Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Способ разработки нефтяных залежей

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллектора которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи горизонтальными и вертикальными скважинами по квадратной сетке и формирование элементов бурением в центре элемента вертикальной и/или наклонно направленной нагнетательной скважины, бурением многозабойных добывающих горизонтальных скважин по сторонам элементов, закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины циклически и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального. В известном способе перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 13 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м в нефтяной зоне и не менее 5 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах, бурят вертикальную и/или наклонно направленную нагнетательную скважину в центре каждого элемента, стороны каждого элемента закрывают многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием в виде полукругов, каждая из которых охватывает половину элемента, с одним восходящим ответвлением в середине полукруга, направленным в угол элемента для выработки запасов нефти в прикровельной части продуктивного пласта, заменяющую в элементе две горизонтальные или три вертикальные и/или наклонно направленные скважины по сторонам и углам элементов, закачку вытесняющего рабочего реагента осуществляют через нагнетательную скважину в нижнюю часть продуктивного интервала циклически, определяют оптимальный период закачки, при котором происходит максимальное восстановление давления в зоне отбора и вытеснение нефти из матрицы (патент РФ № 2439299, кл. Е21 В43/20, опубл. 10.01.2012).

Недостатком данного способа является невысокая нефтеотдача залежи в связи с тем, что 1/4 часть площади пласта остается неохваченной воздействием.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение направления трещиноватости коллектора, формирование элементов бурением горизонтальных нагнетательных скважин по квадратной сетке с параллельным расположением стволов и многозабойными добывающими скважинами с закругленными окончаниями стволов, расположенными вокруг ствола каждой горизонтальной скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, при обводнении последних определение интервалов обводнения и изоляцию обводнившихся интервалов. В известном способе многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось a которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,1-0,8, при этом стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта (0,6-0,8)·a каждая, на которых через каждые 50-250 м устанавливают водонабухающие пакеры, а сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 0,5 м и не более 2 м от нее, горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси a эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной (0,3-0,6)·a горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водонефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта в профиле на расстоянии не менее 0,2 м и не более 1 м от него. Дополнительно горизонтальные скважины после бурения отрабатывают на нефть до снижения пластового давления до 0,7 от начального, после чего бурят многозабойные добывающие скважины, а горизонтальные переводят под закачку рабочего агента (патент РФ №2513216, кл. Е21 В43/20, Е21 В33/12, опубл. 20.04.2014 - прототип).

Известный способ позволяет добиться повышения нефтеотдачи, однако при наличии нескольких нефтенасыщенных пропластков коэффициент охвата пласта по толщине остается низким, что приводит к невысокому коэффициенту нефтеизвлечения (КИН). Также преимущественное направление трещин не всегда удается установить, т.к. в большинстве случаев направления трещин носят хаотичный характер.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяных залежей, включающем бурение вертикальных скважин и формирование пятиточечных элементов с нагнетательными скважинами в углах элементов и добывающих скважин в центре, бурение в пределах каждого элемента двуствольных многозабойных горизонтальных скважин (МЗГС) с закругленными окончаниями стволов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению выбирают залежь с двумя нефтенасыщенными пропластками, все вертикальные скважины бурят со вскрытием обоих пропластков, каждый элемент выполняют длиной грани, равной 4L, с центральной части двух противоположных граней элемента бурят двуствольные добывающие МЗГС, причем стволы проводят в разных направлениях внутрь элемента вдоль окружности радиусом 2L, длину каждого ствола добывающей МЗГС выполняют равной (0,9…1,1)·π·L, из точек, образуемых на пересечении в плане условных линий, проведенных из мест входа в пласт добывающих МЗГС и нагнетательных скважин на противоположных гранях элемента, бурят двуствольных нагнетательные МЗГС, причем стволы проводят в разных направлениях к внутренней части элемента вдоль окружности радиусом L, длину каждого ствола нагнетательной МЗГС выполняют равной (0,3…0,5)·π·L, каждый горизонтальный ствол проводят в разных нефтенасыщенных пропластках, причем параллельные стволы добывающих и нагнетательных МЗГС также проводят в разных нефтенасыщенных пропластках, в центральной части каждого ствола добывающей МЗГС размещают водонабухающий пакер, каждую нагнетательную скважину отрабатывают на нефть не более трех лет.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, продуктивный пласт которого состоит из двух пропластков, разделенных неколлетором, существенное влияние оказывает охват залежи воздействием. Пропласток неколлектора неоднороден по толщине, в некоторых участках залежи его толщина может уменьшаться до нуля. В связи с этим верхний и нижний нефтенасыщенные пропластки в некоторой степени оказывают влияние друг на друга. Существующие технические решения не в полной мере позволяют отбирать нефть из пластов подобной залежи с помощью МЗГС. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1-3 представлены соответственно схема размещения скважин на участке залежи с выделением элементов разработки, схема элемента в плане и профиль добывающих и нагнетательных скважин. Принятые обозначения: 1 - участок нефтяной залежи, 2-5 - вертикальные нагнетательные скважины, 6 - вертикальная добывающая скважина, 7-8 - добывающие МГЗС, 9-10 - нагнетательные МГЗС, L - расстояние между вертикальными нагнетательными скважинами 2-5 (1/4 расстояния грани элемента), 11-14 - условные линии, проведенные из мест входа в пласт добывающих МЗГС 9-10 и нагнетательных вертикальных скважин 2-5 на противоположных гранях элемента, В - верхний нефтенасыщенный пропласток, Н - нижний нефтенасыщенный пропласток.

Способ реализуют следующим образом.

На участке нефтяной залежи 1 (фиг. 1), продуктивные коллектора которых состоят из двух пропластков В (верхнего) и Н (нижнего) (фиг. 2), совпадающих в структурном плане бурят по редкой сетке вертикальные скважины по пятиточечной системе разработки. Каждый элемент состоит из четырех нагнетательных скважин в углах элемента и одной добывающей скважины в центре. Все вертикальные скважины бурят со вскрытием обоих пропластков В и Н. Элементы выполняют длиной грани, равной 4L.

Рассмотрим один элемент (фиг. 3). Расстояние между вертикальными нагнетательными скважинами 2-5 составляет 4L. Расстояние между вертикальной добывающей скважиной 6 и нагнетательными скважинами 2-5 составляет 2√2·L.

Из центральной части (в плане) двух противоположных граней элемента бурят двуствольные добывающие МЗГС 7 и 8. Стволы МЗГС 7 и 8 проводят в разных направлениях внутрь элемента вдоль окружности радиусом 2L. Длину каждого ствола добывающих МЗГС 7 и 8 выполняют равной (0,9…1,1)·π·L.

Из точки, образуемой на пересечении в плане условных линий 11 и 12, проведенных из места входа в пласт добывающих МЗГС 7 и 8 и нагнетательных скважин 2 и 5 на противоположных гранях элемента, бурят двуствольную нагнетательную МЗГС 9. Аналогично из точки, образуемой на пересечении в плане условных линий 13 и 14, проведенных из места входа в пласт добывающих МЗГС 7 и 8 и нагнетательных скважин 3 и 4 на противоположных гранях элемента, бурят двуствольную нагнетательную МЗГС 10. Стволы МЗГС 9 и 10 проводят в разных направлениях к внутренней части элемента вдоль окружности радиусом L. Длину каждого ствола нагнетательных МЗГС 9 и 10 выполняют равной (0,3…0,5)·π·L.

Согласно исследованиям подобная форма скважин 7-10 в виде полукругов позволяет достигать максимального охвата пласта по площади, а параллельное размещение стволов нагнетательных скважин 9 и 10 относительно стволов добывающих скважин 7 и 8 увеличивает эффективность вытеснения. Если коллектор имеет естественные трещины, то круговое расположение скважин, согласно предлагаемому изобретению, позволяет свести к минимуму влияние трещин, направления которых в большинстве случаев носят хаотичный характер. Направление стволов МЗГС 7-10 внутрь элемента и одинаковая их длина максимально снижает напряжения, которые возникают при изгибе стволов. Тогда как значительные напряжения снижают межремонтный период скважин.

Длину стволов добывающих МЗГС 7 и 8 рассчитывают как ¼ длины окружности, вписанной в рассматриваемый элемент размерами 4Lx4L, т.е. ¼·2·π·2L=π·L. Исследования показали, что ±10% от этой длины практически не влияет на охват и нефтеотдачу залежи. При длине ствола менее 0,9·π·L охват снижается, а более 1,1·π·L - не увеличивает нефтеотдачу, при этом повышаются капитальные затраты на бурение. Поэтому каждый ствол скважин 7 и 8 выполняют длиной (0,9…1,1)· π·L.

Длину стволов нагнетательных МЗГС 9 и 10 рассчитывают как ¼ длины окружности, вписанной в ¼ часть рассматриваемого элемента (в квадрат размерами 2Lx2L), т.е. ¼·2·π·L=0,5·π·L. Исследования выявили, что при длине ствола более 0,5·π·L увеличивается скорость обводнения продукции добывающих МЗГС, а при менее 0,3·π·L - снижается эффективность вытеснения и соответственно КИН. Поэтому каждый ствол скважин 9 и 10 выполняют длиной (0,3…0,5)· π·L.

Каждый горизонтальный ствол проводят в разных нефтенасыщенных пропластках В и Н, причем параллельные стволы добывающих 7 и 8 и нагнетательных 9 и 10 МЗГС также проводят в разных нефтенасыщенных пропластках В и Н. Так, для рассматриваемого элемента двум стволам добывающей скважины 7 параллельны левые (в плане) стволы нагнетательных скважин 9 и 10. Для двух стволов добывающей скважины 8 параллельны правые стволы нагнетательных скважин 9 и 10. Таким образом, если один, например, верхний (в плане) ствол скважины 7 проводят по нижнему Н пропластку, то другой нижний ствол скважины 7 проводят по верхнему В пропластку. При этом левый ствол скважины 9 размещают в верхнем В пропластке, а левый ствол скважины 10 - в нижнем Н. Верхний (в плане) ствол скважины 8 проводят по верхнему В пропластку, а нижний - по нижнему Н. Правый ствол скважины 9 размещают в нижнем Н пропластке, а правый ствол скважины 10 - в верхнем В.

Исследования показали, что размещение стволов добывающих и нагнетательных скважин в противоположных пропластках позволяет снизить скорость обводнения продукции добывающих скважин и повысить охват пласта по толщине.

Аналогично бурят добывающие и нагнетательные МЗГС на остальных элементах (фиг. 1).

В центральной части каждого ствола добывающих МЗГС 7 и 8 размещают водонабухающий пакер (например, фирмы ТАМ). Пакер позволяет в случае прорыва воды «отключить» часть ствола добывающей МЗГС.

Каждую нагнетательную скважину 2-5 и 9-10 отрабатывают на нефть не более трех лет. Время отработки определяют наличием экономически рентабельного дебита нефти. Однако при эксплуатации в добыче более трех лет пластовое давление начинает снижаться. Согласно исследованиям в большинстве коллекторах (преимущественно карбонатных) после снижения пластового давления его очень сложно восстановить заводнением. Поэтому отработку ведут не более трех лет.

В зависимости от геолого-физических характеристик коллектора и стадии разработки возможно также вести циклическое или нестационарное заводнение.

После бурения скважин 2-10 их обустраивают, проводят при необходимости стимуляции и пускают в работу. Ведут добычу из МЗГС 7, 8 и вертикальной скважины 6 и закачку воды в нагнетательные МЗГС 9, 10 и вертикальные скважины 2-5.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи 1.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. На участке нефтяной залежи 1 (фиг. 1), продуктивные коллектора которых представлены поровотрещинными карбонатными отложениями и состоят из двух пропластков В (верхнего) и Н (нижнего) (фиг. 2), совпадающих в структурном плане бурят по редкой сетке вертикальные скважины по пятиточечной системе разработки. Предварительными расчетами было определено оптимальное расстояние L=300 м. Каждый элемент состоит из четырех нагнетательных скважин в углах элемента и одной добывающей скважины в центре. Все вертикальные скважины бурят со вскрытием обоих пропластков В и Н. Элементы выполняют длиной грани, равной 4L=4·300=1200 м.

Коллектор участка залежи 1 залегает на глубине 900 м, эффективная нефтенасыщенная толщина верхнего пропластка В составляет 10 м, нижнего пропластка Н - 8 м. Средняя проницаемость коллектора 85 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 35 мПа·с.

Рассмотрим один элемент (фиг. 3). Расстояние между вертикальными нагнетательными скважинами 2-5 составляет 4L=1200 м. Расстояние между вертикальной добывающей скважиной 6 и нагнетательными скважинами 2-5 составляет 2√2·L=2√2·300=849 м.

С центральной части двух противоположных граней элемента бурят двуствольные добывающие МЗГС 7 и 8. Стволы МЗГС 7 и 8 проводят в разных направлениях внутрь элемента вдоль окружности радиусом 2L=600 м. Длину каждого ствола добывающих МЗГС 7 и 8 выполняют равной 0,9·π·L=848 м.

Из точки, образуемой на пересечении в плане условных линий 11 и 12, проведенных из места входа в пласт добывающих МЗГС 7 и 8 и нагнетательных скважин 2 и 5 на противоположных гранях элемента, бурят двуствольную нагнетательную МЗГС 9. Аналогично из точки, образуемой на пересечении в плане условных линий 13 и 14, проведенных из места входа в пласт добывающих МЗГС 7 и 8 и нагнетательных скважин 3 и 4 на противоположных гранях элемента, бурят двуствольную нагнетательную МЗГС 10. Стволы МЗГС 9 и 10 проводят в разных направлениях к внутренней части элемента вдоль окружности радиусом L=300 м. Длину каждого ствола нагнетательных МЗГС 9 и 10 выполняют равной 0,5·π·L=471 м.

Верхний (в плане) ствол скважины 7 проводят по нижнему Н пропластку, нижний ствол скважины 7 проводят по верхнему В пропластку. При этом левый ствол скважины 9 размещают в верхнем В пропластке, а левый ствол скважины 10 - в нижнем Н. Верхний ствол скважины 8 проводят по верхнему В пропластку, а нижний - по нижнему Н. Правый ствол скважины 9 размещают в нижнем Н пропластке, а правый ствол скважины 10 - в верхнем В.

Аналогично бурят добывающие и нагнетательные МЗГС на остальных элементах (фиг. 1).

В центральной части каждого ствола добывающих МЗГС 7 и 8 размещают один водонабухающий пакер фирмы ТАМ.

После бурения скважин 2-10 их обустраивают и пускают в работу. Каждую нагнетательную скважину 2-5 и 9-10 отрабатывают на нефть три года. Ведут добычу из МЗГС 7, 8 и вертикальной скважины 6 и закачку воды в нагнетательные МЗГС 9, 10 и вертикальные скважины 2-5.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Коллектор представлен терригенными отложениями. В связи с иными коллекторскими свойствами определяют, что оптимальное расстояние L=200 м. Длину каждого ствола добывающих МЗГС 7 и 8 выполняют равной 1,1·π·L=1,1·3,14·200=691 м. Длину каждого ствола нагнетательных МЗГС 9 и 10 выполняют равной 0,3·3,14·200=188 м. Каждую нагнетательную скважину 2-5 и 9-10 отрабатывают на нефть один год. Ведут циклическое заводнение: в нагнетательные скважины 2-5 и 9-10 закачивают воду с периодом 14 дней закачка и 14 дней простой.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи 1.

В результате разработки одного элемента, состоящего из одной вертикальной нагнетательной скважины (четыре ¼ части скважин 2-5 в углах элемента), одной вертикальной добывающей 6, двух нагнетательных МЗГС 9, 10 и двух добывающих МЗГС 7, 8, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто 489 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,783, КИН - 0,420. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 432 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,693, КИН - 0,371. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,049.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи.