способ разработки залежи нефти в карбонатном или терригенном пласте с развитой макротрещиноватостью

Формула изобретения

Способ разработки залежи нефти в карбонатном или терригенном пласте с развитой макротрещиноватостью, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и поддержание пластового давления, отличающийся тем, что производят сейсмические работы для выявления объемной трассировки системы естественных макротрещин с их латеральной и глубинной трассировкой, формируют из них "добывающие" и "нагнетательные" макротрещины, бурят скважины в соответствующие типы макротрещин и образуют системы "добывающая скважина - макротрещина" для извлечения нефти и системы "нагнетательная скважина - макротрещина" для заводнения пласта или системы "добывающая скважина - макротрещина" для извлечения нефти и системы вертикальных и/или горизонтальных многозабойных скважин для заводнения пласта, или системы "нагнетательная скважина - макротрещина» для заводнения пласта и системы вертикальных и/или горизонтальных многозабойных добывающих скважин для извлечения нефти, или системы "добывающая скважина - макротрещина", "нагнетательная скважина - макротрещина" и системы вертикальных и/или горизонтальных многозабойных добывающих и нагнетательных скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки залежи нефти в карбонатном или терригенном пласте с развитой макротрещиноватостью.

Известен способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и проведение в них соляно-кислотных обработок (СКО) с целью увеличения продуктивных характеристик скважин (см. Амелин И.Д. и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Изд. Недра, 1978, с.266-274).

Недостатками известного способа являются следующие.

- Как правило, все продуктивные нефтеносные пласты являются неоднородными по коллекторским свойствам. Карбонатные коллектора к тому же обычно отличаются трещиноватостью. Поэтому проведение СКО, с одной стороны, приводит к росту продуктивной характеристики скважины. С другой стороны, усиливает природную неоднородность пласта по коллекторским свойствам. Это связано с тем, что закачиваемая в пласт кислота проникает в наиболее проницаемый пропласток и/или трещину. В результате реакции кислоты с породой, увеличивается проницаемость соответствующих пропластка и/или трещины. Следствием этого и является возрастание неоднородности пласта по коллекторским свойствам.

- Аналогичная ситуация имеет место со стороны нагнетательной скважины при проведении в ней СКО. В результате улучшается сообщаемость между забоями добывающей и нагнетательной скважин. Это означает, что закачиваемая в пласт вода не будет совершать полезную работу по вытеснению нефти к забою добывающей скважины. Ибо вода будет, в основном, циркулировать по простимулированному пропластку и/или трещине.

- Операции СКО дорогостоящи, требуют значительного количества разнообразной техники. Транспортировка и работа одной только этой техники в период проведения СКО оказывает нежелательную нагрузку на окружающую среду.

Наиболее близким к предлагаемому способу является гидравлический разрыв карбонатного или терригенного пласта (ГРП), включающий бурение вертикальных и/или горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин и проведение в них операции ГРП. Создание трещины гидроразрыва способствует увеличению фильтрационной поверхности скважины. В результате возрастает дебит добывающей и приемистость нагнетательной скважины (см. Амелин И.Д. и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Изд. Недра, 1978, с.274-281).

Недостатками, присущими рассматриваемому способу, являются следующие.

- Направление искусственно создаваемых трещин в добывающей и нагнетательной скважинах практически не поддается регулированию. Поэтому положительные последствия в виде роста дебита добывающей и приемистости нагнетательной скважины могут компенсироваться негативными последствиями от нежелательного направления трещин гидроразрыва. В пределе, например, они могут практически соединиться. Тогда эффективность заводнения может резко снизиться, что приведет к уменьшению коэффициента извлечения нефти (КИН), а значит, и извлекаемых запасов нефти.

- Операции ГРП также дорогостоящи. Требуют многочисленной и разнообразной техники, реагентов. Транспорт и работа всей задействованной при ГРП техники аналогично наносит вред окружающей среде.

В основу настоящего изобретения положена задача создания технологии разработки залежи нефти в карбонатном или терригенном пласте с развитой макротрещиноватостью, которая обеспечивает рост дебита добывающей скважины и приемистости нагнетательной скважины, а также увеличение коэффициента охвата вытеснением нефти водой и КИН при сопутствующем устранении отмеченных выше недостатков.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки залежи нефти в карбонатном или терригенном пласте с развитой макротрещиноватостью на основе бурения добывающих и нагнетательных скважин и заводнения продуктивного пласта производят 3D сейсмические работы с целью выявления объемной трассировки системы естественных макротрещин, формируют из них "добывающие" и "нагнетательные" макротрещины, бурят скважины в соответствующие типы макротрещин и образуют системы "добывающая скважина - макротрещина" для извлечения нефти и системы "нагнетательная скважина - макротрещина для заводнения пласта, а также тем, что:

- формируют системы "добывающая скважина - макротрещина" для извлечения нефти, а закачку воды производят через вертикальные и/или горизонтальные, многозабойные скважины, размещаемыми между указанными добывающими системами, а также между внешним водонефтяным контактом и добывающими системами;

- формируют системы "нагнетательная скважина - макротрещина" для заводнения пласта, а извлечение нефти осуществляют через вертикальные и/или горизонтальные, многозабойные добывающие скважины, размещаемые между отмеченными нагнетательными системами;

- формируют комбинированные системы "добывающая скважина - макротрещина", "нагнетательная скважина - макротрещина", вертикальные и/или горизонтальные, многозабойные добывающие и нагнетательные скважины, размещаемые друг относительно друга, исходя из принципа достижения наибольшего коэффициента охвата вытеснением нефти водой;

- отмеченные подходы реализуются в случае разработки газоконденсатной залежи на основе сайклинг-процесса.

Способ осуществляется следующим образом.

На месторождении проводят 3D сейсмические работы. В результате интерпретации данных 3D сейсмики выявляют систему макротрещин, их латеральную и глубинную трассировку.

По результатам 3D сейсмики, промысловых геофизических и гидродинамических исследований скважин, а также данных керновых анализов создают 3D геологическую, а затем - 3D геолого-гидродинамическую модель рассматриваемой залежи нефти. При этом осуществляют локальное измельчение сеточной области вблизи поверхности каждой макротрещины. Производят адаптацию 3D геолого-гидродинамической модели пласта к данным гидродинамических исследований скважин и данным их опытной и промышленной эксплуатации.

С использованием созданной и садаптированной 3D геолого-гидродинамической модели и соответствующего программного комплекса решения 3D многофазных задач теории фильтрации выполняют многовариантные компьютерные эксперименты. Целью этих экспериментов является максимизация коэффициента охвата, а значит и КИН, следовательно, - величины извлекаемых запасов нефти. Данная цель достигается на основе обоснования

- тех макротрещин, которые будут выполнять роль добывающих в системе "добывающая скважина - макротрещина";

- тех макротрещин, которым отводится роль нагнетательных в системе "нагнетательная скважина - макротрещина";

- количества, местоположения вертикальных, горизонтальных, многозабойных добывающих и нагнетательных скважин.

Выбор наилучшего варианта разработки, как всегда, производится на основе последующих технико-экономических расчетов. После этого осуществляется реализация наилучшего проектного варианта разработки.

Это означает, что в соответствующую макротрещину забуривается добывающая скважина с целью создания единой системы "добывающая скважина - макротрещина". Успешности данной операции способствует наличие зоны разуплотнения вокруг макротрещины. Для большей надежности реализуют слабо выраженный синусоидальный профиль ствола, позволяющий с уверенностью несколько раз пересечь плоскость макротрещины и зону разуплотнения. Современные техника и технология бурения скважин позволяют это делать без особых проблем.

Аналогичным образом создается система "нагнетательная скважина - макротрещина". Также бурятся скважины других типов и соответствующего предназначения. Следствием является создание запроектированной системы разработки.

Нетрудно видеть, что предлагаемый способ разработки отличается следующими достоинствами.

- Отпадает необходимость в затратах на проведение ГРП и СКО.

- Естественные макротрещины, за счет значительности фильтрационной поверхности, способны обеспечивать дебиты по нефти и расходы закачиваемой воды кратно большие, чем в традиционных подходах.

- В результате заметно уменьшается потребное число скважин на разработку залежи нефти, сокращаются затраты на бурение скважин, значимо возрастает эффективность освоения ресурсов нефти.

- Использование естественных макротрещин дает возможность увеличивать извлекаемые запасы нефти, ибо от точечных скважино-воздействий удается перейти к крупномасштабному воздействию на фильтрационные процессы в пласте.

Пример реализации.

Прошел практически все стадии рассмотрения Проект разработки Приразломного нефтяного месторождения на шельфе Печорского моря. Проект разработки данного месторождения с карбонатным коллектором предусматривает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также проведение в них операций СКО.

Это означает, что СКО будут увеличивать природную неоднородность коллекторских свойств продуктивного пласта. Отсюда вытекают негативные последствия с точки зрения преждевременного обводнения скважин, снижения извлекаемых запасов нефти и т.д. Проектируемые же скважины будут осуществлять точечные воздействия на пласт, что обычно характеризуется уменьшением КИН и извлекаемых запасов нефти и т.д.

На основе 3D сейсмических исследований на месторождении выявлено значительное число макротрещин. Соответствующая карта на чертеже показывает их пространственное расположение. При этом отдельные макротрещины имеют протяженность в 5-6 км. Для сопоставления отметим, что размеры трещин при ГРП составляют не более 200-300 метров.

Представленные данные по Приразломному месторождению свидетельствуют о целесообразности реализации здесь развиваемых принципов разработки залежи нефти с карбонатным коллектором и превращения макротрещин из негативного фактора в позитивный фактор увеличения извлекаемых запасов нефти и снижения затрат на разработку месторождения. Ибо удается сократить потребное число скважин на разработку месторождения, увеличить извлекаемые запасы нефти, а также достичь или превзойти запланированные уровни добычи нефти.

Таким образом, представляется, что предлагаемый подход к разработке залежи нефти в карбонатном или терригенном пласте с развитой макротрещиноватостью позволит повысить эффективность разработки рассматриваемого и других соответствующих отечественных месторождений нефти и увеличить извлекаемые запасы нефти. Аналогичный вывод справедлив относительно газоконденсатных залежей, разрабатываемых с реализацией сайклинг-процесса.