СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УЧАСТКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF OIL POOL SECTION

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участков залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах с двумя пропластками, совпадающими в структурном плане.
Известен способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин, включающий закачку рабочего агента через горизонтальные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины. В известном способе горизонтальные скважины располагают на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин, отбор нефти через горизонтальные скважины ведут до снижения пластового давления на 10-25%, одну из горизонтальных скважин переводят под нагнетание рабочего агента, которое ведут до достижения рабочим агентом других горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно, горизонтальные скважины, до которых дошел рабочий агент, переводят под нагнетание рабочего агента в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины (патент РФ №2166070, кл. E21B 43/20, опубл. 27.04.2001).
Недостатками данного способа являются невысокая нефтеотдача в связи с недостаточным охватом пласта по толщине и большие капитальные затраты на строительство множества горизонтальных скважин.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин, включающий закачку рабочего агента через горизонтальные скважины, размещенные на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины, и отбор нефти через вертикальные добывающие скважины. Закачку рабочего агента в горизонтальные нагнетательные скважины ведут с падающим объемом закачки, при этом периодически резко увеличивают объем закачки перед каждым периодом закачки, периодичность резкого увеличения объема и продолжительности периода падающей закачки определяют опытным путем для различных коллекторов по характеру роста обводненности добываемой продукции, причем по мере обводненности вертикальных добывающих скважин выше экономически рентабельной величины разработки нефтяной залежи из них пробуривают дополнительно наклонные стволы перпендикулярно ближайшей нагнетательной горизонтальной скважине и пускают их под нагнетание рабочего агента с сохранением цикличности режима нагнетания (патент РФ №2465445, кл. E21B 43/20, опубл. 27.10.2012 - прототип).
В известном способе также имеют место недостаточный охват пласта по толщине, что приводит к невысокой нефтеотдаче, и большие капитальные затраты на строительство множества горизонтальных скважин. Использование в качестве нагнетательных скважин горизонтальных, а в качестве добывающих - вертикальных позволяет увеличить охват пласта вытеснением по площади, но снижает темпы отбора нефти и увеличивает скорость обводнения продукции скважин.
В предложенном изобретении решается задача повышения охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта и повышения темпов отбора нефти.
Задача решается тем, что в способе разработки участка нефтяной залежи, включающем разбуривание вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов горизонтальными добывающими скважинами, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие горизонтальные скважины, согласно изобретению в двух нефтенасыщенных пропластках, совпадающих в структурном плане, горизонтальные стволы добывающих скважин выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами так, что, пересекаясь, горизонтальные стволы образуют сетку, в центре каждой ячейки которой размещают от 1 до 2 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин, причем один ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин проводят в одном из нефтенасыщенных пропластков, а другой ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин, расположенных перпендикулярно первому, проводят в другом нефтенасыщенном пропластке для создания перпендикулярных фильтрационных потоков одного пропластка относительно другого, расстояние между горизонтальными стволами в местах их пересечения в структурном плане выдерживают минимально 0,5 м, где предусматривают водонабухающие пакеры для отсечения мест прорыва рабочего агента.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу нефтяной залежи, продуктивный пласт которой с относительно ровной структурой состоит из двух пропластков, разделенных неколлектором, существенное влияние оказывает охват залежи воздействием. Причем пропласток неколлектора неоднороден по толщине, в некоторых участках залежи его толщина уменьшается до нуля. Поэтому верхний и нижний нефтенасыщенные пропластки в некоторой степени оказывают влияние друг на друга. Существующие технические решения не в полной мере позволяют отбирать нефть из пластов подобной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.
На фиг.1 представлено схематическое изображение участка залежи в плане с размещением скважин. На фиг.2 и 3 представлены схемы участка залежи соответственно в профиль и в фас вдоль центральных горизонтальных скважин во взаимно перпендикулярных направлениях с выделением в пласте пропластков коллектора и неколлектора и уровнем водонефтяного контакта (ВНК).
Обозначения: 1-4 - вертикальные нагнетательные скважины, 5-10 - горизонтальные добывающие скважины со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных стволов, h - минимальное расстояние между горизонтальными стволами в вертикальной плоскости, H - длина горизонтального ствола горизонтальной добывающей скважины, S - расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, 11 - коллектор, 12 - неколлектор, 13 - водонабухающий пакер, I - верхний нефтенасыщенный пропласток, II - нижний нефтенасыщенный пропласток.
Способ реализуют следующим образом.
Участок массивной залежи, выделенный по сейсморазведке 2Д и/или 3Д, в карбонатных коллекторах (фиг.1) или участок пластово-сводовой залежи в терригенных коллекторах, продуктивный пласт которого представлен двумя пропластками, разделенными неколлектором, и имеющий в некоторых частях залежи зоны слияния двух пропластков, разбуривают вертикальными нагнетательными скважинами 1-4 по редкой квадратной сетке. Уточняют геологическое строение залежи. Строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин массивной залежи для карбонатных коллекторов или эффективных нефтенасыщенных толщин в залежах пластово-сводового типа в терригенных отложениях.
Выбирают участок залежи с относительно ровной структурой. Строят геологическую и гидродинамическую модели участка залежи. Далее на основе наиболее оптимальных расчетных на модели параметров скважин бурят горизонтальные добывающие скважины 5-10, со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных стволов, причем один ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин 5, 6, 7 проводят в одном из нефтенасыщенных пропластков, а другой ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин 8, 9, 10, расположенных перпендикулярно первому, проводят в другом нефтенасыщенном пропластке. Таким образом, образуется сетка горизонтальных скважин, в центре каждой ячейки которой расположена (от 1 до 2) вертикальная и/или наклонно направленная нагнетательная скважина.
Длину H горизонтальных стволов скважин 5-10 выполняют более чем в 4 раза превышающей расстояние S между добывающими и нагнетательными скважинами.
Минимальное расстояние между горизонтальными стволами в местах их пересечения принимают h=0,5 м. В местах пересечения горизонтальных стволов (узлах) предусматривают водонабухающие пакеры для отсечения мест прорыва воды.
Осуществляют обустройство скважин. Ведут добычу нефти из горизонтальных добывающих скважин 5-10, а нагнетание пластовой воды осуществляют в вертикальные нагнетательные скважины 1-4.
Фильтрационные потоки в процессе выработки запасов нефти при таком расположении скважин идут в двух пропластках перпендикулярно друг другу, что согласно расчетам позволяет повысить охват пласта.
Со временем разработки происходит прорыв воды к горизонтальным добывающим скважинам 5-10 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 водонабухающими пакерами и вновь пускают скважину в работу.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения и темпов отбора нефти.
Пример конкретного выполнения способа.
По сейсморазведке ЗД выделяют участок массивной залежи (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями башкирского яруса. Пласт слоистый, состоит из 2 чисто нефтенасыщенных пропластков в среднем по 4 м каждый, с начальной нефтенасыщенностью 0,554. Вязкость нефти в пластовых условиях 64 мПа*с. Общая толщина пласта 15 м. Прослой неколлектора между двумя пропластками не выдержан по толщине, которая меняется от 0 до 7 м, т.е. в пласте имеются зоны слияния двух нефтенасыщенных пропластков. Начальное пластовое давление 8 МПа. Проницаемость матрицы 30,2 мД, трещин - 500 мД. Пористость матрицы 0,143.
Участок разбуривают вертикальными нагнетательными скважинами 1-4 по редкой квадратной сетке 600×600 м. Уточняют геологическое строение залежи. Строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов рассматриваемой залежи и карты общих нефтенасыщенных толщин массивной залежи. Выбирают участок залежи с относительно ровной структурой размером 1800×1800 м. Строят геологическую и гидродинамическую модели залежи. Проводят гидродинамические расчеты на модели проектируемых горизонтальных скважин, определяют наиболее оптимальные их параметры.
Далее на основе полученных данных бурят горизонтальные добывающие скважины 5-10, со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных стволов длиной по 1200 м, причем один ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин 5, 6, 7 проводят в верхнем нефтенасыщенном пропластке, а другой ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин 8, 9, 10, расположенных перпендикулярно первому, проводят в нижнем нефтенасыщенном пропластке. Таким образом, образуется сетка горизонтальных скважин, в центре каждой ячейки которой расположена одна вертикальная нагнетательная скважина.
Минимальное расстояние между горизонтальными стволами в местах их пересечения составляет h=2 м.
В местах пересечения горизонтальных стволов (узлах) предусматривают водонабухающие пакеры 13 (фиг.1, 2, 3) для отсечения мест прорыва воды.
Осуществляют обустройство скважин. Ведут добычу нефти из горизонтальных добывающих скважин 5-10, а нагнетание пластовой воды осуществляют в вертикальные нагнетательные скважины 1-4.
В процессе выработки запасов нефти происходит прорыв воды к горизонтальным добывающим скважинам 5-10 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 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 участка 673,4 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,328. По прототипу при прочих равных условиях и расстоянии между скважинами 300 м было добыто 297,7 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти 0,145. При разработке только вертикальными скважинами с сеткой 300×300 м было добыто 182,7 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти 0,089. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,183 по сравнению с прототипом и 0,239 по сравнению с разработкой участка только вертикальными скважинами.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение коэффициента нефтеизвлечения и повышение темпов отбора нефти.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу участка залежи нефти.