СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА СКВАЖИНАМИ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ
METHOD OF OIL RESERVOIR DEVELOPMENT BY WELLS WITH HORIZONTAL END

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами продуктивных пластов с естественной трещиноватостью.
Известен 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 - Р-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. Определяют интенсивность Р-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).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий 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. В известном способе 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 (патент РФ №2513390, опубл. 20.04.2014 - прототип).
Общим недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача, т.к. в реальных условиях трещины в пласте имеют хаотичное направление. Выделение преимущественного направления трещиноватости и, соответственно, учет лишь части трещин не позволяет достигать высоких значений коэффициента нефтеизвлечения (КИН).
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи продуктивного нефтяного пласта.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием, включающем проведение на участке нефтяного пласта 3Д-сейсмики, построение модели трещин, проектирование и бурение скважин с горизонтальным окончанием с учетом трещин, отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, трещины выделяют протяженностью не менее 10 м в горизонтальной и не менее 2 м в вертикальной плоскостях, горизонтальный ствол скважины условно разбивают на участки в количестве не более 10, каждый участок ствола выполняют с пересечением под меньшим углом 30-60° каждой трещины, причем в горизонтальной плоскости каждый участок пересекает не более трех трещин, расстояние между которыми не менее 10 м, а в вертикальной - без ограничения, в целом направление горизонтального ствола выполняют таким образом, чтобы условные средние линии скважин, проведенные в горизонтальной и вертикальных плоскостях, имели квадрат коэффициента корреляции не менее 0,7 по отношению к точкам перехода траектории скважины от одного участка к другому, при этом условные средние линии стволов добывающих и нагнетательных скважин выполняют параллельными.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу продуктивного пласта с естественной трещиноватостью, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает ориентация стволов относительно трещин. Исследования большинства карбонатных залежей нефти 3Д-сейсмикой отбором ориентированного керна и геофизическими исследованиями (скважинными микросканерами) показывают хаотичное расположение трещин как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях. Выделение какого-либо преимущественного направления трещиноватости и размещение горизонтальных стволов под определенным углом к направлению трещиноватости приводит к тому, что остальные трещины оказываются перпендикулярны или параллельны стволам. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать такие коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта в плане с размещением горизонтальных стволов относительно трещин. Обозначения: 1 - участок продуктивного пласта, 2 - трещины, 3 - добывающая скважина с горизонтальным окончанием, 4 - нагнетательная скважина с горизонтальным окончанием, 5 - участки горизонтальных стволов скважин в горизонтальной плоскости, 6 - участки горизонтальных стволов скважин в вертикальной плоскости, 7 - условная средняя линия добывающей скважины 3, проведенная в горизонтальной плоскости, 8 - точки перехода траектории скважин 3 и 4 от одного участка 5 к другому в горизонтальной плоскости, 9 - условная средняя линия нагнетательной скважины 4, проведенная в горизонтальной плоскости, 10 - условная средняя линия скважин 3 и 4, проведенная в вертикальной плоскости, 11 - точки перехода траектории скважин 3 и 4 от одного участка 6 к другому в вертикальной плоскости, α - угол пересечения участками горизонтальных стволов трещин 2 в горизонтальной плоскости, β - угол пересечения участками горизонтальных стволов трещин 2 в вертикальной плоскости.
Способ реализуют следующим образом.
На участке 1 нефтяного пласта (фиг. 1, 2), представленного карбонатным типом коллектора с естественной трещиноватостью проводят 3Д-сейсморазведку. Трещины 2 выделяют протяженностью не менее 10 м в горизонтальной и не менее 2 м в вертикальной плоскостях. Согласно исследованиям, трещины меньшей протяженности в большинстве случаев практически не оказывают влияния на нефтеотдачу.
По результатам сейсмики, а также данным скважин, пробуренных ранее на соседних участках, строят трехмерную геологическую и гидродинамическую модели с учетом трещин. Проектируют расположение скважин 3 и 4. Горизонтальные стволы скважин условно разбивают на участки 5 и 6 (соответственно в горизонтальной и вертикальной плоскостях) в количестве не более 10, каждый участок 5 и 6 ствола выполняют с пересечением трещин 2 под меньшим углом 30-60° к каждой, причем в горизонтальной плоскости каждый участок 5 пересекает не более трех трещин, расстояние между которыми не менее 10 м, а в вертикальной - без ограничения. Согласно исследованиям, угол 30-60° оптимален для достижения максимального коэффициента нефтеизвлечения (КИН) при максимальных темпах отбора. Так, если ствол пересекает трещину 2 под углом менее 30°, то достигается максимальный конечный КИН при минимальных темпах отбора. Сроки разработки сильно затягиваются во времени, что значительно снижает экономическую эффективность. Если ствол пересекает трещину 2 под углом более 60°, то достигаются максимальные темпы отбора при низком конечном КИН, т.к. скважины быстро обводняются. Количество условных участков более 10 технологически не оправдано, т.к. в скважине возникает много участков с напряженным состоянием колонны, что значительно снижает межремонтный период скважины. Также, согласно исследованиям, практически невозможно ввиду хаотичности трещин 2 в горизонтальной плоскости подобрать условный участок, который бы пересекал более трех трещин под указанными значениями углов. Целесообразно выделить новый условный участок. Однако если выделяются трещины с расстоянием между собой менее 10 м, то их принимают за одну трещину, т.к. технические возможности не позволяют набрать угол для изменения траектории ствола на таком коротком расстоянии. В вертикальной плоскости многие трещины 2 часто идут параллельно, поэтому количество пересекаемых участком трещин принимается без ограничения.
В целом направление горизонтальных стволов скважин 3 и 4 выполняют таким образом, чтобы условные средние линии 7, 9 и 10 скважин 3 и 4, проведенные в соответствующих горизонтальной и вертикальных плоскостях, имели квадрат коэффициента корреляции не менее 0,7 по отношению к точкам 8 и 11 перехода траектории скважины от одного участка 5 и 6 к другому. Подобный подход позволяет сохранить относительную прямолинейность стволов и соответственно исключить варианты, когда стволы сильно изгибаются, создавая негативную напряженность колонны.
Если бурятся горизонтальные скважины, то условные средние линии 7 и 9 добывающих и нагнетательных скважин выполняют параллельными. Если бурятся многозабойные скважины с горизонтальными стволами, то каждый ствол добывающей и нагнетательной скважин чередуют, сохраняя параллельность. Также в скважинах с достаточно хорошей естественной энергией пласта возможно бурение только добывающих скважин.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи продуктивного пласта
Пример конкретного выполнения способа.
Участок нефтяного пласта 1, представленный карбонатным трещинно-поровым типом коллектора, имеет следующие параметры: глубина залегания 850 м, средняя нефтенасышенная толщина h=10 м, проницаемость матрицы 75 мД, пористость матрицы 16%, начальное пластовое давление 9 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 35 мПа·с.
На участке 1 проводят 3Д-сейсморазведку. Трещины 2 выделяют протяженностью не менее 10 м в горизонтальной и не менее 2 м в вертикальной плоскостях. Расстояние между трещинами составляет 10 м и более. По результатам сейсмики, а также данным скважин, пробуренных ранее на соседних участках, строят трехмерную геологическую и гидродинамическую модели с учетом трещин. Проектируют расположение добывающей 3 и нагнетательной 4 скважин.
Горизонтальные стволы скважин 3 и 4 условно разбивают соответственно на восемь и семь участков 5 в горизонтальной плоскости и по пять участков 6 в вертикальной плоскости. Каждый участок 5 и 6 стволов скважин 3 и 4 выполняют с пересечением под меньшим углом α=30-60° к каждой трещине в горизонтальной плоскости и под меньшим углом β=30-60° к каждой трещине в вертикальной плоскости. Каждый участок 5 в горизонтальной плоскости пересекает от одной до двух трещин. Каждый участок 6 в вертикальной плоскости пересекает от одной до четырех трещин.
Условная средняя линия 7 добывающей скважины 3, проведенная в горизонтальной плоскости, имеет квадрат коэффициента корреляции 0,8 по отношению к точкам 8 перехода траектории скважины 3 от одного участка 5 к другому. Условная средняя линия 9 нагнетательной скважины 4, проведенная в горизонтальной плоскости, имеет квадрат коэффициента корреляции 0,7 по отношению к точкам 8 перехода траектории скважины 4 от одного участка 5 к другому.
Условные средние линии 10 добывающей 3 и нагнетательной 4 скважин, проведенные в вертикальной плоскости, имеет квадрат коэффициента корреляции 0,7 по отношению к точкам 11 перехода траектории скважин 3 и 4 от одного участка 6 к другому.
В целом условные средние линии 7 и 9 горизонтальных стволов скважин 3 и 4 в горизонтальной плоскости выполняют параллельными. Так же, как и условные, средние линии 10 горизонтальных стволов в вертикальной плоскости выполняют параллельными.
Далее на модели рассчитывают показатели разработки пласта с данным расположением стволов. Пересчитывают другие варианты пересечения участками стволов трещин 2. Выбирают вариант с наибольшим конечным КИН. Затем осуществляют бурение скважин 3 и 4 с длинами горизонтальных стволов по 400 м и расстоянием между стволами (между условными средними линиями 7 и 9) 300 м.
Пласт 1 разрабатывают заводнением. Закачивают пластовую воду через нагнетательную скважину 4 и отбирают добываемую продукцию через добывающую скважину 3.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины 3 до 98%, было добыто с участка 147,3 тыс т нефти, КИН составил 0,378. По прототипу при прочих равных условиях, скважина обводнилась раньше, было добыто 124,8 тыс т нефти, КИН составил 0,320. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,058.
Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта с естественной трещиноватостью за счет оптимальной траектории горизонтальных стволов скважин относительно трещин.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.