Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕЛКИХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки.

Известен способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения, в котором проводят бурение вертикальных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 метров внутрь залежи от указанных линий в плане. Забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м. Горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин. Отбирают продукцию через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. При снижении пластового давления ниже значений 80% от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 90% переводят их под нагнетание, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов (Патент РФ №2447271, опубл. 10.04.2012).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки мелких малопродуктивных нефтяных месторождений, на которых были пробурены разведочные скважины, включающий бурение добывающих скважин, отбор нефти из добывающих скважин и индивидуальную закачку воды в нагнетательные скважины для поддержания давления в нефтяных пластах, вытеснения нефти в сторону добывающих скважин. Перед бурением добывающих скважин на карту нефтяных площадей с пробуренными разведочными скважинами накладывают базовую равномерную квадратную сетку размещения скважин, после чего по базовой сетке бурят скважины вблизи существующих разведочных скважин, проводят гидродинамические исследования пробуренных скважин и, если подтверждена продуктивность нефтяных пластов, осуществляют рациональное объединение пластов в эксплуатационные объекты из условия увеличения среднего дебита скважин, бурят следующие скважины тоже по базовой равномерной квадратной сетке до образования из пробуренных и гидродинамически исследованных скважин автономно работающих ячеек скважин с выделением в них нагнетательных скважин, при этом производительность индивидуальной закачки воды в нагнетательные скважины в этих ячейках определяют по производительности окружающих добывающих скважин (Патент РФ №2342521, опубл. 27.12.2008 - прототип).

Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача.

В предложенном изобретении решается задача повышения охвата пласта, темпов отбора и коэффициента нефтеизвлечения (КИН) при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки.

Задача решается тем, что в способе разработки мелких нефтяных залежей, включающем бурение разведочных скважин, проведение исследований, уточнение размеров залежи, пробную эксплуатацию залежи и создание геолого-гидродинамической модели, дополнительное разбуривание залежи, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению при бурении разведочных скважин бурят вертикальные поисковую, разведочную и эксплуатационную скважины, конструкции которых позволяют переводить скважины под закачку рабочего агента, а условные линии, проведенные через разведочную и поисковую скважину и через поисковую и эксплуатационную скважину составляют угол от 30° до 180°, на основе полученных данных бурения трех скважин строят уточненную геолого-гидродинамическую модель, по которой определяют оптимальное количество, длину и параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин и осуществляют их бурение, причем горизонтальные стволы эксплуатационных скважин размещают параллельно друг другу под углом от 45° до 90° к большей оси залежи и под углом от 30° до 60° к направлению преимущественной трещиноватости, по меньшей мере одну горизонтальную скважину размещают между вертикальными скважинами, после отработки на нефть в период пробной эксплуатации вертикальные скважины переводят под нагнетание рабочего агента в период промышленной разработки после бурения горизонтальных эксплуатационных скважин.

При проницаемости пласта менее 50 мД перед переводом вертикальных скважин под закачку рабочего агента проводят в них кислотный или проппантный гидроразрыв пласта.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, находящейся на стадии поиска или разведки, существенное влияние оказывает темп ввода запасов в разработку и охват залежи, который определяется рациональным расположением, конфигурацией и количеством эксплуатационных скважин. Существующие технические решения не в полной мере позволяют отбирать нефть из залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг.1, 2 представлено схематическое изображение залежи в плане с размещением скважин. Обозначения: 1 - поисковая вертикальная скважина, 2 - разведочная вертикальная скважина, 3 - эксплуатационная вертикальная скважина, 4-6 - горизонтальные добывающие скважины, S_тр - направление преимущественной трещиноватости, α - угол между направлением горизонтальных стволов и большей осью залежи, β - угол между направлением горизонтальных стволов и направлением преимущественной трещиноватости, γ - угол между условными линиями, проведенными через поисковую скважину 1 и разведочную 2 и через поисковую 1 и эксплуатационную 3, L - расстояние между вертикальными скважинами 1-3, N - направление на север. Способ реализуют следующим образом.

На предполагаемом участке выделяют структуру, нефтеносность которой подтверждает пробуренная поисковая скважина 1 (фиг.1). После бурения поисковой скважины 1 и проведения 2Д или 3Д-сейсмических исследований структуру залежи уточняют. Определяют преимущественное направление трещиноватости S_тр по данным сейсмических исследований. Проводят оценку запасов, строят геолого-гидродинамическую модель и составляют проект пробной эксплуатации, в котором закладывают одну вертикальную разведочную скважину 2 и одну вертикальную эксплуатационную 3 в предполагаемые зоны максимальных структур, с учетом того, что условные линии, проведенные через разведочную скважину 2 и поисковую 1 и через поисковую 1 и эксплуатационную 3, составляют угол у от 30° до 180°. Расчеты показали, что при таких значениях угла у охват залежи получается максимальным, что позволяет затем оптимально размещать эксплуатационные горизонтальные скважины. Также согласно расчетам пробуренные три вертикальные скважины являются необходимым и достаточным условием для проектирования технологической схемы разработки мелких месторождений.

После бурения скважин 2 и 3 по редкой сетке с расстоянием между скважинами L на основе полученных данных вновь уточняют геологическое строение залежи, нефтеносность, геолого-гидродинамическую модель и составляют технологическую схему разработки.

В технологической схеме разбуривание залежи предусматривают с помощью горизонтальных скважин. Причем горизонтальные стволы эксплуатационных скважин размещают параллельно друг другу под углом а от 45° до 90° к большей оси залежи и под углом β от 30° до 60° к направлению преимущественной трещиноватости S_тр. По меньшей мере одну скважину 5 размещают между вертикальными скважинами 1-3. Диапазон значений углов α и β выбран согласно расчетам, как наиболее оптимальных: при таких значениях угла α обеспечивается больший охват залежи и меньшие риски при бурении, а угла β - наиболее оптимальный процесс вытеснения нефти рабочим агентом.

По уточненной геолого-гидродинамической модели определяют на основе расчета множества различных вариантов разработки оптимальное количество, длину и параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин. По экономическим соображениям исходя из стоимости нефти на рынке на дату проведения расчетов бурение горизонтальных скважин больше определенного количества может быть экономически не целесообразно. Главным критерием здесь выступают удельные извлекаемые запасы нефти на одну горизонтальную скважину. Например, согласно уточненной геологической модели извлекаемые запасы нефти залежи составили 80 тыс.т. Экономическими расчетами установлено, что для окупаемости одной горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола 300 м, необходимо наличие удельных извлекаемых запасов нефти не менее 25 тыс. т/скв. и начальный дебит по нефти не менее 10 т/сут. Таким образом, в данном случае бурение более трех горизонтальных скважин 4-6 экономически нецелесообразно. Причем согласно уточненной гидродинамической модели при размещении горизонтальных скважин по критериям углов α, β, γ, оптимальная длина горизонтальных стволов скважин составит 250-300 м и начальный дебит по нефти 10-15 т/сут при забойном давлении 1,1 от давления насыщения нефти газом.

Возможен вариант, когда все три вертикальные скважины 1-3 будут расположены на одной прямой (фиг.2). По уточненной геолого-гидродинамической модели также определяют оптимальное количество, длину и параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин. Например, расчеты показали, что оптимальное количество горизонтальных скважин - две (4, 5).

После проектирования осуществляют бурение горизонтальных эксплуатационных скважин 4-6 (фиг.1). На горизонтальных стволах устанавливают водонабухающие пакеры. Количество пакеров вдоль ствола и расстояние между ними определяют исходя из проведенного после бурения стандартного комплекса геофизических исследований, где оценивают проницаемость коллектора. Пакеры устанавливают в местах изменения проницаемости коллектора в более чем два раза. В вертикальных скважинах 1-3 проводят кислотный или проппантный гидроразрыв пласта при проницаемости матрицы пласта менее 50 мД, что приводит к снижению скин-фактора, затем переводят их под закачку рабочего агента с параметрами работы, определенными также по гидродинамической модели в проекте. Значение 50 мД определено расчетным путем. При проницаемости менее 50 мД не обеспечивается необходимая приемистость нагнетательных скважин, необходимо ее увеличение посредствам увеличения проницаемости призабойной зоны пласта.

Разработку скважинами 1-6 ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения и темпов отбора нефти.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На лицензионном участке Яуркинского месторождения была выделена Западно-Иргизская структура. Поисковая скважина 1 (фиг.2) подтвердила нефтеносность. После бурения поисковой скважины 1 и проведения ЗД-сейсмических исследований структура залежи была уточнена. Было определено преимущественное направление трещиноватости S_тр: северо-восточное. Проводят оценку запасов, строят геолого-гидродинамическую модель и составляют проект пробной эксплуатации, в котором закладывают одну вертикальную разведочную скважину 2 и одну вертикальную эксплуатационную 3 в предполагаемые зоны максимальных структур, с учетом того, что условные линии, проведенные через разведочную скважину 2 и поисковую 1 и через поисковую 1 и эксплуатационную 3, составляют угол γ от 30° до 180°, в данном случае получили угол γ=60°. После бурения скважин 2 и 3 с расстоянием между скважинами L=600 м на основе полученных данных вновь уточняют геологическое строение залежи, нефтеносность, геолого-гидродинамическую модель и составляют технологическую схему разработки.

В технологической схеме разбуривание залежи проектируют с помощью горизонтальных скважин. По уточненной модели определили на основе расчета множества различных вариантов разработки с учетом окупаемости бурения, оптимальное количество скважин - три, длину горизонтальных стволов - от 500 до 700 м и параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин - забойное давление на уровне 1,1 от давления насыщения нефти газом. На рассматриваемой залежи согласно уточненной геолого-гидродинамической модели извлекаемые запасы нефти на одну горизонтальную скважину составили 170 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,3.

Горизонтальные стволы эксплуатационных скважин 4-6 размещают параллельно друг другу под углом α=60° к большей оси залежи и под углом от β=40° к направлению преимущественной трещиноватости S_тр, ствол скважины 5 располагают между вертикальными скважинами 1-3.

За 3 года эксплуатации трех вертикальных скважин 1-3 было отобрано всего 15 тыс.т. нефти. Далее осуществляют бурение запроектированных горизонтальных эксплуатационных скважин 4-6. На горизонтальных стволах устанавливают водонабухающие пакеры через каждые 100-200 м. На данных расстояниях проницаемость коллектора по данным результатов геофизических исследований меняется в несколько раз. В вертикальных скважинах 1,2 проводят кислотный гидроразрывы пласта, в скважине 3 - проппантный гидроразрыв, что приводит к снижению скин-фактора до 2, затем переводят их под закачку пластовой воды с давлением закачки 0,7 от вертикального горного давления и с компенсацией отбора закачкой 100%. Горизонтальные добывающие скважины 4-6 пускают в работу с забойным давлением 1,1 от давления насыщения нефти газом.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Условные линии, проведенные через разведочную скважину 2 и поисковую 1 и через поисковую 1 и эксплуатационную 3, составили угол γ=30°. Горизонтальные стволы эксплуатационных скважин 4-6 размещают под углом α=90° к большей оси залежи и под углом β=30° к направлению преимущественной трещиноватости S_тр.

Пример 3. Выполняют как пример 1 или 2. Условные линии, проведенные через разведочную скважину 2 и поисковую 1 и через поисковую 1 и эксплуатационную 3, составили угол γ=180°. Горизонтальные стволы эксплуатационных скважин 4-6 размещают под углом α=45° к большей оси залежи и под углом β=60° к направлению преимущественной трещиноватости S_тр.

В результате разработки предлагаемым способом за время разработки 29 лет, которое ограничили 98% обводненностью залежи или минимально рентабельным дебитом одной скважины 0,5 т/сут., с участка было отобрано 601 тыс.т нефти, КИН составил 0,340. При разработке участка согласно прототипу на залежи бурится 16 вертикальных скважин, накопленный отбор нефти за время разработки 43 года составляет 514 тыс. т, КИН - 0,290. Таким образом, прирост КИН составляет 0,050.

Применение предложенного способа позволит повысить темпы отбора нефти и коэффициент нефтеизвлечения залежи.