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.
3
3
Известен способ разработки нефтяной залежи, в соответствии с которым отбирают нефть через добывающие скважины, переводят часть добывающих скважин в нагнетательные и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. На залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50-0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные. Формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне с повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14-1,15 г/см. В качестве рабочего агента используют, в частности, турнейскую воду с плотностью 1,14-1,15 г/см, закачку рабочего агента производят циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10-20 сут (патент РФ 2061178, кл. E21B 43/20, опубл. 1996.05.27).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, в котором проводят определение направления трещиноватости коллектора по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины под различными азимутальными углами. По стволу скважины регистрируют сейсмические волны. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну - P-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. Определяют интенсивность P-волны. В интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны. Находят отношение амплитуд PS/P-волн. Строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам. По направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости. По отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. После определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора (патент РФ №2206725, опубл. 10.03 2003).
Известные способы позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако нефтеотдача залежи остается невысокой.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем определение преимущественного направления трещин, разбуривание залежей добывающими и нагнетательными скважинами с учетом направления естественной трещиноватости залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению в качестве скважин используют горизонтальные скважины, из скважин формируют элементы квадратной сетки, одну из сторон квадратной сетки располагают вдоль направления трещин, горизонтальные стволы добывающих скважин размещают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта, в каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части, горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта, причем добывающие скважины выполняют длиной горизонтального ствола «a», а нагнетательные скважины выполняют длиной горизонтального ствола b=a/2, причем a=1,41·L, где L - длина стороны элемента квадратной сетки.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу продуктивного пласта с естественной трещиноватостью существенное влияние оказывает охват залежи воздействием. Существующие технические решения не в полной мере позволяют отбирать нефть из залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.
На фиг.1 представлено схематическое изображение участка залежи в плане с размещением скважин. Принятые обозначения: 1-5 - горизонтальные нагнетательные скважины, 6-10 - горизонтальные добывающие скважины, а - длина горизонтального ствола добывающей скважины, b - длина горизонтального ствола нагнетательной скважины, L - длина стороны элемента квадратной сетки.
Способ реализуют следующим образом.
На участке залежи, представленном порово-трещинным типом коллектора, проводят ЗД-сейсмические исследования, определяют преимущественное направление трещин. По результатам строят геолого-гидродинамическую модель с учетом трещин. На модели залежи формируют элементы квадратной сетки (фиг.1), причем одну из сторон L квадратной сетки располагают вдоль направления трещин, размещают горизонтальные нагнетательные 1-5 и добывающие 6-10 скважины. Горизонтальные стволы добывающих скважин 6-10 располагают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин 1-5 размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта. Причем добывающие скважины выполняют длиной горизонтального ствола «a», а нагнетательные длиной горизонтального ствола b=a/2, причем a=1,41·L. Расчеты показали, что при соотношении длины горизонтальных стволов добывающих скважин к нагнетательным как 2:1 обеспечивается оптимальный уровень поддержания пластового давления при меньших прорывах воды к добывающим скважинам и необходимый для трещинно-поровых коллекторов уровень компенсации отбора закачкой в 100-150%. Соотношение a=1,41·L получено исходя из теоремы Пифагора.
Проводят расчеты на гидродинамической модели при различных значениях L и определяют оптимальное его значение, чтобы достичь максимального охвата залежи, а также оптимальные параметры закачки и отбора горизонтальных скважин.
Далее согласно моделированию осуществляют бурение скважин 1-10. При этом в каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части. Подобное разделение водонабухающими пакерами, согласно расчетам, позволяет оптимально отсекать обводнившиеся стволы при сохранении эффективности поддержания пластового давления со стороны нагнетательных скважин. Так, например, если обводнится центральная часть ствола длиной а=300 м, то останется в работе 2/3a=200 м, при этом ствол нагнетательной скважины длиной b=a/2=300/2=150 м будет эффективно поддерживать пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины на участке 2/3a-b=200-150=50 м или a/6.
Осуществляют обустройство скважин. Ведут добычу нефти из горизонтальных добывающих скважин 6-10, а нагнетание пластовой воды осуществляют в горизонтальные нагнетательные скважины 1-5.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи продуктивного пласта.
Пример конкретного выполнения способа.
На массивной залежи размером 2000×2500 м с максимальной эффективной нефтенасыщенной толщиной в купольной части 20 м, представленного поровотрещинным типом карбонатного коллектора, проводят ЗД-сейсмические исследования, определяют преимущественное направление трещин. Начальное пластовое давление 11 МПа, давление насыщения нефти газом 2,5 МПа. По результатам строят геолого-гидродинамическую модель с учетом трещин. На модели залежи формируют элементы квадратной сетки (фиг.1), причем одну из сторон L квадратной сетки располагают вдоль направления трещин, размещают горизонтальные нагнетательные 1-5 и добывающие 6-10 скважины преимущественно в купольной части залежи. Горизонтальные стволы добывающих скважин 6-10 располагают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин 1-5 размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта. Причем добывающие скважины выполняют длиной горизонтального ствола a, а нагнетательные длиной горизонтального ствола b=a/2, причем а=1,41·L. Проводят расчеты на гидродинамической модели при различных значениях L. Оптимальное его значение было получено L=400 м. Оптимальные параметры закачки: максимальное давление нагнетания 16 МПа, отбора: забойное давление добывающих скважин 4 МПа.
Далее согласно моделированию осуществляют бурение добывающих скважин 6-10 с длиной горизонтальных стволов a=1,41·L=564 м и нагнетательных 1-5 с длиной горизонтальных стволов b=а/2=564/2=282 м. При этом в каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части по 188 м. Осуществляют обустройство скважин. Ведут добычу нефти из горизонтальных добывающих скважин 6-10, а нагнетание пластовой воды осуществляют в горизонтальные нагнетательные скважины 1-5.
В процессе выработки запасов нефти происходит прорыв воды к горизонтальным добывающим скважинам 6-10 по наиболее проницаемым пропласткам пласта. При обводненности боле 98% добывающей скважины ее останавливают, проводят геофизические исследования, определяют интервалы обводнения по горизонтальному стволу. Далее отсекают обводнившиеся интервалы установленными водонабухающими пакерами и вновь пускают скважину в работу.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
В результате за время разработки, которое ограничили обводнением всех добывающих скважин участка до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, было добыто с залежи 824 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,331. По прототипу было добыто 638 тыс.т нефти, КИН - 0,256. Прирост КИН составил 0,075.
Таким образом, применение предложенного способа позволит повысить коэффициент охвата и нефтеотдачу продуктивного пласта.