СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ МАЛОРАЗВЕДАННОЙ ЗАЛЕЖИ

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной малоразведанной залежи.

Известен способ разработки мелких малопродуктивных нефтяных месторождений (патент RU №2342521, МПК E21B 43/20, опубл. 27.12.2008, бюл. №36), включающий бурение добывающих скважин, отбор нефти из добывающих скважин и индивидуальную закачку воды в нагнетательные для поддержания давления в нефтяных пластах, вытеснения нефти в сторону добывающих скважин. Согласно изобретению перед бурением добывающих скважин на карту нефтяных площадей с пробуренными разведочными скважинами накладывают базовую равномерную квадратную сетку размещения скважин. После этого 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. Производительность индивидуальной закачки воды в нагнетательные скважины в этих ячейках определяют по производительности окружающих добывающих скважин.

Недостатком известного способа является то, что при разбуривании мелких месторождений по равномерной сетке без дополнительного использования данных разных модификаций сейсмических исследований велика вероятность вскрытия скважинами водоносных пластов. Известный способ не позволяет определить местоположение разломов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной малоразведанной залежи (патент RU №2447270, МПК E21B 43/16, опубл. 10.04.2012, бюл. №10), включающий разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. В пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры по трем направлениям, расходящимся не более чем на 60° и в длину не более 600 м, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, выделяют участки повышения гипсометрических отметок. При подтверждении прогнозного структурного плана по результатам исследований проектную скважину бурят в направлении сейсмопрофилей в зону повышенных гипсометрических отметок на расстоянии 300-400 м от пробуренной. При неподтверждении прогнозного структурного плана переразмещают проектную скважину в зону повышенных гипсометрических отметок по новому структурному плану и бурят в новом месте, скорректированному по результатам вертикального сейсмопрофилирования и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее 2 м, обсаживают скважину и осваивают в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях структур, контролирующих залежь нефти, и/или нагнетательной в пониженных частях структур, в приконтурной области и не менее 70 м от контура нефтеносности. По результатам бурения корректируют размещение проектного фонда скважин.

Недостатком известного способа является то, что радиус исследований методом вертикального сейсмопрофилирования не превышает 600 м, поэтому этот метод не гарантирует правильность определения структурной поверхности продуктивных отложений на участках, удаленных более чем на 600 м от скважины, в которой проведены исследования вертикального сейсмопрофилирования. Известный способ не дает сведений о фильтрационно-емкостных свойствах пород по разрезу, не позволяет определить местоположение разломов.

Технической задачей предлагаемого способа является определение нескольких нефтенасыщенных зон с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами как по площади, так и по высоте залегания, местоположения разломов для более рационального размещения добывающих скважин с целью повышения дебитов нефти и эффективности разработки нефтяной малоразведанной залежи.

Указанная задача решается способом разработки, включающим разбуривание залежи скважинами по редкой сетке, исследование залежи с определением гипсометрических отметок залежи, строительство новых скважин и боковых или боковых горизонтальных стволов из существующих скважин в сторону максимальной нефтенасыщенности залежи.

Новым является то, что проводят сейсморазведочные работы с определением нескольких нефтенасыщенных зон залежи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами как по площади, так и по высоте залегания, причем дополнительно определяют наличие и расположение линий разломов, строительство новых горизонтальных или наклонно направленных скважин производят по неравномерной сетке так, чтобы горизонтальный или наклонно направленный участок этих скважин проходил по выбранной нефтенасыщенной зоне с максимально возможной площадью фильтрации, строительство боковых стволов и боковых горизонтальных стволов из существующих скважин осуществляют в сторону близлежащей нефтенасыщенной зоны с прохождением максимально возможной площади фильтрации после обводнения последних или снижения дебита нефти в них ниже рентабельного; боковые стволы или боковые горизонтальные стволы проходят по зоне с эффективной нефтенасыщенной толщиной не менее 10 м при наличии в подошвенной части пласта водоносных коллекторов или не менее 4 м при отсутствии в подошвенной части пласта водоносных коллекторов; наклонно направленные боковые и боковые горизонтальные скважины проходят по нефтенасыщенной зоне перпендикулярно или под острым углом к линии разлома залежи, не пересекая линию разлома и на таком удалении, чтобы избежать быстрого обводнения добываемой продукции.

Также новым является то, что при нахождении близлежащих нефтенасыщенных зон, принадлежащих разным объектам с аналогичными фильтрационно-емкостными свойствами, скважины строят так, чтобы они пересекали несколько таких зон с последующим оборудованием их устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации этих объектов.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяной малоразведанной залежи.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь 1 разбуривают скважинами 2, 3 по редкой сетке. По результатам сейсморазведочных работ, охватывающих площадь и высоту залежи 1 (метод 3Д), уточняют геологическое строение залежи 1, выделяют несколько зон 4, 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов как по площади, так и по высоте залегания. Определяют гипсометрические отметки залежи.

Задача повышения нефтеотдачи пласта решается за счет рационального размещения скважин в залежи, для чего на карте эффективных нефтенасыщенных толщин залежи 1 выделяют границы нефтенасыщенных зон 4, 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, наносят линии разломов 6.

В скважинах 2 и 3 проводят лабораторные исследования керна, гидродинамические исследования с определением проницаемости коллекторов. Затем проводят анализ работы скважин 2 и 3.

Скважина 2, пробуренная в нефтенасыщенной зоне с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, имеет более высокий дебит нефти по сравнению со скважиной 3, пробуренной в уплотненных карбонатных коллекторах залежи 1. Повышенная проницаемость карбонатных пород способствует более интенсивному притоку жидкости к интервалам перфорации.

Наклонно направленные скважины 7-9 бурят по неравномерной сетке с попаданием в нефтенасыщенную зону 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и эффективной нефтенасыщенной толщиной 10 более 2 м. Наклонно направленные скважины 7-9 не должны пересекать линию разлома 6, чтобы избежать быстрого обводнения добываемой продукции из залежи.

Из скважины 3 бурят боковой ствол 11 в зону с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами 4 без пересечения линии разлома. Боковой ствол 11 максимально проходит по выбранной зоне с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами 4 с эффективной нефтенасыщенной толщиной более 4 м.

Из скважины 2 после ее обводнения или снижения дебита нефти ниже рентабельного бурят боковой горизонтальный ствол 12, проходящий по зоне 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, с эффективной нефтенасыщенной толщиной не менее 10 м при наличии в подошвенной части пласта водоносных коллекторов. При отсутствии в подошвенной части залежи водоносных коллекторов боковой горизонтальный ствол 12 можно провести в зоне с нефтенасыщенной толщиной 4 м. Горизонтальную часть ствола размещают в выбранной нефтенасыщенной зоне с охватом максимально возможной площади фильтрации.

Горизонтальную скважину 13 размещают по неравномерной сетке так, чтобы горизонтальный ствол этой скважины проходил по выбранной нефтенасыщенной зоне с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами 5, с охватом максимально возможной площади фильтрации без пересечения линии разлома, перпендикулярно или под острым углом к линии разлома 6 залежи 1. В выделенной зоне нефтенасыщенные толщины 10 должны быть более 10 м при наличии в подошвенной части залежи 1 водоносных коллекторов. При отсутствии в подошвенной части залежи 1 водоносных коллекторов горизонтальную скважину 13 можно провести в зоне 5 с нефтенасыщенной толщиной не менее 4 м.

Горизонтальная скважина 13 не должна пересекать линию разлома 6 во избежание быстрого обводнения пластовой водой добываемой продукции.

При проведении траекторий горизонтальных скважин 13 необходимо учитывать наличие рентабельных удельных запасов нефти, приходящихся на одну горизонтальную скважину 13, что ведет к уменьшению срока окупаемости затрат на строительство горизонтальной скважины 13 и добычу каждой тонны нефти.

При нахождении близлежащих нефтенасыщенных зон 5, принадлежащих другому объекту с аналогичными фильтрационно-емкостными свойствами, скважины 7, 8, 11 строят так, чтобы они пересекали несколько таких зон 5 с последующим оборудованием их устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации этих объектов.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере залежи, характерной для турнейского яруса.

Нефтяную залежь 1 с карбонатными коллекторами разбуривают скважинами 2 и 3 по редкой сетке 700×700 м. Уточняют геологическое строение залежи 1, структурный план. По результатам сейсморазведочных работ методом 3Д определяют, что залежь пересекает тектонический разлом северо-западного направления. На карту эффективных нефтенасыщенных толщин залежи наносят линию разлома 6 и нефтенасыщенные зоны 4, 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Проводят лабораторные исследования керна и определяют коллекторские свойства залежи: пористость равна 12,1%, нефтенасыщенность - 82,2%. Затем проводят гидродинамические исследования в скважинах 2 и 3, определяют проницаемость, которая составляет соответственно 0,158 и 0,054 мкм². Выбирают зону 4 на залежи 1 с эффективными нефтенасыщенными толщинами от 2 до 15 м.

Скважина 2, пробуренная в нефтенасыщенной зоне 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, имеет более высокий дебит нефти (9,1 т/сут) по сравнению с добывающей скважиной 3, вскрывшей уплотненные карбонатные коллекторы. Начальный дебит нефти скважины 3 составил 4,8 т/сут.

Наклонно направленные скважины 7-9 размещают по неравномерной сетке в нефтенасыщенной зоне 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Из скважины 3, пробуренной в уплотненных карбонатных коллекторах залежи 1, бурят боковой ствол 11 длиной 280 м в северо-восточном направлении, проходящий по зоне 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами с эффективной нефтенасыщенной толщиной, равной 6,0-8,8 м.

Из скважины 2 через два года эксплуатации после снижения дебита нефти до 4,1 т/сут бурят боковой горизонтальный ствол 12 в юго-западном направлении, проводят по зоне 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами с эффективной нефтенасыщенной толщиной 10,6 м. Длина бокового горизонтального ствола равна 340 м. Забой бокового горизонтального ствола 12 находится на расстоянии 185 м от линии разлома.

Горизонтальную скважину 13 размещают по неравномерной сетке в зоне 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами субперпендикулярно к линии разлома 6. Эффективная нефтенасыщенная толщина залежи составляет 12,4 м. Забой скважины находится на расстоянии 230 м от линии разлома 6. Длина горизонтальной скважины 13 равна 400 м. За месяц работы горизонтальной скважины 13 суммарная добыча нефти составила 304 т.

В горизонтальной скважине, пробуренной на аналогичной залежи по равномерной треугольной сетке 300×300 м, без учета результатов сейсморазведочных работ методом 3Д суммарная добыча нефти за месяц составила 242 т.

Сравнительный анализ работы двух горизонтальных скважин показал, что суммарная добыча нефти горизонтальной скважины 13 за один месяц работы возросла на 20,4% по сравнению с горизонтальной скважиной, пробуренной на аналогичной залежи по равномерной треугольной сетке 300×300 м, без учета результатов сейсморазведочных работ методом 3Д.

В районе скважины 3 ниже по разрезу на расстоянии 32 м находится нефтяная залежь. По результатам сейсморазведочных работ методом 3Д в ней выделяют нефтенасыщенные зоны 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Эффективная нефтенасыщенная толщина залежи составляет более 2 м. В этом случае наклонно направленные скважины 7-9 строят так, чтобы они пересекали зоны 4, 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами в двух залежах. Затем скважины 7-9 оборудуют устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации этих объектов.

Предлагаемый способ разработки малоразбуренных нефтяных залежей позволяет повысить охват выработкой запасов нефти в залежах, увеличить дебиты нефти добывающих скважин в среднем на 20-30%.