СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки трещиноватых коллекторов.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи (патент RU №2206725, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.06.2003, бюл. №17), включающий 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 - P-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. В интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны. Находят отношение амплитуд - PS/Р-волн. Строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS /Р-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.

Недостатком известного способа является то, что при выделении участка залежи с высокой проницаемостью вероятность обводнения продукции добывающих скважин значительно увеличивается, что ведет к снижению дебитов нефти и конечной нефтеотдачи пласта.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2459939, МПК Е21В 43/20, Е21 В 43/30 опубл. 27.08.2012, бюл. №24), включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные, формирование рядов нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Ряды нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, формируют из добывающих скважин, переводимых в нагнетательные. Между рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, размещают от 2 до 5 рядов добывающих скважин, также расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. В рядах нагнетательных скважин между существующими скважинами размещают дополнительные добывающие скважины, перед переводом в нагнетательные добывающие скважины эксплуатируют на форсированном режиме до достижения в каждой скважине давления насыщения.

Недостатком известного способа является то, что для эффективной разработки по предложенному способу необходимо знать направление преобладающей трещиноватости пород и зоны с высокой проницаемостью. При попадании нагнетательной скважины в зону с высокой проницаемостью возрастает риск быстрого обводнения добывающих скважин.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи и эффективности разработки трещиноватых коллекторов за счет более рационального размещения добывающих скважин.

Указанная техническая задача решается способом разработки, включающим определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что выбирают участок залежи с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти подошвенной водой, определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, добывающие скважины бурят по неравномерной сетке в виде вертикальных скважин с попаданием в узлы разуплотнений или в виде боковых, или боковых горизонтальных стволов с пересечением близлежащих линий разуплотнений, сообщаемых с узлами разуплотнений, нагнетательные горизонтальные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах, между несколькими узлами разуплотнений перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки трещиноватых коллекторов.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь 1 с трещиноватыми коллекторами разбуривают вертикальными скважинами 2-4 по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи 1, структурные планы продуктивных пластов. Определяют преобладающее направление трещиноватости на залежи по результатам сейсмических исследований методом 3D. На карту эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта наносят линии разуплотнений 5, то есть линейные или дугообразные структурные элементы, связанные с глубинными разломами, являющимися проявлениями зон повышенной трещиноватости горных пород. Затем выделяют участки залежи 6, 7, ограниченные линиями разуплотнений 5. Точки пересечения линий разуплотнений 5 образуют узлы разуплотнений 8. Проводят лабораторные исследования керна, гидродинамические исследования в скважинах с определением пластового давления, проницаемости, продуктивности коллекторов.

Затем выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенными толщинами более десяти метров 9 с целью предотвращения быстрого обводнения добываемой продукции подошвенной водой.

Задача повышения нефтеотдачи пласта решается за счет рационального размещения скважин в трещиноватых коллекторах, для чего на карте эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта выделяют узлы разуплотнений 8. Проводят анализ работы пробуренных добывающих скважин 2, 3.

Скважины 2, 3, пробуренные на линиях разуплотнений 5 или вскрывшие узлы разуплотнений 8, имеют более высокие дебиты нефти по сравнению с добывающими скважинами 4, пробуренными в уплотненных карбонатных коллекторах. Повышенная трещиноватость карбонатных пород способствует более интенсивному притоку жидкости к интервалам перфорации. Скважины 10-13 бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений 8, в результате чего увеличивается площадь дренирования добывающих скважин 2, 3 и 10-13. При разработке залежи 1 для поддержания пластового давления на определенном уровне и с целью повышения суммарной добычи нефти вводят в эксплуатацию нагнетательные скважины. Распространение фронта закачиваемой жидкости в трещиноватых карбонатных коллекторах происходит неравномерно. Наиболее интенсивно движение жидкости происходит по трещинам или линиям разуплотнений. Размещение горизонтальных нагнетательных скважин 14, 15 перпендикулярно преобладающей трещиноватости коллектора залежи 1 в уплотненных карбонатных коллекторах 6, 7 способствует движению закачиваемой жидкости к узлам разуплотнений 8. Причем нагнетательные горизонтальные скважины 14, 15 размещают соответственно в уплотненных карбонатных коллекторах между несколькими узлами разуплотнений 3, 11, 12, 13 и 10, 11, 12 на расстоянии 100-250 м от узлов разуплотнений и перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи 1. Нагнетательные горизонтальные скважины 14 и 15 не должны пересекать линии разуплотнений 5 во избежание быстрого распространения закачиваемой жидкости по линиям разуплотнений 5 и обводнения добываемой продукции. При размещении нагнетательных горизонтальных скважин 14, 15 перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи 1 распространение закачиваемой жидкости по площади происходит более равномерно, без прорыва жидкости в трещины с охватом вытеснения максимальной площади для максимального извлечения нефти из залежи 1 в уплотненных карбонатных коллекторах с 6, 7.

Из добывающих скважин 4, не попавших в узлы разуплотнений 8, строят боковые 16 или боковые горизонтальные 17 стволы с пересечением близлежащих линий разуплотнений 5, сообщаемых с узлами разуплотнений 8. Затем строят боковые 16 или боковые горизонтальные 17 стволы с пересечением близлежащих линий разуплотнений 5, не сообщаемых с узлами разуплотнений 8 для увеличения области дренирования.

При проведении траекторий боковых 16 или боковых горизонтальных 17 стволов необходимо учитывать наличие рентабельных удельных запасов нефти, приходящихся на одну скважину, что ведет к уменьшению срока окупаемости затрат на строительство скважины и добычу каждой тонны нефти.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивных залежей турнейского яруса.

Нефтяную залежь 1 с трещиноватыми коллекторами разбуривают вертикальными скважинами 2-4 по сетке 600×600 м. Уточняют геологическое строение залежи 1, структурный план продуктивного пласта. По результатам сейсмических исследований методом 3D определяют, что преобладающее направление трещиноватости на залежи северо-западное. На карту эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта наносят линии разуплотнений 5. Выделяют участки залежи 6, 7, ограниченные линиями 5 и узлами 8 разуплотнений.

Проводят лабораторные исследования керна и определяют коллекторские свойства пласта: пористость равна 12,2%, нефтенасыщенность - 78,4%. Затем проводят гидродинамические исследования в скважинах 2-4 и определяют пластовое давление, которое составляет 11 МПа, проницаемость - 0,118 мкм², продуктивность коллекторов - 3,36 м³/(сут·МПа). Выбирают участок залежи 1 с эффективными нефтенасыщенными толщинами от 10 до 20 м 6, 7.

Скважина 2, пробуренная на линии разуплотнений 5, и скважина 3, вскрывшая узел разуплотнений 8, имеют более высокие дебиты нефти (6,8 и 9,2 т/сут) по сравнению с добывающей скважиной 4, вскрывшей уплотненные карбонатные коллекторы. Начальный дебит нефти скважины 4 составил 4,8 т/сут. Скважины 10-13 размещают по неравномерной сетке в узлы разуплотнений 10-13. Нагнетательную горизонтальную скважину 14 располагают между узлами разуплотнений 3, 11, 12, 13 перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости на расстоянии 170-190 м, а нагнетательную горизонтальную скважину 15 располагают между узлами разуплотнений 10, 11, 12 перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости на расстоянии 155-180 м.

Из добывающей скважины 4, пробуренной в уплотненных карбонатных коллекторах, строят боковой горизонтальный ствол 16 с пересечением близлежащих линий разуплотнений 5, сообщаемых с узлами разуплотнений 8. Длина бокового горизонтального ствола 16 равна 165 м. Боковой горизонтальный ствол 16 пересекает три близлежащие линии разуплотнений 5, находящиеся на расстоянии 44-136 м к северо-востоку от скважины 4, в плане имеет винтообразную форму. Затем строят боковой ствол 17 с пересечением близлежащей линии разуплотнений 5, не сообщаемой с узлами разуплотнений 8. Линия разуплотнений 5 находится на расстоянии 62 м к юго-западу от скважины 4. Длина бокового ствола 17 равна 95 м. Удельные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на боковой 17 и боковой горизонтальный 16 стволы, составляют 56 тыс.т. Дебит нефти равен 16,4 т/сут. Дополнительная добыча нефти за год эксплуатации бокового 17 и бокового горизонтального 16 стволов составила 3,8 тыс.т.

Предлагаемый способ разработки трещиноватых коллекторов позволяет повысить охват выработкой запасов нефти в карбонатных коллекторах, увеличить дебиты нефти добывающих скважин, повысить конечную нефтеотдачу пласта на 5-10%.