Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО СЛОИСТОГО КОЛЛЕКТОРА

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением.

Известен способ разработки залежей нефти в слоистых карбонатных коллекторах, включающий выделение совпадающих в плане верхней пластовой залежи в карбонатных коллекторах с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м и нижней массивной залежи с общими нефтенасыщенными толщинами более 15 м, между выделенными залежами устанавливают профильный перекрыватель, спускают обсадную колонну до кровли нижней залежи с фильтром в продуктивной части верхней залежи, цементируют затрубное пространство, вскрывают верхний продуктивный интервал, спускают два лифта, бурят вертикальные и/или наклонно направленные или разветвленные горизонтальные нагнетательные скважины в соответствии с проектной сеткой. Размещают горизонтальные стволы нагнетательных скважин параллельно плоскости горизонтальных стволов добывающих скважин. При наличии санитарно-защитных зон и нефтенасыщенных толщин пласта-коллектора верхней пластовой залежи более 5 м предусматривают бурение многозабойной горизонтальной скважины. Закачку рабочего агента осуществляют циклически в верхнюю и нижнюю залежи при их одновременно-раздельной эксплуатации (патент РФ №2305758, кл. Е21В43/14, опубл. 10.09.2007).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача в связи с недостаточно равномерной выработкой запасов в условиях неоднородного коллектора.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах, включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину. Выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно-допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый, затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем стволы проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин, а длину стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости (патент РФ № 2387815, кл. Е21В43/20, опубл. 27.04.2010 - прототип).

В известном способе применительно к карбонатным коллекторам не учитывается трещиноватость. Кроме того, на фильтрацию жидкости в пласте оказывают влияние не только проницаемость, но другие параметры, такие как смачиваемость, поверхностное натяжение и пр. Данные факторы не учитываются, поэтому равномерность выработки и нефтеотдача при реализации данного способа оказываются невысокими.

В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.

Задача решается тем, что в способе разработки трещинно-порового слоистого коллектора, включающем бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных (РГС) добывающих скважин, размещение горизонтальных стволов в нефтенасыщенных пропластках, одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, согласно изобретению, бурят основной вертикальный ствол РГС, исследованиями определяют время t_n движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС, на основе которого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки β_n каждого пропластка из уравнения:

, (1)

где r_n - расстояние, пройденное фронтом пропитки за время t_n в n-м пропластке, м,

β_n - удельная скорость капиллярной пропитки n-го пропластка, 1/с,

q - расход воды в нагнетательную скважину, м³/сут,

h_n - толщина n-го пропластка, м,

η_n - конечная нефтенасыщенность n-го пропластка, м,

m_n - пористость блоков породы n-го пропластка, д.ед.,

S_0n - начальная нефтенасыщенность n-го пропластка, д.ед.,

t_n - время продвижения фронта капиллярной пропитки в n-м пропластке от нагнетательной скважины к добывающей, с,

erf(x) - функция ошибок,

π=3,14,

в пропластке, соответствующем наименьшему значению β_n, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием L между добывающей и нагнетательной скважинами, причем длина горизонтального ствола составляет L·cosα, а фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние r_n=L·sinα за время t, которое рассчитывают по уравнению (1), для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за t расстояния r_n, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем n-м пропластке, к условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке, по полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями, в основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели, в каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров, в процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу неоднородного по толщине слоистого трещинно-порового карбонатного коллектора, разрабатываемого заводнением, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Скорость капиллярной пропитки в каждом из пропластков разная, что связано с некоторым различием в их геолого-физических характеристиках. Удельная скорость пропитки β в уравнении (1), полученном из теории, предложенной Г.И. Баренблаттом и Ю.П. Желтовым, учитывает проницаемость блоков породы, вязкость нефти, коэффициент межфазного натяжения на границе нефть-вода, угол избирательного смачивания породы водой и градиент давления, за счет которого нефть перетекает из блоков в трещины. Таким образом, при расчёте скорости фильтрации в трещинно-поровом коллекторе коэффициент β будет разным в каждом из пропластков, что при их совместной эксплуатации приведет к неравномерной выработке запасов и раннему обводнению скважины. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять равномерную выработку нефти из таких коллекторов. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтеносной залежи в плане с размещением скважин и стволов РГС. На фиг. 2 приведено схематическое изображение участка нефтеносной залежи в вертикальном разрезе с пропластками и размещением скважин и стволов РГС. Обозначения: 1 - основной вертикальный ствол добывающей РГС, 2 - нагнетательная скважина, 3-5 - касательные к условным окружностям радиусов r₁, r₂, r₃ соответствующих пропластков, в которых происходит плоско-радиальная фильтрация закачиваемой воды, 6 - профильные перекрыватели, 7 - пакера, r₁-r₃ - радиусы условных окружностей, I-III - горизонтальные стволы РГС соответствующих пропластков, s₁-s₃ - длины горизонтальных стволов I-III, L - расстояние между основным вертикальным стволом добывающей РГС 1 и нагнетательной скважиной 2, α₁-α₃ - угол между линией L и стволом РГС в соответствующем пропластке I-III.

Способ реализуют следующим образом.

На участке неоднородной по толщине слоистой залежи, коллектор которой представлен порово-трещинными карбонатными отложениями, бурят вертикальные добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины на расстоянии L друг от друга (фиг. 1). Количество нефтенасыщенных пропластков составляет, например, три (фиг. 2). Для повышения продуктивности добывающей скважины 1 необходимо в каждый пропласток пробурить горизонтальный ствол. Таким образом, скважина 1 является основным вертикальным стволом РГС. Для того чтобы выработка запасов всех пропластков происходила равномерно, несмотря на различную скорость пропитки β (см. уравнение 1), горизонтальные стволы I-III необходимо размещать под углами в горизонтальной плоскости к вертикальной нагнетательной скважине 2. Считая, что продвижение фронта пропитки водой от нагнетательной скважины 2 происходит в плоско-радиальном режиме, углы можно определить, проведя касательные 3-5 (фиг. 1) к условным окружностям, радиусов r₁, r₂, r₃ соответственно. В свою очередь данные радиусы можем рассчитать по уравнению (1).

Для этого предварительно трассерными исследованиями определяют время t_n движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины 2 по каждому пропластку коллектора (отсекая пакерами другие пропластки) к основному вертикальному стволу РГС 1. На основе t_n рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки β_n каждого пропластка из уравнения (1). В пропластке, соответствующем наименьшему значению β_n, например, третьему с β₃, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом α₃=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием L между добывающей и нагнетательной скважинами. Длину горизонтального ствола III определяют, как s₃=L·cosα. Фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние r₃=L·sinα за время t, которое рассчитывают по уравнению (1).

Далее для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за время t расстояния r₁ и r₂, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующих пропластках. К условным окружностям проводят касательные 3 и 4 из точки основного вертикального ствола РГС 1 в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами s₂ и s₃, соответствующими точке касания с окружностями.

Расчеты показали, что для наименьшего β угол α в указанных диапазонах 50-70° для одного ствола и соответственно для всех остальных стволов, направление которых зависит от t, достигается максимальная нефтеотдача.

В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели 6.

В каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров 7. В процессе эксплуатации РГС 1 последовательно от «носка» горизонтальных стволов I-III к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины 2 к добывающей 1. Расчеты показали, что чем меньше угол α, т.е. наклон горизонтального ствола больше в сторону к нагнетательной скважине, тем обводнение ствола происходит более резкими темпами и требуется большее количество пакеров 7, чтобы осуществлять последовательное отключение обводнившихся интервалов для достижения наибольшей нефтеотдачи. Поэтому большее количество пакеров 7 необходимо устанавливать на стволы с меньшим значением углов α. Количество пакеров 7 ограничено пятью ввиду экономической рентабельности.

Используя данный подход, разбуривают всю залежь.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. На участке неоднородной по толщине слоистой массивной залежи, коллектор которой представлен порово-трещинными карбонатными отложениями башкирского яруса, бурят вертикальные добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины на расстоянии L=300 м друг от друга (фиг. 1). Количество нефтенасыщенных пропластков залежи составляет три (фиг. 2).

Начальное пластовое давление на участке залежи 10 МПа, давление насыщения нефти газом 1 МПа, общая толщина составляет 20 м, пористость блоков m=0,124 д.ед., начальная нефтенасыщенность S₀=0,816 д.ед., конечная нефтенасыщенность η=0,141 д.ед. В нагнетательную скважину ведется закачка воды с расходом 10 м³/сут.

Трассерными исследованиями (закачкой воды, меченной флуоресцеином) определяют время t_n движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины 2 по каждому пропластку коллектора (отсекая пакерами другие пропластки) к основному вертикальному стволу РГС 1. На основе t_n рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки β_n каждого пропластка из уравнения (1). Данные по h_n, t_n, β_n приведены в таблице 1.

В пропластке, соответствующем наименьшему значению β_n, т.е. третьему с β₃=4,91·10^-12, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом α₃=70° к линии L. Длину горизонтального ствола III определяют, как s₃=L·cosα=300·cos70=103 м. Фронт капиллярной пропитки в данном пропластке пройдет расстояние r₃= L·sinα= 300·sin70=282 м за время t=15,6 сут, которое рассчитывают по уравнению (1).

Для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой за время t=15,6 сут расстояния r₁ и r₂, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующих пропластках. К условным окружностям проводят касательные 3 и 4 из точки основного вертикального ствола РГС 1 в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями. Значения s₁ и s₂ длин стволов I и II можно рассчитать по теореме Пифагора, зная L и r_n: s₂=(L²-r₂ ²)^0,5=(300²-237²)^0,5=184 м, s₁=(L²-r₁ ²)^0,5=(300²-254²)^0,5=160 м. Значения углов α₁ и α₂ можно рассчитать как α_n=Arccos(s_n/L). Расчетные значения r_n, s_n и α_n приведены в таблице 1.

В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели 6.

В горизонтальном стволе III размещают в центре один (делят длину ствола s₂ на два равных расстояния) водонабухающий пакер 7 фирмы ТАМ. В горизонтальном стволе I аналогично размещают два пакера 7, а в стволе II - три пакера 7, которые делят стволы на равные отрезки.

В процессе эксплуатации РГС 1 последовательно от «носка» горизонтальных стволов I-III к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины 2 к добывающей 1.

Используя данный подход, разбуривают всю залежь.

Пример 2. Выполняют как пример 1. В пропластке, соответствующем наименьшему значению β_n, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС 1 под углом α_n=50° к линии L. В горизонтальном стволе I размещают пять пакеров 7, которые делят ствол на равные отрезки.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

В результате за время разработки участка залежи, представленного одной добывающей РГС и одной нагнетательной скважиной, которое ограничили обводнением скважины до 98%, было добыто 168,3 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,375. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 138,2 тыс.т нефти, КИН - 0,308. Прирост КИН по предлагаемому способу составил 0,067.

Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи слоистого коллектора.