Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ МНОГОЗАБОЙНЫМИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с естественной трещиноватостью, 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. Также не учитываются трещины, если они имеются в коллекторе.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение направления трещиноватости коллектора, разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными и многозабойными скважинами по квадратной сетке и формирование пятиточечных элементов бурением в центре и по углам элемента вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин и бурением между центральной и угловыми скважинами в элементе многозабойной добывающей скважины с закругленным окончанием ствола, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, при обводнении последних определение интервалов обводнения и изоляцию обводнившихся интервалов. Согласно изобретению, перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 6 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 2 м в нефтяной зоне и не менее 4 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах, на этих участках перед бурением многозабойной добывающей скважины проводят уточнение направления трещиноватости коллектора, многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1-0,8, при этом стволы многозабойных добывающих скважин выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта 4 м для карбонатных коллекторов и 2 м для терригенных коллекторов, в верхней части - с минимальным расстоянием 1 м до кровли продуктивного пласта. Дополнительно при обводнении добывающих скважин производят определение интервалов обводнения и изоляцию обводнившихся интервалов (патент РФ №2513962, кл. Е21 В43/20, 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 невысокой конечной нефтеотдаче.

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

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи многозабойными горизонтальными скважинами, включающем определение направления трещиноватости коллектора, формирование элементов бурением вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин по квадратной сетке и многозабойных горизонтальных добывающих скважин - МЗГС с закругленными окончаниями стволов, размещение стволов МЗГС вокруг нагнетательных скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, элементы, каждый из которых образован четырьмя нагнетательными скважинами, размещают таким образом, чтобы их грани были направлены под углом 40-50° к преимущественному направлению естественной трещиноватости коллектора, расстояние между гранями соседних элементов выполняют длиной 3L, тогда как расстояние между нагнетательными скважинами внутри элемента - 2L, на каждом элементе размещают две, расположенные перпендикулярно, двуствольные добывающие МЗГС, каждую из которых выполняют S-образной формы в плане, где формы закругления являются концами стволов, точки входа МЗГС в продуктивный пласт располагают в центральной части элемента, а каждый горизонтальный ствол проводят в разных нефтенасыщенных пропластках таким образом, что они огибают в плане противоположные нагнетательные скважины по радиусу L и длиной полукруга π·L, при этом длина одного ствола МЗГС составляет L·(π+1).

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 залежи, 2 - верхний нефтенасыщенный пропласток, 3 - нижний нефтенасыщенный пропласток, 4-7 - вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины, 8-9 - МГЗС, L - половина длины грани элемента, S - преимущественное направление естественной трещиноватости пласта, α - угол между направлением грани элемента и преимущественным направлением естественной трещиноватости S.

Способ реализуют следующим образом.

На участке нефтяной залежи 1, продуктивные коллектора которых состоят из двух пропластков 2 (верхнего) и 3 (нижнего), совпадающих в структурном плане, проводят 3Д-сейсморазведку и определяют преимущественное направление естественной трещиноватости S. Проводят геологическое и гидродинамическое моделирование участка 1 с учетом трещиноватости, рассчитывают оптимальные параметры скважин по предлагаемому способу.

По квадратной сетке бурят вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины (фиг. 1-3). Элементы, каждый из которых образован четырьмя нагнетательными скважинами, размещают таким образом, чтобы их грани были направлены под углом α=40-50° к преимущественному направлению естественной трещиноватости S. При наличии экономически рентабельного дебита нефти, скважины отрабатывают на нефть первые 3 года.

Четыре вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины 4-7 образуют один элемент, причем расстояние между нагнетательными скважинами внутри элемента составляет 2L, а расстояние между гранями соседних элементов - 3L.

Нагнетательные скважины 4-7 перфорируют по обоим пропласткам 2 и 3.

Подобная «нестандартная» сетка скважин позволяет затем эффективно размещать МЗГС. Угол α=40-50°, согласно исследованиям, оптимален для достижения максимального коэффициента извлечения нефти (КИН) при максимальных темпах отбора нефти.

На каждом элементе размещают две, расположенные перпендикулярно, добывающие МЗГС 8 и 9. Каждую из МЗГС выполняют S-образной формы в плане, где формы закругления являются концами стволов. Точки входа МЗГС в продуктивный пласт 1 располагают в центральной части элемента. Каждый горизонтальный ствол скважин 8 и 9 проводят в разных нефтенасыщенных пропластках таким образом, что они огибают в плане противоположные нагнетательные скважины 5, 7 и 4, 6 соответственно по радиусу L и длиной полукруга π·L. Длина одного ствола МЗГС составляет L·(π+1).

Согласно исследованиям, S-образная форма МЗГС позволяет достигать максимального охвата пласта по площади при эффективном вытеснении нефти водой. При этом размещение стволов в разных пропластках 2 и 3 позволяет также повысить охват пласта по толщине. Размещение точек входа МЗГС в пласт в центральной части элемента позволяет забуривать стволы одинаковой длины, при этом максимально снижая напряжения, которые возникают при изгибе стволов. Значительные напряжения снижают межремонтный период скважин.

Если пласт представлен преимущественно гидрофобным коллектором и имеются трещины длиной, большей чем L, то предусматривают установку вдоль стволов МЗГС водонабухающих пакеров (например, фирмы ТАМ).

После бурения скважин 4-9 их обустраивают, проводят при необходимости стимуляции и пускают в работу. Ведут добычу из МЗГС 8, 9 и закачку воды в нагнетательные скважины 4-7.

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, продуктивные пласты которого представлены порово-трещинными карбонатными отложениями и состоят из двух пропластков 2 (верхнего) и 3 (нижнего), совпадающих в структурном плане, проводят 3Д-сейсморазведку и определяют направление трещин. Преимущественное направление трещиноватости S по результатам исследований было установлено меридиональное (север-юг) (фиг. 1).

Коллектор участка залежи 1 залегает на глубине 850 м, эффективная нефтенасыщенная толщина верхнего пропластка 2 составляет 9 м, нижнего пропластка 3 - 7 м. Средняя проницаемость коллектора 150 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 40 мПа·с.

Проводят геологическое и гидродинамическое моделирование участка 1 с учетом трещиноватости, рассчитывают оптимальные параметры скважин по предлагаемому способу. Расчеты выявили, что для данной залежи максимальный КИН и темпы отбора нефти будут достигнуты при расстоянии между вертикальными скважинами и стволами МЗГС L=300 м.

По квадратной сетке бурят вертикальные нагнетательные скважины (фиг. 1-3) с расстоянием между скважинами внутри элемента 2L=600 м. Расстояние между гранями или скважинами соседних элементов выполняют равным 3L=900 м. Нагнетательные скважины 4-7 перфорируют по обеим пропласткам 2 и 3.

Элементы, каждый из которых образован четырьмя нагнетательными скважинами, размещают таким образом, чтобы их грани были направлены под углом α=40° к преимущественному направлению естественной трещиноватости S. Скважины отрабатывают на нефть первые 3 года.

Рассмотрим один элемент, образуемый четырьмя вертикальными нагнетательными скважинами 4-7. На элементе размещают две, расположенные перпендикулярно, добывающие МЗГС 8 и 9. Каждую из МЗГС выполняют S-образной формы в плане, где формы закругления являются концами стволов. Точки входа МЗГС в продуктивный пласт 1 располагают в центральной части элемента. Каждый горизонтальный ствол скважин 8 и 9 проводят в разных нефтенасыщенных пропластках таким образом, что они огибают в плане противоположные нагнетательные скважины 5, 7 и 4, 6 соответственно по радиусу L=300 м и длиной полукруга π·L=942 м. Длина одного ствола МЗГС составляет L·(π+1)=300·(3,14+1)=1242 м.

Таким образом, один элемент разработки, состоящий из четырех вертикальных нагнетательных скважин и двух МЗГС имеет размеры 4Lx4L или 1200х1200 м.

После бурения скважин 4-9 их обустраивают, проводят при необходимости стимуляции и пускают в работу. Ведут добычу из МЗГС 8, 9 и закачку воды в нагнетательные скважины 4-7.

Аналогичные операции проводят на остальных участках залежи 1.

Пример 2. Выполняют как пример 1. В связи с иными коллекторскими свойствами определяют, что оптимальное расстояние L=200 м. Преимущественное направление естественной трещиноватости S - северо-восточное. Элементы, каждый из которых образован четырьмя нагнетательными скважинами, размещают таким образом, чтобы их грани были направлены под углом α=50° к направлению S. Пласт представлен преимущественно гидрофобным коллектором и имеются трещины длиной, большей чем L. Предусматривают установку в каждом стволе МЗГС по два водонабухающих пакера фирмы ТАМ.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи 1.

В результате разработки одного элемента, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто 467 тыс.т нефти, коэффициент охвата составил 0,756, КИН - 0,416. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 418 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,676, КИН - 0,372. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,044.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.

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