СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МАЛОАМПЛИТУДНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ОГРАНИЧЕННЫМИ ПО ПЛОЩАДИ РАЗМЕРАМИ И С МАЛЫМ ЭТАЖОМ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке малоамплитудных нефтегазовых залежей с ограниченными по площади размерами и с малым этажом нефтегазоносности, предназначенных для газоснабжения местных потребителей на собственные нужды.

В Западной Сибири наряду с крупными нефтегазовыми месторождениями имеется множество более мелких месторождений с небольшими от 5 до 20 м толщинами низкопроницаемых продуктивных пластов, так называемых малоамплитудных месторождений с малым этажом нефтегазоносности. Практически все они недоразведаны и находятся в резервном фонде. Под малоамплитудными нефтегазоносными залежами понимаются залежи с толщиной продуктивного пласта до 60 м [Мальцев А.И. и др. Концептуальные подходы к освоению малых газовых месторождений на севере Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2011, №10. - С.20-22], а под залежью с малым этажом нефтегазоносности понимаются малоамплитудная нефтегазоносная залежь с толщиной пласта от 5 до 20 м.

Основными причинами, сдерживающими освоение этих залежей, являются сложное геологическое строение, низкая продуктивность и удаленность залежей от трасс магистральных нефтегазопроводов. Тем не менее, такие залежи могут являться сырьевой базой для местных потребителей [Ремизов В.В. и др. Газификация регионов России с учетом освоения малых месторождений газа и нефти. Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего // Первый Международный конгресс. - М.: 1997. - С.74-92].

Известен способ разработки малоамплитудных нефтегазовых месторождений, включающий бурение вертикальных разведочных скважин для доразведки залежи и пологонаправленных эксплуатационных скважин для добычи и последующей транспортировки потребителю углеводородного сырья [Мальцев А.И. и др. Концептуальные подходы к освоению малых газовых месторождений на севере Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2011. №10. - С.20-22].

Недостатком способа является высокая затратность разработки малоамплитудных нефтегазовых залежей с ограниченными по площади размерами и с малым этажом нефтегазоносности.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в сокращении затрат на разработку малоамплитудных нефтегазовых залежей с ограниченными по площади размерами и с малым этажом нефтегазоносности.

Технический результат достигается тем, что способ разработки малоамплитудных нефтегазовых залежей с ограниченными по площади размерами и с малым этажом нефтегазоносности заключается в том, что бурят опорные скважины, проводят сейсморазведку, определяют по результатам сейсморазведки центральную часть залежи, затем бурят в центральной части залежи вертикальную эксплуатационно-доразведочную скважину увеличенного диаметра, осуществляют отбор газа на форсированных режимах, проводя при этом расширенный комплекс промыслово-геологических и газодинамических исследований, определяют наиболее продуктивную часть залежи и начальные запасы, прекращают добычу газа, ликвидируют нижнюю часть ствола эксплуатационно-доразведочной скважины, затем из нее бурят один или два боковых ствола в верхней части залежи, не ближе 2-5 м от газоводяного контакта, в направлении наиболее продуктивной ее части, проводят работы по освоению и осуществляют добычу газа из боковых стволов небольшими отборами 0,5-0,9% от начальных запасов в щадящем режиме с депрессиями на пласт не более 0,2-0,3 МПа и рабочим дебитом не выше 100-150 тыс. м³/сут.

На фигуре изображена схема реализации заявляемого способа.

Разработка малоамплитудной нефтегазовой залежи с ограниченными по площади размерами и с малым этажом нефтегазоносности осуществляется бурением в центральной части залежи, определенной по результатам бурения опорных скважин и сейсморазведки, одной вертикальной эксплуатационно-доразведочной скважины 1 увеличенного диаметра, в которой проводится расширенный комплекс промыслово-геологических и газодинамических исследований. Данная скважина 1 позволяет совмещать добычу и транспортировку газа местному потребителю с доразведкой залежи, а увеличенный диаметр скважины обеспечивает возможность бурения из нее боковых стволов 2. Доразведку залежи осуществляют комплексными геофизическими исследования как в самой эксплуатационно-доразведочной скважине, так и проведением объемной сейсморазведки залежи, например сейсмика 3Д. После получения достоверной геолого-геофизической и промысловой информации из эксплуатационно-доразведочной скважины 1 в направлении наиболее продуктивной толщины пласта залежи бурится один или несколько боковых стволов 2 с ликвидацией старого основного ствола 3. Боковые стволы 2 бурятся в верхней части продуктивного пласта 4 под углом более 80 градусов для снижения затрат на бурение и возможности получения наибольшего рабочего дебита на расстоянии не менее 2-5 м от газоводяного контакта 5 для предотвращения обводнения скважины. Колонна насосно-компрессорных труб (не показана) для транспортировки углеводородного сырья спускается до верхнего бокового ствола 2. При необходимости для предотвращения пескования боковых стволов 2 и образования в них песчано-глинистых пробок они заполняются проппантом.

При этом через интервал перфорации 6 осуществляют исследования скважины на форсированных режимах для обеспечения максимальной промыслово-геологической информации, а добычу газа из боковых стволов 2 осуществляют с небольшими отборами в размере 0,5-0,9% от начальных запасов в щадящем режиме с небольшими депрессиями на пласт не более 0,2-0,3 МПа и постоянным рабочим дебитом не выше 100-150 тыс. м³/сут, позволяющим обеспечить период эксплуатации 30-50 лет.

Сохранение постоянных рабочего дебита и депрессии на пласт обеспечивают сохранение призабойной зоны пласта, предотвращают ее разрушение, вынос песка и образования песчано-глинистых пробок, подтягивания подошвенной воды и обводнения скважины. Сохранение небольших отборов газа способствует медленному темпу падения пластового давления, сохранению достаточно высокого давления на устье скважины и осуществлению бескомпрессорной эксплуатации скважины.

Пример 1

В процессе разработки малоамплитудной нефтегазовой залежи добыча осуществляется посредством эксплуатационно-доразведочной скважины, башмак которой расположен на расстоянии 2 м от газоводяного контакта. Отбор газа при этом ведется в размере 0,9% от начальных запасов с депрессией на пласт 0,2 МПа и постоянным рабочим дебитом 100 тыс. м³/сут.

При расстоянии менее 2 м происходит подъем ГВК уже через 1-2 года, что подтверждается опытом разработки газовых месторождений, на которых зафиксирован темп подъема ГВК 1,5-2,0 м/год [Теория и практика капитального ремонта скважин в условиях пониженных пластовых давлений / М.Г.Гейхман, Г.П.Зозуля, А.В.Кустышев, В.В.Дмитрук, Л.У.Чабаев. - М.: ИРЦ Газпром, 2008. - С.12.].

При отборе газа более 0,9% от начальных запасов происходит достаточно большой темп снижения запасов и соответственно пластового давления, ведущий к преждевременному внедрению в залежь пластовой воды и к обводнению скважины.

При депрессии на пласт менее 0,2 МПа наблюдается недостаточный отбор газа из пласта, приводящий из-за низких скоростей газового потока к загидрачиванию скважины или другим осложнениям, таким как недостаточная очистка призабойной зоны от механических примесей.

Эксплуатация скважины с рабочим дебитом ниже 100 тыс. м³/сут. приводит к образованию гидратов и к недостаточной скорости для удаления жидкости и песка с забоя, к самозадавливанию скважины.

Пример 2

В процессе разработки малоамплитудной нефтегазовой залежи добыча осуществляется посредством эксплуатационно-доразведочной скважины, башмак которой расположен на расстоянии 3 м от газоводяного контакта. Отбор газа при этом ведется в размере 0,7% от начальных запасов с депрессией на пласт 0,3 МПа и постоянным рабочим дебитом 120 тыс. м³/сут. Опыт показывает, что это наиболее оптимальные условия разработки малоамплитудных залежей с малым этажом нефтегазоносности и эксплуатации эксплуатационно-доразведочных скважин, пробуренных на этих залежах.

Пример 3

В процессе разработка малоамплитудной нефтегазовой залежи добыча осуществляется посредством эксплуатационно-доразведочной скважины, башмак которой расположен на расстоянии 5 м от газоводяного контакта. Отбор газа при этом ведется в размере 0,5% от начальных запасов с депрессией на пласт 0,3 МПа и постоянным рабочим дебитом 150 тыс. м³/сут.

При расстоянии более 5 м по причине малой толщины продуктивного пласта происходит большое сокращение его дренируемой зоны, например при толщине пласта 10 м, сокращение толщины дренируемой зоны составит 50%, что негативно скажется на величине рабочего дебита.

При отборе газа менее 0,5% от начальных запасов наблюдается недостаточный темп отбора и добычи газа, приводящий к нерентабельности разработки этой залежи.

При депрессии на пласт более 0,3 МПа наблюдается разрушение призабойной зоны пласта, приводящее к выносу песка и образованию песчано-глинистых пробок.

При эксплуатации скважины с рабочим дебитом более 150 тыс. м³/сут наблюдается разрушение призабойной зоны пласта, вынос песка с образованием песчано-глинистых пробок.

Преимуществом способа является сокращение затрат на доразведку залежи, устранение необходимости бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин, совмещение добычи и транспортировки газа местному потребителю с доразведкой залежи.