СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
METHOD OF DEVELOPING OIL DEPOSITS IN FRACTURED RESERVOIRS

Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности залежей, представленных карбонатными трещиноватыми коллекторами.
Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий вскрытие высоко - и низкопроницаемых пластов, имеющих непроницаемые разделы между ними. Пласты имеют близкие коллекторские характеристики и объединены в эксплуатационные объекты (не менее двух), в которые циклически производят закачку вытесняющего агента и отбор продукции. Циклическую закачку ведут до предела упругой деформации. Одновременно снижают давление в смежном пласте до давления насыщения. Повышение и снижение давления ведут во встречном направлении.
С целью повышения нефтеотдачи зонально-неоднородных пластов за счет изменения направления фильтрационных потоков размещают нагнетательные скважины на взаимно пересекающихся профилях. В первом цикле скважины, находящиеся на одном из профилей, останавливают, а скважины, расположенные на другом профиле, вводят в работу, причем циклы работы нагнетательных скважин повторяют (патент РФ №1653403, Е21В 43/20, опубл. 15.09.1994, Бюл. №17).
Недостатком способа является то, что вследствие различия коллекторских свойств в первую очередь раскрываются трещины в высокопроницаемом пласте. По этой причине непроницаемый раздел, деформируясь, прогибается в сторону низкопроницаемого пласта, ухудшая его емкостно-фильтрационные свойства, что ведет к снижению добычи нефти.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий циклическое заводнение пластов через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем в рамках семиточечной геометрии расположения скважин включают в разработку невыработанные участки нефтяной залежи между нагнетательными скважинами. Для этого нефтяную залежь разбивают на треугольники таким образом, чтобы их вершинами являлись нагнетательные скважины 1, 2, 3. Затем в течение одной трети цикла осуществляют заводнение одновременно через нагнетательные скважины 1, 2, в следующую треть цикла - через нагнетательные скважины 2, 3 и в последнюю треть цикла - через нагнетательные скважины 3, 1. После этого повторяют цикл заводнения в выбранном направлении (патент РФ №2299318 С2, Е 21В 43/20, опубл. 20.05.2007, Бюл. №14).
Недостатком способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и не обеспечивается достаточный охват коллекторов заводнением.
Существует способ разработки залежей нефти повышенной вязкости, приуроченных к трещинно-поровым карбонатным коллекторам, с применением площадной системы заводнения (в частности, ячеистой). При разработке таких залежей коллектор в добывающих скважинах ведет себя как поровый, а в нагнетательных, в связи с раскрытием трещин под влиянием высокого забойного давления, как трещинно-поровый. Приемистость нагнетательных скважин резко возрастает после создания возле них исскуственных водонасыщенных зон. Это обусловливает многократное превышение приемистости нагнетательных скважин над коэффициентом продуктивности добывающих скважин и соответственно высокую суточную приемистость первых при низких дебитах вторых. Применение в таких условиях обычных площадных систем обусловливает низкий уровень добычи при большом объеме закачиваемой в пласт воды, намного превышающем объем отбираемой из пласта жидкости.
Ячеистая система обеспечивает резкое увеличение отношения количества добывающих и нагнетательных скважин (до 6:1 и более), а также расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами при малых расстояниях между добывающими скважинами. Это способствует соответствию объемов нагнетаемой воды и добываемой жидкости, замедляет обводнение добывающих скважин.
Системам разработки с площадным заводнением свойственны и негативные моменты. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин. Этот процесс усугубляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе, остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводненных скважин, существенными различиями дебитов скважин и др. (Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие. - Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2002. - 86 с.).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяных залежей, сложенных пористо-трещиноватым типом коллекторов, включающий поддержание упругого режима работы пластов путем применения циклической закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодической эксплуатации групп добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин. Определяют направление повышенной трещиноватости коллектора. Добывающие скважины формируют в ячейки с нагнетательными в центре и подразделяют их на две группы. К первой группе относят добывающие скважины, расположенные на расстоянии не более половины расстояния между скважинами от оси нагнетания, проходящей через нагнетательную скважину вдоль направления повышенной трещиноватости коллектора. Ко второй группе относят все остальные добывающие скважины. Эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин в каждой ячейке осуществляют циклами. В первом периоде каждого цикла при остановленных добывающих скважинах в нагнетательные скважины закачивают оторочку вязкоупругого состава объемом, равным объему трещин в зоне нагнетательных скважин. Во втором периоде цикла пускают в эксплуатацию первую группу добывающих скважин и одновременно в нагнетательные скважины закачивают оторочку вытесняющего агента в объеме, равном суммарному объему трещин в зонах нагнетательных и всех добывающих скважин. Эксплуатацию добывающих скважин первой группы осуществляют в течение времени, за которое ими отбирают объем жидкости, равный объему трещин в зонах дренажа добывающих скважин первой группы. В третьем периоде цикла останавливают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и прекращают эксплуатацию добывающих скважин первой группы. Вторую группу добывающих скважин пускают в эксплуатацию на период времени, в течение которого добывающие скважины второй группы отбирают объем жидкости, равный суммарному объему трещин в зонах нагнетательных скважин и добывающих скважин второй группы. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин повторяют до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации (патент РФ №2191255, Е21В 43/16, опубл. 10.20.2002 г., Бюл. №29).
Недостаток известного способа состоит в том, что при прекращении закачки (с последующим ее возобновлением) в нагнетательных скважинах выравнивание фронта вытеснения за один цикл происходит в незначительной части блока. За этот период запасы нефти в зоне вытеснения нагнетательных скважин значительно вырабатываются, причем с большим отбором попутной воды, что значительно снижает эффективность способа.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки нефтяной залежи за счет снижения обводненности продукции скважин, увеличения коэффициента охвата выработкой запасов нефти, увеличения дебитов скважин, конечного нефтеизвлечения. Применение способа позволяет расширить технологические возможности разработки залежи, включить в работу участки залежи, ранее не участвовавшие в добыче нефти.
Указанная задача решается описываемым способом разработки залежи нефти, включающим размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины.
Новым является то, что разработку залежей осуществляют поэтапно: начинают на естественном режиме до достижения пластового давления порядка 1% от давления насыщения на забое добывающих скважин при минимальном рентабельном дебите, затем закачивают вытесняющую жидкость без избыточного давления на устье нагнетательной скважины, составляющего не более 4,0% от начального пластового давления до снижения приемистости ниже уровня, обеспечивающего текущую компенсацию отбора закачкой, затем закачивают вытесняющую жидкость с избыточным устьевым давлением, обеспечивающим восстановление начального пластового давления, при восстановлении начального пластового давления в закачиваемую жидкость добавляют 0,05-0,1% высокомолекулярных полимеров, на завершающем этапе разработки залежей осуществляют последовательное включение и отключение закачки вытесняющей жидкости в нагнетательных скважинах перекрестно парами или включение и отключение закачки последовательно по кругу парами скважин при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовые давления, близкие к начальному.
Проведенные патентные исследования по патентному фонду и технической библиотеки института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию «новизна» и «изобретательский уровень».
На чертеже представлена схема размещения скважин на залежи в трещиноватых карбонатных коллекторах.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Для уточнения геологического строения пластов залежь в карбонатных коллекторах разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют их обустройство. По данным сейсмических исследований и результатам глубокого бурения скважин определяют направление трещиноватости, размеры залежи, толщину нефтенасыщенных пластов, емкостно-фильтрационные характеристики коллекторов (проницаемость, пористость, нефтенасыщенность пород) и величину запасов нефти. В отличие от терригенных, в карбонатных коллекторах на эффективность методов заводнения основное влияние оказывает геологическое строение пластов, а не вязкость нефти. Очевидно, это явление объясняется высокой зональной и послойной неоднородностью карбонатных коллекторов, благодаря чему характер вытеснения нефти из этих пластов существенно отличается от вытеснения из терригенных коллекторов.
Учитывая имеющуюся информацию, строят структурные карты по кровле пластов-коллекторов. Используя равномерную треугольную сетку скважин, формируют семиточечные площадные элементы разработки с шестью расположенными по периметру скважинами и одной в центре треугольника, причем нагнетательные скважины размещают по вершинам треугольника, а остальные работают в качестве добывающих.
Размещают ряды скважин под острым углом к преобладающему направлению трещиноватости, совпадающему с большой осью структуры - №23 (см. чертеж, причем расстояние между нагнетательными скважинами составляет не менее 400 м, а от нагнетательных скважин до ВНК не менее 200 м. Производят отбор продукции из добывающих скважин (№1-22).
При снижении дебита нефти ниже предельно рентабельного осваивают под нагнетание скважины №19-22. Производят замеры отбираемой нефти и воды. Закачка вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины производится в пять этапов.
Первый этап - нагнетание закачиваемой жидкости осуществляют при давлении, не превышающем 1% от начального пластового давления, то есть добывающие скважины практически работают на естественном режиме. Снижение забойного давления в добывающих скважинах допустимо по разным залежам лишь на 10-20% от значения давления насыщения. При большем снижении разгазирование нефти в пласте может привести к снижению нефтеотдачи вследствие интенсивного развития режима растворенного газа при слабой цементации пород-коллекторов.
Второй этап - нагнетательные скважины работают с минимальным давлением на устье - не более 4,0% от начального пластового давления до снижения приемистости ниже уровня, обеспечивающего текущую компенсацию отбора закачкой.
Эти два этапа выполняют задачу по стабилизации пластовой энергетики и способствуют постепенному повышению пластового давления в залежи. В течение всего периода стабилизации проводят исследовательские работы по контролю за работой как добывающих, так и нагнетательных скважин. В добывающих скважинах производят замер дебита нефти, жидкости, определяют обводненность продукции. В нагнетательных скважинах производят замеры пластового и забойного давления.
В результате проведенных мероприятий достигаются планируемые показатели по росту пластового давления.
При снижении приемистости скважин ниже уровня, обеспечивающего текущую компенсацию отбора закачкой вытесняющей жидкости, переходят к третьему этапу. Нагнетательные скважины работают в режиме с избыточным устьевым давлением, превышающим начальное пластовое на 10-20%, до восстановления начального пластового давления в залежи.
Закачка вытесняющей жидкости существенно влияет на показатели скважины, особенно на рост пластового и забойного давлений, а также на увеличение доли воды в жидкости и дебита жидкости.
Четвертый этап - осуществляют небольшую добавку высокомолекулярных полимеров в закачиваемую жидкость, способствующую выравниванию фронта продвижения закачиваемой жидкости по пласту, которое происходит за счет увеличения вязкости и снижения подвижности воды. В результате замедляется продвижение воды в высокопроницаемых коллекторах, и вовлекаются в разработку низкопроницаемые коллекторы. Вышеперечисленные факторы способствуют увеличению коэффициентов охвата и вытеснения при заводнении коллекторов.
Расход полимера не превышает 0,05-0,1% к закачиваемой жидкости. После закачки оторочки водного раствора полимера объемом, составляющим 10-40% от количества первоначально содержащейся в пласте нефти, скважину отключают и дают выдержку во времени, достаточную для перераспределения фильтрационных потоков, и переходят на обычное заводнение. Оторочку раствора полимера можно закачивать на любой стадии разработки, но наиболее эффективна закачка на начальной стадии заводнения. Высокая вязкость нефти (до 100 мПа·с) и послойная неоднородность пласта являются факторами, повышающими эффективность применения полимеров. При этом учитываются данные, полученные при проведении исследований по контролю за работой нагнетательных (исследования по расходометрии) и добывающих скважин (контроль за положением динамического уровня, гидродинамические исследования, исследования по отбору глубинных проб в пласте с целью определения давления насыщения).
Для оптимизации всех параметров работы скважины необходимо снизить влияние закачиваемой жидкости, для этого предусматривают нестационарное (циклическое) заводнение с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте.
Пятый этап - изменение фильтрационных потоков путем последовательного включения и отключения закачиваемой жидкости в противоположных рядах - перекрестие (19-22 и 20-21) или по кругу (19, 20, 21, 22) при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовые давления, близкие к начальному. В неоднородных карбонатных коллекторах соотношение добывающих скважин к нагнетательным должно быть менее 5-6:1, так как при небольшом числе нагнетательных скважин не обеспечивается достаточный охват запасов нефти. При внедрении неизменной технологии циклического воздействия процесс вытеснения нефти жидкостью в карбонатном трещиноватом коллекторе со временем приближается к стационарному, что приводит к уменьшению эффекта.
При перекрестном способе циклического заводнения одновременно начинают работать две нагнетательные скважины (19-22) из противоположных рядов, а две другие - скв.20-21 в это время стоят. Через 30 дней работы первые две скважины останавливают, а нагнетательные скважины, находящиеся в простое, запускают на месяц. Затем цикл работы скважин повторяется.
При круговом способе циклического заводнения одновременно запускаются две нагнетательные скважины 19-20, через месяц работы нагнетательная скважина 19 останавливается, скважина 20 продолжает работать еще один месяц, одновременно с ней пускается в работу скважина 22 и т.д. Работа нагнетательных скважин осуществляется парами по кругу.
Эффект циклического заводнения заключается в уменьшении неравномерности вытеснения нефти в неоднородном пласте при создании в нем упругого режима фильтрации жидкости. В результате из пласта отбирается меньше воды и достигается более высокая нефтеотдача.
Пример 1 конкретного выполнения.
Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для пластовых залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах среднего карбона Злодаревского месторождения (см. чертеж). Участок разбуривают редкой сеткой вертикальных скважин, осуществляют их обустройство. По данным сейсмических исследований и результатам глубокого бурения скважин определяют размеры залежи, направление трещиноватости. По результатам геофизических и промысловых исследований, проведенных в скважинах, определяют коллекторские свойства нефтенасыщенной части пласта. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 5,4 м.
Бурят по треугольной сетке 300·300 м и размещают под острым углом к преобладающему юго-восточному направлению трещиноватости добывающие скважины 1-18 и осваивают под нагнетание скважины 19, 20, 21, 22. Каждая нагнетательная скважина расположена в центре семиточечного элемента. Добывающие и нагнетательные скважины размещают в пределах четырехметровой изопахиты. Минимальное расстояние от нагнетательных скважин до ВНК составляет 320 м. Производят в скважинах замеры дебитов нефти и пластовой жидкости, пластового и забойного давлений.
В нагнетательные скважины в течение двух лет производят долив воды, давление закачиваемой жидкости составляет 0,3-0,8 МПа, то есть добывающие скважины работают на естественном режиме. По данным исследований уже через 2-3 месяца происходит незначительный рост динамического уровня жидкости по многим скважинам, особенно в центральной части залежи.
Затем в течение года нагнетательные скважины работают с минимальным давлением на устье - 1,8-3,5 МПа до снижения приемистости ниже уровня, обеспечивающего текущую компенсацию отбора закачиваемой жидкостью.
Оба этапа выполняют задачу по стабилизации ситуации в плане энергетики пласта и способствуют постепенному повышению пластового давления в залежи. В течение всего периода стабилизации проводились исследовательские работы по контролю за работой как добывающих, так и нагнетательных скважин. Пластовое давление увеличилось с 10,4 до 11,8 МПа, забойное давление - с 7,6 до 9,0 МПа, при этом количество воды в жидкости выросло с 3,0 до 11,2%.
На третьем этапе нагнетательные скважины работают с давлением закачки 8-9 МПа до восстановления начального пластового давления в залежи. Через три года работы нагнетательных скважин установлено, что воздействие закачиваемой жидкости практически на всю залежь слишком большое и возник вопрос о ее оптимизации. Пластовое давление в залежи достигло 12,3 МПа, забойное - 0,1 МПа, количество воды в добываемой жидкости увеличилось в среднем до 45,5%.
С целью выравнивания фронта продвижения закачиваемой жидкости по пласту и вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов на участке залежи с пониженным пластовьм давлением в закачиваемую жидкость добавили 0,05% полиакриламида (ПАА). Объем оторочки водного раствора ПАА составил 20% от количества первоначально содержащейся в пласте нефти. Затем нагнетательные скважины отключили, дали выдержку во времени, достаточную для перераспределения фильтрационных потоков. Замерили пластовое давление. Дальнейшая работа нагнетательных скважин осуществлялась парами по перекрестному способу циклического заводнения. Нагнетательные скважины работали с забойным давлением от 8 до 9 МПа.
Анализ технологических показателей работы скважин показал, что последовательная остановка закачки вытесняющей жидкости в перекрестных парах нагнетательных скважин в течение месяца компенсирует отбор продукции скважин закачиваемой жидкостью, поэтому нагнетательные скважины 19 и 22, 20 и 21 работали в режиме последовательного включения и отключения закачки жидкости в противоположных рядах перекрестно при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовое давление, близкое к начальному.
Пример 2.
Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для пластовых залежей в карбонатных трещиноватых коллекторах среднего карбона Злодаревского месторождения (см. чертеж). Участок разбуривают редкой сеткой вертикальных скважин, осуществляют их обустройство. По данным сейсмических исследований и результатам глубокого бурения скважин определяют размеры залежи, направление трещиноватости. По результатам геофизических и промысловых исследований, проведенных в скважинах, определяют коллекторские свойства нефтенасыщенной части пласта. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 6,2 м.
Бурят по треугольной сетке 300·300 м и размещают под острым углом к преобладающему юго-восточному направлению трещиноватости добывающие скважины 1-18 и осваивают под нагнетание скважины 19, 20, 21, 22. В скважинах производят замеры добычи нефти и пластовой жидкости, пластового и забойного давлений.
Процесс разработки залежи с первого по четвертый этапы осуществляется аналогично примеру 1.
Дальнейшая работа нагнетательных скважин осуществлялась парами соседних скважин по круговому способу циклического заводнения. Нагнетательные скважины работали с забойным давлением от 8 до 9 МПа.
Анализ технологических показателей работы скважин показал, что последовательная остановка закачки вытесняющей жидкости в соседние пары нагнетательных скважин в течение месяца компенсирует отбор продукции скважин закачиваемой жидкостью, поэтому нагнетательные скважины 19 и 22, 20 и 21 работали в режиме последовательного включения и отключения закачки вытесняющей жидкости в соседние пары скважин по кругу при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовое давление, близкое к начальному.
Предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяной залежи за счет снижения обводненности продукции скважин, увеличения коэффициента охвата выработкой запасов нефти, увеличения дебитов скважин, конечного нефтеизвлечения. Применение способа позволяет расширить технологические возможности разработки залежи, включить в работу участки залежи, ранее не участвовавшие в добыче нефти.