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. E21B 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. E21B 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 увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем определение направления трещиноватости коллектора, формирование элементов бурением горизонтальных нагнетательных скважин по квадратной сетке с параллельным расположением стволов и многозабойными добывающими скважинами с закругленными окончаниями стволов, расположенными вокруг ствола каждой горизонтальной скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, при обводнении последних определение интервалов обводнения и изоляцию обводнившихся интервалов, новым является то, что многозабойную скважину выполняют в форме полу эллипса, большая ось а которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси а/2 эллипса 0,1-0,8, при этом стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта (0,6-0,8)·а каждая, на которых через каждые 50-250 м устанавливают водонабухающие пакеры, а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 0,5 м и не более 2 м от нее, горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси а эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной (0,3-0,6)·а горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта в профиле на расстоянии не менее 0,2 м и не более 1 м от него. Если участок продуктивного пласта представлен чисто нефтяной зоной, то горизонтальные скважины после бурения отрабатывают на нефть до снижения пластового давления до 0,7 от начального, после чего бурят многозабойные добывающие скважины, а горизонтальные переводят под закачку рабочего агента.
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 соответственно схема размещения скважин на участке залежи с выделением элементов разработки, схема элемента в плане и профиль добывающей и горизонтальной скважин. Принятые обозначения: 1-4 - горизонтальные нагнетательные скважины, способные к отработке на нефть, 5-8 - многозабойные добывающие скважины со стволами в плане в форме полуэллипса, h - нефтенасыщенная толщина, S - направление трещиноватости коллектора, a/2 - большая полуось, b/2 - малая полуось эллипса проекции добывающей скважины в плане, c - минимальное расстояние от стволов многозабойной добывающей скважины до горизонтальной нагнетательной скважины, L - размеры элемента или расстояние между точками входа в пласт ближайших нагнетательных горизонтальных скважин, x - расстояние от ствола многозабойной скважины в нижней части до водонефтяного контакта в водо-нефтяной зоне или подошвы чисто нефтяной зоны пласта, y - расстояние от ствола горизонтальной скважины в верхней части до кровли продуктивного пласта, Т - водонабухающие пакеры.
Способ реализуют следующим образом.
На участке массивной залежи, продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями турнейского яруса, проводят 3Д-сейсморазведку, определяют направление трещин S (фиг.1). Проводят геологическое и гидродинамическое моделирование участка с учетом трещиноватости, рассчитывают оптимальные параметры скважин по предлагаемому способу.
Затем разбуривают редкой квадратной сеткой горизонтальных нагнетательных скважин 1-4 (фиг.1) с расстоянием L между точками входа стволов в продуктивный пласт. Причем стволы горизонтальных скважин направляют под углом α=30-60° к направлениям трещин S (фиг.2) и проводят у водо-нефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта на расстоянии x не менее 0,2 м и не более 1 м от него (фиг.3). Значения х=0,2-1 м определены исходя из точности проводки скважин, наиболее эффективного вытеснения и максимального времени работы скважины до полного обводнения. Горизонтальные скважины выполняют длиной (0,3-0,6)·а горизонтальной части в продуктивном пласте, определенной по гидродинамическому моделированию из условия обеспечения поддержания пластового давления на начальном уровне для разных режимов работы добывающих скважин и различной длины их перфорированных участков. Угол α=30-60° также определен расчетным путем как наиболее эффективный с точки зрения продвижения фронта вытеснения и большего времени работы добывающих скважин до полного обводнения.
Вокруг каждой горизонтальной нагнетательной скважины бурят многозабойные добывающие скважины 5-8 (фиг.1), состоящие из двух стволов, длиной в продуктивной части пласта по (0,6-0,8)·а каждая, в форме полуэллипса, определенных расчетным путем как наиболее эффективных с точки зрения охвата элементов. В данных скважинах большая ось а направлена под углом α=30-60° по указанным выше причинам к направлениям трещин S (фиг.2) и совпадает с направлением горизонтальных стволов нагнетательных скважин 1-4 соответственно, при этом отношение малой полуоси b/2 эллипса к его большой полуоси а/2 равна b/a=0,1-0,8, что объясняется различными вариантами конфигурации скважин в зависимости от конфигурации залежей и направлений трещиноватости. Минимальное расстояние от стволов многозабойной добывающей скважины до горизонтальной нагнетательной равно С. При этом на стволах многозабойной добывающей скважины через каждые 50-250 м (в зависимости от длины горизонтальных стволов многозабойной добывающей скважины) устанавливают водонабухающие пакеры 7 (фиг.2), а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии у не менее 0,5 м и не более 2 м от нее (фиг.3). Значения х=0,5-2 м определены исходя из максимального отбора нефти и максимального времени работы скважины до полного обводнения. Конкретные значения параметров определяют заранее по результатам гидродинамического моделирования.
Таким образом, формируют элементы системы разработки размерами L×L (фиг.1). Осуществляют добычу нефти из добывающих скважин 5-8 и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины 1-4.
В процессе эксплуатации многозабойной добывающей скважины происходит прорыв воды, в первую очередь по вертикальным трещинам с водоносной части пласта в нижнюю часть горизонтальных стволов. При обводненности боле 98% скважины останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения ствола. Далее отсекают обводнившиеся интервалы водонабухающими пакерами Т и вновь пускают скважины в работу.
Если участок продуктивного пласта представлен чисто нефтяной зоной, то горизонтальные скважины 1-4 после бурения отрабатывают на нефть до снижения пластового давления до 0,7 от начального, после чего бурят многозабойные добывающие скважины 5-8 (фиг.1), а горизонтальные 1-4 переводят под закачку воды. Расчеты показали, что при снижении пластового давления более чем на 0,7 от первоначального в порово-трещинном коллекторе при последующей организации системы заводнения продуктивность добывающих скважин оказывается ниже.
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. На участке массивной залежи, продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями турнейского яруса, проводят 3Д-сейсморазведку, определяют направление трещин. Преимущественное направление трещиноватости S по результатам исследований было установлено северо-западное (фиг.1). По структурной карте выделяют участок с общими нефтенасыщенными толщинами h=6 м (фиг.3). Проводят геологическое и гидродинамическое моделирование участка с учетом трещиноватости, рассчитывают оптимальные параметры скважин по предлагаемому способу. Значения осей эллипса для элемента размером 1200×1200 м были получены a=1000 м, b=500 м (фиг.2).
Затем разбуривают редкой квадратной сеткой горизонтальных нагнетательных скважин 1-4 (фиг.1) с расстоянием между точками входа стволов в продуктивный пласт L=1200 м. Причем стволы горизонтальных скважин направляют под углом α=45° к направлениям трещин S (фиг.2) и проводят у водо-нефтяного контакта на расстоянии x=0,5 м от него (фиг.3). Горизонтальные скважины выполняют длиной 0,4·a=0,4·1000=400 м горизонтальной части в продуктивном пласте, определенной по гидродинамическому моделированию.
Вокруг каждой горизонтальной нагнетательной скважины бурят многозабойные добывающие скважины 5-8 (фиг.1), состоящие из двух стволов, длиной в продуктивной части пласта по 0,75·a=0,75·1000=750 м каждая, в форме полуэллипса, в которых большая ось а направлена под углом α=45° к направлениям трещин S (фиг.2) и совпадает с направлением горизонтальных стволов нагнетательных скважин 1-4 соответственно, при этом отношение малой полуоси b/2 эллипса к его большой полуоси a/2 равна b/a=0,5. Минимальное расстояние от стволов многозабойной добывающей скважины до горизонтальной нагнетательной равно C=250 м. При этом на стволах многозабойной добывающей скважины через каждые 100 м устанавливают водонабухающие пакеры Т (например, фирмы ТАМ) (фиг.2), а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии y=1 м от нее (фиг.3). Данные параметры определяют также заранее по результатам гидродинамического моделирования.
Таким образом, формируют элементы системы разработки размерами 1200×1200 м (фиг.1). Осуществляют добычу нефти из добывающих скважин 5-8 и закачку пластовой воды в нагнетательные скважины 1-4.
В процессе эксплуатации многозабойной добывающей скважины происходит прорыв воды, в первую очередь по вертикальным трещинам с водоносной части пласта в нижнюю часть горизонтальных стволов. При обводненности боле 98% скважины останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения ствола. Далее отсекают обводнившиеся интервалы водонабухающими пакерами Т и вновь пускают скважины в работу.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось a=1500 м которого направлена под углом α=30° к направлению естественной трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,1. Стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта 0,6·a=0,6·1500=900 м каждая, на которых через каждые 250 м устанавливают водонабухающие пакеры, а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии 2 м от нее. Горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси а эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной 0,3·a=0,3·1500=450 м горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта на расстоянии 1 м от него.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось a=400 м которого направлена под углом α=60° к направлению естественной трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,8. Стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта 0,8·a=0,8·400=320 м каждая, на которых через каждые 50 м устанавливают водонабухающие пакеры, а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии 0,5 м от нее. Горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси а эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной 0,6·a=0,6·1500=240 м горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта на расстоянии 0,2 м от него.
Пример 4. Участок продуктивного пласта представлен чисто нефтяной зоной. Выполняют, как примеры 1-3. Горизонтальные скважины 1-4 после бурения отрабатывают на нефть до снижения пластового давления до 0,7 от начального, после чего бурят многозабойные добывающие скважины 5-8 (фиг.1), а горизонтальные 1-4 переводят под закачку воды.
В результате по примерам 1-4 с 1 элемента, состоящего из 1 нагнетательной горизонтальной 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 149,1 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,184. 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 0,064.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеизвлечения.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения охвата пласта воздействием и соответственно увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.