Пожихарского месторождения нефти, эксплуатирующей линзовидную залежь петриковского горизонта.
Скважиной №5 вскрыли нефтенасыщенную линзу 2 и нижерасположенный водоносный пласт 3. Проведенные исследования позволили определить следующее: мощность линзы составляет 13,3 м, запасы нефти - 65 усл.ед., энергии нижерасположенного водоносный пласта достаточно для разработки линзы.
Эффективность использования предложенного способа оценивалась на гидродинамической модели. Критерием эффективности служил показатель накопленной добычи нефти при достижении предельной обводненности (90%) добываемой продукции. В качестве изменяемых параметров выбраны площадь устанавливаемого барьера и режим работы скважины.
Результаты расчета показали, что степень выработки запасов линзы растет с увеличением соотношения площади горизонтального сечения барьера к площади горизонтального сечения линзы. Данная зависимость показана на фиг.2, где по оси абсцисс отложен логарифм времени разработки линзы, по оси ординат - накопленная добыча нефти. 1-я зависимость показывает накопленную добычу нефти при соотношении площадей 1/40, 2-я - при соотношении площадей 1/30, 3-я - 1/20. Из сравнения графиков видно, что чем больше соотношение площади барьера 4 к площади линзы 2, тем больше накопленная добыча нефти. Данная ситуация объясняется тем, что установка барьера предотвращает конусообразование, которое приводит к преждевременному обводнению продукции скважины. За счет создания барьера 4 создаются условия для вытеснения нефти из отдаленных от скважины участков линзы, что приводит к увеличению коэффициента охвата.
Результаты расчета показали, что эффективность разработки линзы зависит также от режима работы скважины. Данная зависимость показана на фиг.3, где по оси абсцисс отложен логарифм времени разработки линзы, по оси ординат - накопленная добыча нефти. 1-я зависимость показывает накопленную добычу нефти при постоянной эксплуатации скважины, 2-я - при периодической работе скважины с периодами 30 дней в работе и 30 дней в простое, 3-я - 30 дней в работе и 60 дней в простое. Из сравнения графиков видно, что чем больше период простоя скважины, тем больше накопленная добыча нефти из линзы. Оптимальный режим работы скважины подбирают исходя из целей, поставленных перед разработчиками: сроки разработки, минимальный рентабельный дебит нефти, проектный коэффициент извлечения нефти.
Таким образом, использование предлагаемого способа разработки нефтенасыщенной линзы позволяет сократить затраты, направленные на организацию системы ППД в линзе, за счет использования энергии нижележащего продуктивного пласта, и одновременно обеспечить достижение проектного коэффициента извлечения нефти.
Источники информации
1. RU 2318995, МПК Е21В 43/20, 2008.03.10.
2. RU 2086756, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/14, 27.04.1997.
3. RU 2336414, МПК Е21В 43/20, 10.08.1997.