СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СЛОИСТОЙ КАРБОНАТНОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF LAMINAR CARBONATE OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами (БГС).
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, 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).
Недостатком известного способа является высокая скорость обводнения продукции скважины ввиду неоднородности коллектора, что приводит к низкому коэффициенту охвата и невысокой нефтеотдаче. Стволы в наиболее проницаемых пропластках обводняются быстрее.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения горизонтальными скважинами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными и/или субгоризонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, бурение из горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов горизонтальных, и/или субгоризонтальных, и/или вертикальных разветвлений, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции скважины. В известном способе при бурении горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов определяют границы зон с различной проницаемостью, пересекаемых этими стволами, количество разветвлений определяют в зависимости, прямо пропорциональной запасам нефти, обратно пропорциональной проницаемости зон и из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения, затем в горизонтальных и/или субгоризонтальных скважинах устанавливают пакер на границе зон, отличающихся проницаемостями в 1,5 и более раз, а отбор продукции осуществляют при поддержании забойного давления для каждой выбранной зоны (патент РФ №2339801, кл. Е21В43/20, опубл. 27.11.2008 - прототип).
Известный способ позволяет учесть неоднородность по проницаемости и несколько увеличить охват пласта, однако темпы отбора нефти остаются низкими, скорость обводнения продукции скважин высокой, и, как следствие, коэффициент нефтеизвлечения низким.
В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.
Задача решается тем, что в способе разработки слоистой карбонатной залежи нефти, включающем бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, бурение БГС из основных вертикальных стволов добывающих скважин, согласно изобретению после совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95%, из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом 20-80° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважиной, длину БГС определяют обратно пропорционально темпу обводнения пропластков, зафиксированных во время эксплуатации основного вертикального ствола, причем в пропластке с наибольшим темпом обводнения бурят БГС с минимальной длиной, но не менее 50 м, в пропластке с наименьшим темпом обводнения бурят БГС соответственно с максимальной длиной, но не менее 100 м, между пропластками в вертикальном стволе устанавливают профильные перекрыватели, в каждый БГС устанавливают перемещаемый пакер, который при каждом достижении обводнения ствола более чем на 95% перемещают последовательно от «носка» к «пятке» на расстояние 10-50 м.
На нефтеотдачу слоистой карбонатной залежи нефти, разрабатываемой скважинами с пробуренными в каждый из пропластков боковыми горизонтальными стволами, существенное влияние оказывает время работы каждого ствола до полного обводнения. Неоднородность карбонатной залежи приводит к разным скоростям продвижения фронта вытеснения от нагнетательной скважины к добывающей. Одни пропластки обводняются раньше других. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять равномерную выработку нефти из таких залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.
1
2
3
На фиг. 1 представлено схематическое изображение слоистой карбонатной залежи нефти в профиле с размещением БГС. Обозначения: 1, 2, 3 - нефтенасыщенные пропластки, 4 - добывающая скважина, 5 - нагнетательная скважина, 6, 7, 8 - БГС, 9 - перемещаемый пакер, 10 - профильный перекрыватель, L, L, L - длины БГС.
Способ реализуют следующим образом.
Участок слоистой карбонатной залежи нефти, например, с тремя пропластками 1, 2, 3 (фиг.1), разбуривают вертикальными скважинами 4, 5 по редкой сетке, осуществляют их обустройство. Разработку ведут закачкой вытесняющей жидкости (например, сточной воды) в нагнетательную скважину 5 и добычу продукции из добывающей скважины 4.
По результатам бурения скважин 4 и 5 уточняют геологическое строение нефтенасыщенных пропластков 1, 2, 3 и их емкостно-фильтрационные характеристики, запасы нефти. Строят геолого-гидродинамическую модель с учетом текущих условий разработки.
После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков 1, 2, 3 основной вертикальный ствол добывающей скважины 4 обводняется не менее чем на 95%. Определяют, что причиной обводнения является ближайшая нагнетательная скважина 5. Из вертикального ствола добывающей скважины 4 в каждый пропласток 1, 2, 3 бурят соответственно БГС 6, 7, 8 под углом 20-80° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами. Согласно расчетам, если бурить БГС при обводненности основного вертикального ствола менее 95%, то конечная нефтеотдача оказывается ниже ввиду недовыработанности некоторых зон пропластков. Угол менее 20° приводит к высокой скорости обводнения продукции от нагнетательной скважины 5, а более 80° - к низким темпам отбора нефти.
Длину БГС 6, 7, 8 определяют обратно пропорционально темпу обводнения пропластков 1, 2, 3, зафиксированных во время эксплуатации основного вертикального ствола 4 из условия:
<mrow><mfrac><mrow><msub><mi>L</mi><mn>1</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>L</mi><mn>2</mn></msub></mrow></mfrac><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>T</mi><mn>2</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>T</mi><mn>1</mn></msub></mrow></mfrac></mrow>
<mrow><mfrac><mrow><msub><mi>L</mi><mn>1</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>L</mi><mn>3</mn></msub></mrow></mfrac><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>T</mi><mn>3</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>T</mi><mn>1</mn></msub></mrow></mfrac></mrow>
<mrow><mfrac><mrow><msub><mi>L</mi><mn>2</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>L</mi><mn>3</mn></msub></mrow></mfrac><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>T</mi><mn>3</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>T</mi><mn>2</mn></msub></mrow></mfrac></mrow>
<mrow><mfrac><mrow><msub><mi>L</mi><mn>1</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>L</mi><mi>n</mi></msub></mrow></mfrac><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>T</mi><mi>n</mi></msub></mrow><mrow><msub><mi>T</mi><mn>1</mn></msub></mrow></mfrac></mrow>
;
;
;
,    (1)
1
2
3
n
где L, L, L, L - длины БГС в соответствующих пропластках 1, 2, 3, n-ом, м,
1
2
3
n
Т, Т, Т, Т - темпы обводнения БГС в соответствующих пропластках 1, 2, 3, n-ом, % в год,
1
3
2
1
2
3
В пропластках с наибольшим темпом обводнения, например, 1, бурят боковой горизонтальный ствол 6 с минимальной длиной, но не менее L=50 м. В пропластках с наименьшими темпами обводнения, например, 3, бурят БГС 8 с максимальной длиной, соответствующей соотношениям (1), но не менее L=100 м. Соответственно длину LБГС 7 определяют также по соотношениям (1). Очевидно, что L < L < L. Согласно расчетам приведенный подход выбора длин БГС позволяет равномерно вырабатывать запасы и достигать наибольших значений нефтеотдачи. Привязка к темпу обводнения позволяет учесть не только проницаемость коллектора, но и трещиноватость, смачиваемость и прочие параметры неоднородности.
Для увеличения безводного периода эксплуатации скважины, между нефтенасыщенными пропластками 1, 2, 3 в вертикальном стволе 4 устанавливают профильные перекрыватели 10 с целью предотвращения преждевременного обводнения верхних пропалстков в случае обводнения нижнего пропластка. При прорыве воды профильный перекрыватель 10 закрывают с устья скважины и изолируют обводненный пропласток.
В каждый БГС 6, 7, 8 устанавливают перемещаемый пакер 9, который при каждом достижении обводнения ствола более чем на 95% перемещают последовательно от «носка» к «пятке» на расстояние 10-50 м. Это позволяет отключать обводнившийся участок ствола при продвижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины 5. Расчеты показали, что если перемещать пакер на расстояние менее 10 м, то ствол обводняется слишком рано, что приводит к большим объемам отбираемой воды, если более 50 м - то часть коллектора остается не выработанной, в обоих случаях нефтеотдача снижается.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.
Пример конкретного выполнения способа.
Участок нефтяной залежи турнейского яруса представлен продуктивными отложениями кизеловского 1, черепетского 2 и упинского 3 горизонтов общей толщиной 50 м (фиг.1). Коллектор имеет следующие характеристики: средняя глубина 1120 м, среднее пластовое давление 11,5 МПа, средняя толщина пористо-проницаемого пропластка 7,9 м, пористость 12-15 %, нефтенасыщенность 78-88 %, вязкость нефти 35 мПа·с.
Бурят вертикальную добывающую 4 и нагнетательную 5 скважины на расстоянии между собой 300 м, осуществляют их обустройство. Разработку ведут закачкой сточной воды в нагнетательную скважину 5 и добычу продукции из добывающей скважины 4.
1
2
3
В процессе разработки участка залежи продукция скважины 4 обводняется до 95%. Исследования показали, что наибольший темп обводнения приурочен к пропластку 1 и составляет T=1% в год, в пропластках 2 и 3 соответственно T=0,6% и T=0,5%.
1
В пропластке 1 бурят БГС 6 длиной L = 50 м под углом 80° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами.
В пропластке 2 БГС 7 бурят под углом 40° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами и длиной, рассчитываемой из соотношений (1):
<mrow><msub><mi>L</mi><mn>2</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>T</mi><mn>1</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>T</mi><mn>2</mn></msub></mrow></mfrac><mo>⋅</mo><msub><mi>L</mi><mn>1</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mn>1</mn><mrow><mn>0,6</mn></mrow></mfrac><mo>⋅</mo><mn>50</mn><mo>=</mo><mn>83</mn></mrow>
м,
В пропластке 3 БГС 8 бурят под углом 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей 4 и нагнетательной 5 скважинами. Длину БГС 8 рассчитывают аналогично из соотношений (1):
<mrow><msub><mi>L</mi><mn>3</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>T</mi><mn>1</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>T</mi><mn>3</mn></msub></mrow></mfrac><mo>⋅</mo><msub><mi>L</mi><mn>1</mn></msub><mo>=</mo><mfrac><mn>1</mn><mrow><mn>0,5</mn></mrow></mfrac><mo>⋅</mo><mn>50</mn><mo>=</mo><mn>100</mn></mrow>
м.
Между нефтенасыщенными пропластками 1 и 2, 2 и 3 в вертикальном стволе 4 устанавливают профильные перекрыватели 10. В каждом БГС 6, 7, 8 размещают перемещаемый пакер 9 у «носка» ствола.
Через 10 лет эксплуатации обводненность БГС 6, 7, 8 достигает соответственно 97%, 96% и 95%. Пакера 9 перемещают от «носка» к «пятке», причем в стволе 6 на 10 м, в стволе 7 на 30 м, в стволе 8 на 50 м. Дальнейшее перемещение пакеров производят на расстояние 10-20 м после повторного обводнения стволов на более чем 95%.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.
В результате разработки рассмотренного участка, за время, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98% после бурения боковых горизонтальных стволов и последовательным отключением обводнившихся участков пакерами, было добыто 196,2 тыс.т нефти за 29 лет эксплуатации, коэффициент охвата составил 0,786 д.ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) был достигнут 0,445 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 172,8 тыс. т нефти за 23 года эксплуатации, коэффициент охвата составил 0,693 д.ед., КИН - 0,392 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,053 д.ед., мероприятия позволили продлить срок разработки участка залежи на 6 лет за счет снижения темпов обводнения.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.