Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ТРЕЩИНОВАТЫМ КОЛЛЕКТОРОМ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором.

Известен способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах (патент RU №2424425, МПК Е21В 43/20, опубл. в бюл. №20 от 20.07.2011), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, проведение исследований по определению преобладающего направления трещиноватости залежи, зон с минимальной и средней плотностью трещиноватости, причем в зонах с минимальной и средней плотностью трещиноватости с нефтенасыщенными толщинами пласта не менее 10 м дополнительно бурят горизонтальные и/или разветвленные горизонтальные скважины, причем горизонтальные стволы размещают в пласте под углом 50-70° к преобладающему направлению трещиноватости залежи, в качестве нагнетательных скважин дополнительно используют скважины, расположенные в соответствующих зонах плотности трещиноватости на минимальном расстоянии от горизонтальных и/или разветвленных горизонтальных стволов скважин.

Известен также способ разработки трещиноватых коллекторов (патент RU №2526037, МПК Е21В 43/20, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2014), включающий 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, причем 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.

Недостатком данных способов является сложность при реализации и строительстве промышленных скважин, так как затруднительно обеспечить их попадание точно в узлы разуплотнений, кроме того строительство добывающих скважин ведется исходя из предполагаемой оценки распространения продукции пласта без учета определения действительной ее миграции в пласте.

Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором (патент RU №2474679, МПК Е21В 43/20, опубл. в бюл. №04 от 10.02.2013), включающий вскрытие продуктивного пласта бурением пилотного ствола, размещение средства для срезки в пилотном стволе с возможностью набора зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований и бурение из пилотного горизонтального ствола горизонтальных стволов в продуктивном пласте, причем перед бурением по данным геофизических исследований определяют в продуктивном пласте доминирующее направление трещин естественной трещиноватости, оценивают ширину зоны повышенной трещиноватости, горизонтальные стволы размещают преимущественно перпендикулярно направлению естественной трещиноватости с удалением забоев друг от друга на расстоянии не менее 40 м, для каждого горизонтального ствола индивидуально определяют коридор бурения, в котором потолок бурения ограничивают кровлей продуктивного пласта, а подошву коридора бурения назначают на расстоянии от кровли не более толщины продуктивного пласта, но не менее 2 м до водонефтяного контакта, точку входа в продуктивный пласт назначают путем определения технической возможности набора кривизны ствола, длину пилотного ствола от точки входа до предполагаемой зоны повышенной трещиноватости выбирают обеспечивающей возможность забуривания второго и третьего ствола с входом в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95° и с отходом от пилотного ствола не менее 40 м, по результатам проводки пилотного ствола в зоне повышенной трещиноватости определяют ширину этой зоны, длину пилотного ствола ограничивают прохождением зоны повышенной трещиноватости, на основе геологической привязки к пилотному стволу производят забуривание второго ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в кровельной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95°, с отходом от пилотного ствола не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в кровельной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола не менее 40 м, забуривание третьего ствола производят с противоположной стороны пилотного ствола относительно второго ствола на расстоянии, обеспечивающем возможность вскрытия зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения, с вхождением в зону повышенной трещиноватости с зенитным углом в интервале 80-95°, отходом от пилотного ствола не менее 40 м, прохождением зоны повышенной трещиноватости в подошвенной части коридора бурения и отходом от пилотного ствола не менее 40 м, через пробуренную скважину отбирают пластовую продукцию.

Недостатками данного способа являются сложность и дороговизна реализации, так как необходимо соблюдение большого числа требований для строительства скважин, при этом практически невозможно такой способ реализовать в залежах, располагаемых на площадях более 10 км², так как для каждой скважины нужно проводить исследования индивидуально, также строительство скважин выполняется исходя из предполагаемой оценки распространения продукции пласта без учета определения действительной ее миграции в пласте.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются упрощение и удешевление способа разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором, реализуемого с учетом направления действительной миграции продукции в пласте.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором, включающим бурение пилотной скважины, определение по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи, бурение из пилотной скважины горизонтальных стволов в продуктивном пласте, как минимум один из которых бурится перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, строительство добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что из пилотной вертикальной скважины проводятся одинаковые разнонаправленные парные горизонтальные стволы, причем парные стволы направлены в противоположные стороны и только первая пара горизонтальных стволов бурится перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, после проводки каждого горизонтального ствола отбором определяют прирост дебита продукции в пилотной вертикальной скважине, по завершении строительства горизонтальных стволов прирост дебитов парных стволов суммируют, отбирают две наиболее продуктивные пары стволов, и при виде сверху по направлению этих пар строят векторы с началом в пилотной вертикальной скважине, пропорциональные суммарному дебиту этих пар, с углом между ними, не превышающим 90°, суммируют полученные векторы, параллельно направлению полученного вектора строят дополнительную пилотную скважину с несколькими наклонными и горизонтальными однонаправленными стволами, но с разными зенитными углами, имеющими одинаковую длину вскрытого участка в залежи, определяют продуктивность каждого из стволов, отбирают два наиболее продуктивных ствола и по направлению этих стволов в вертикальной плоскости строят векторы с началом в пилотной вертикальной скважине, пропорциональные их дебиту, суммируют полученные векторы, и параллельно направлению полученных векторов по направлению в горизонтальной и вертикальной плоскостях оснащают всю залежь добывающими и нагнетательными скважинами.

На фиг. 1 показана сверху пилотная скважина с парными разнонаправленными горизонтальными стволами с векторами, пропорциональными суммарной добыче парных скважин.

На фиг. 2 показана пилотная скважина в вертикальном разрезе с разнонаправленными по азимуту стволами с векторами, пропорциональными суммарной добыче этих скважин.

Способ разработки нефтяной залежи 1 с трещиноватым коллектором включает бурение пилотной скважины 2, определение по данным геофизических исследований в продуктивном пласте преобладающего направления трещиноватости залежи 1, бурение из пилотной скважины 2 одинаковых разнонаправленных парных горизонтальных стволов 3 и 3', 4 и 4', 5 и 5' (см. патенты RU №№2256763, 2265711, 2333340 и т.п.), которые направлены в противоположные стороны от скважины 2. Причем первая пара горизонтальных стволов 3 и 3' бурится перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. Бурение противоположно направленных стволов 3 и 3', 4 и 4', 5 и 5' исключает ошибки, связанные со случайным попаданием одного из этих стволов 3, 3', 4, 4', 5 или 5' в участок залежи 1 с отличающимися от остальной залежи 1 параметрами (например, нефтеносную линзу, пропласток-неколлектор или т.п.), при разбросе дебитов более чем на 25% в одной из пар стволов 3 и 3', 4 и 4', 5 и 5' выше или ниже бурят новый ствол (на фиг. 1 и 2 не показан) из скважины 2, параллельный одному из стволов 3, 3', 4, 4', 5 или 5' в этой паре, при этом дебит этого ствола суммируются с дебитом соответствующего ствола 3, 3', 4, 4', 5 или 5', с которым разброс не превышает 25%, при разбросе дебитов в нескольких парах противоположно направленных стволов 3 и 3', 4 и 4', 5 и 5' более чем на 25% бурят новую скважину 2 (такое случается редко, как показала практика, не более чем в 2%). После проводки каждого горизонтального ствола 3, 3', 4, 4',5 и 5' отбором определяют прирост дебита продукции в пилотной вертикальной скважине 2. По завершению строительства горизонтальных стволов 3, 3', 4, 4', 5 и 5' дебиты парных стволов 3 с 3', 4 с 4' и 5 с 5' суммируют. Отбирают две наиболее продуктивные в суммарном выражении пары стволов 3, 3' и 4, 4', при виде сверху по направлению пар 3, 3' и 4, 4' строят векторы 6 и 7 с началом в пилотной вертикальной скважине 2, пропорциональные суммарному дебиту этих пар 3, 3' и 4, 4', с углом α между ними, не превышающим 90° (α≤90°). Суммируют полученные векторы 6 и 7, получают вектор 8. Параллельно направлению полученного вектора строят дополнительную пилотную скважину 9 с несколькими наклонными 10 (фиг. 2), 11 и горизонтальным 12 однонаправленными стволами, но с разными зенитными углами β, β₁ и β₂ соответственно, имеющими одинаковую длину L вскрытого участка в залежи 1. Определяют продуктивность каждого из стволов 10, 11 и 12, отбирают два наиболее продуктивных ствола 11 и 12 и по направлению этих стволов 11 и 12 в вертикальной плоскости строят векторы 13 и 14 с началом в дополнительной пилотной скважине 9, пропорциональные их дебиту, суммируют полученные векторы, получая вектор 15. Параллельно направлению полученных векторов 15 и 8 (фиг. 1) по направлению в вертикальной (фиг. 2) и горизонтальной (фиг. 1) плоскостях (±5° и ±10° соответственно из-за погрешностей при строительстве скважин) соответственно оснащают всю залежь 1 добывающими 16 и нагнетательными 17 скважинами.

Пример конкретного исполнения.

На трещиноватой залежи 1 пробурили пилотную скважину 2. По данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе определили преобладающее направление трещиноватости залежи 1. Из скважины 2 перпендикулярно преобладающей трещиноватости пробурили пару стволов 3 и 3', отбором определили суммарный дебит этих стволов 3 и 3', который составил 13,7 т/сут. Затем пробурили ствол 4 и, пока другие стволы 3 и 3' перекрыты оборудованием, отбором определили дебит этого ствола 4, который составил 5,4 т/сут. Аналогичным способом последовательно определили дебиты и остальных стволов: 4' (6,0 т/сут), 5 (2,3 т/сут) и 5' (2,0 т/сут). Дебиты пар стволов суммировали: 4 с 4' (11,4 т/сут) и 5 с 5' (4,3 т/сут). Самыми продуктивными оказались пары 3 и 3' (13,7 т/сут), 4 и 4' (11,4 т/сут). При виде сверху по направлению пар 3, 3' и 4, 4' построили векторы 6 и 7 с началом в пилотной вертикальной скважине 2, пропорциональные суммарному дебиту этих пар 3, 3' и 4, 4' соответственно с углом между ними α≈60°. Суммировали полученные векторы 6 и 7, получили вектор 8, параллельно направлению (±10° из-за погрешностей при строительстве скважин) которого строят дополнительную пилотную скважину 9 с несколькими наклонными 10 (фиг. 2), 11 и горизонтальным 12 однонаправленными стволами, но с разными зенитными углами β≈60°, β₁≈75° и β₂≈90° соответственно, имеющими одинаковую длину L≈150 м вскрытого участка в залежи 1. Определяют продуктивность каждого стволов 10 (5,4 т/сут), 11 (7,1 т/сут) и 12 (6,4 т/сут). Отбирают два наиболее продуктивных ствола 11 (7,1 т/сут) и 12 (6,4 т/сут) и по направлению этих стволов 11 и 12 в вертикальной плоскости строят векторы 13 и 14 с началом в дополнительной пилотной скважине 9 пропорциональные их дебиту, суммируют полученные векторы 13 и 14, получая вектор 15. Параллельно направлению полученных векторов 15 и 8 (фиг. 1) по направлению в вертикальной (фиг. 2) и горизонтальной (фиг. 1) плоскостях (±5° и ±10° соответственно из-за погрешностей при строительстве скважин) соответственно оснащают всю залежь 1 добывающими 16 и нагнетательными 17 скважинами. Производят закачку рабочего агента (воды) через нагнетательные скважины 17 и отбор продукции залежи 1 через добывающие скважины 16. По сравнению с аналогом, разрабатываемом на той же залежи 1, прирост продукции составил 29%.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором прост, дешев и эффективен, так как реализуется с учетом направления действительной миграции продукции в пласте.