способ разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа

Формула изобретения

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа, включающий определение геолого-физических условий залегания залежи и ранжирование нефтяных пластов по убыванию гидропроводности, первичное вскрытие нефтяных пластов бурением, заканчивание и обустройство скважин для подъема пластового флюида и нагнетания вытесняющей жидкости для поддержания пластового давления, отличающийся тем, что бурят по крайней мере одну скважину с обеспечением первичного вскрытия каждого нефтяного пласта в купольной и нижней частях залежи вертикальным и горизонтальным участками ее ствола, горизонтальный участок ствола скважины размещают параллельно и выше водонефтяного контакта, при заканчивании скважины осуществляют одновременное вторичное вскрытие нефтяных пластов в вертикальном и горизонтальном участках ствола скважины последовательно, начиная с нефтяного пласта с наибольшей гидропроводностью, причем каждый последующий нефтяной пласт вторично вскрывают по мере выработки предыдущего нефтяного пласта до остаточных запасов, равных начальным запасам последующего нефтяного пласта с учетом разницы в их гидропроводности, обустраивают скважину с возможностью нагнетания вытесняющей жидкости в горизонтальный участок ствола скважины при одновременном подъеме пластового флюида из вертикального участка ствола скважины.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки многопластовых нефтяных залежей массивного типа.

Известен способ разработки нефтяного месторождения массивного типа, включающий разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными скважинами (патент RU № 2095551, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.11.1997 г.). Первоначально бурят вертикальный ствол со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. В случае благоприятной характеристики геологического строения продуктивного пласта бурят горизонтальный ствол в нефтенасыщенной части в той же скважине. Затем циклически осуществляют закачку вытесняющего агента в водонасыщенную часть пласта вертикального ствола и отбор продукции из горизонтального ствола.

Недостатком данного способа является то, что закачанный вытесняющий агент по субвертикальным трещинам фильтруется под залежь нефти, а часть нефти оттесняется под залежь в водоносную часть пласта. Это снижает охват пластов заводнением, нефтеизвлечение из них и быстрое обводнение.

Известен способ эксплуатации скважины многопластового нефтяного месторождения, включающий разобщение в скважине верхнего мощного пласта и нижних маломощных пластов (патент RU № 2334084, МПК Е21В 43/14, опубл. 20.09.2008. Бюл. 26). Вначале вырабатывают верхний мощный пласт до обводненности 75-90%, затем переходят к одновременно-раздельной эксплуатации скважины, для чего перфорируют верхний из маломощных пластов, разобщают верхний мощный пласт и перфорированный верхний маломощный пласт. Отбирают пластовые жидкости одновременно-раздельно с преимущественным отбором из маломощного пласта с установлением обводненности продукции скважины менее 75-90%. После достижения обводненности продукции скважины 75-90% перфорируют следующий по глубине маломощный пласт, разобщают перфорированный пласт и верхние пласты, отбирают пластовые жидкости одновременно-раздельно с преимущественным отбором из пефорированного маломощного пласта с установлением обводненности продукции скважины менее 75-90%, после достижения обводненности продукции скважины 75-90% перфорируют следующий по глубине маломощный пласт и операции повторяют до выработки самого нижнего маломощного пласта и достижения обводненности продукции скважины 75-90%, определяют приток и обводненность каждого пласта, изолируют полностью обводнившиеся пласты, а оставшиеся пласты вырабатывают общим фильтром.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ одновременно-раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважиной, согласно которому используют нижний объект в качестве нагнетательного, а верхний объект скважины - в качестве добывающего, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом проектный расход рабочего агента в нижний объект закачивают с устья скважины через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из верхнего объекта через проходную полость колонны труб меньшего диаметра (заявка 2006137251/03, опубл. 27.04.2008. Бюл. 12).

Известный способ не позволяет однозначно использовать каждый пласт по своему назначению вследствие отсутствия информации о герметичности пакеров и возможных сообщениях пластов внутри скважины.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа, увеличение объема добычи нефти за счет повышения эффективности закачки вытесняющего агента.

Техническая задача решается способом разработки многопластовой нефтяной залежи массивного типа, включающим определение геолого-физических условий залегания залежи и ранжирование нефтяных пластов по убыванию гидропроводности, первичное вскрытие нефтяных пластов бурением, заканчивание и обустройство скважин для подъема пластового флюида и нагнетания вытесняющей жидкости для поддержания пластового давления.

Новым является то, что бурят по крайней мере одну скважину с обеспечением первичного вскрытия каждого нефтяного пласта в купольной и нижней частях залежи вертикальным и горизонтальным участками ее ствола, горизонтальный участок ствола скважины размещают параллельно и выше водонефтяного контакта, при заканчивании скважины осуществляют одновременное вторичное вскрытие нефтяных пластов в вертикальном и горизонтальном участках ствола скважины последовательно, начиная с нефтяного пласта с наибольшей гидропроводностью, причем каждый последующий нефтяной пласт вторично вскрывают по мере выработки предыдущего нефтяного пласта до остаточных запасов, равных начальным запасам последующего нефтяного пласта с учетом разницы в их гидропроводности, обустраивают скважину с возможностью нагнетания вытесняющей жидкости в горизонтальный участок ствола скважины при одновременном подъеме пластового флюида из вертикального участка ствола скважины.

На фиг. представлен разрез многопластовой нефтяной залежи массивного типа с размещенной горизонтальной скважиной в водонефтяной зоне и добывающими вертикальными скважинами по предлагаемому способу.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Многопластовую нефтяную залежь массивного типа 1 с водонефтяными зонами разбуривают вертикальными скважинами 2 по проектной сетке. Уточняют геологическое строение залежи, строят структурную карту, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят лабораторные исследования керна, определяют вязкость нефти, пористость, проницаемость пластов, распространение нефтенасыщенных толщин пласта по площади залежи, проводят гидродинамические исследования с обязательным определением пластового давления и осуществляют моделирование процесса разработки. Выбирают залежь с общими нефтенасыщенными толщинами более 15 м.

Выделяют пласты с разной гидропроводностью 3, 4. Рассчитывают начальные извлекаемые запасы этих пластов на рассматриваемом участке.

Бурят по крайней мере одну скважину 5 с обеспечением первичного вскрытия каждого нефтяного пласта в купольной и нижней зонах залежи вертикальным и горизонтальным участками ее ствола.

Горизонтальный участок ствола скважины размещают параллельно и выше водонефтяного контакта (ВНК) 6 на расстоянии не менее одного метра в направлении от купола к контуру нефтеносности залежи.

При заканчивании скважины производят одновременное вторичное вскрытие нефтяных пластов в вертикальном 7 и горизонтальном 8 участках ствола скважины.

Вторичное вскрытие осуществляют последовательно, начиная с нефтяного пласта 3 с наибольшей гидропроводностью, причем каждый последующий нефтяной пласт 4 вторично вскрывают по мере выработки предыдущего нефтяного пласта 3 до остаточных запасов, равных начальным запасам последующего нефтяного пласта 4 с учетом разницы в их гидропроводности.

Вертикальную часть горизонтальной скважины отделяют от горизонтального ствола пакерами 9.

Обустраивают скважину с возможностью нагнетания воды в горизонтальный участок ствола 8 скважины 5 при одновременном подъеме пластового флюида из вертикального участка ствола скважины 7.

Траектория горизонтального ствола 5 дважды пересекает одновозрастные согласно залегающие нефтеносные пласты 3, 4. Так как карбонатные породы обладают трещиноватостью, то увеличивается вероятность более интенсивного воздействия закачиваемого вытесняющего агента на пласты.

Механизм вытеснения нефти вытесняющим агентом заключается в распространении зоны воздействия вытесняющей жидкости 10 вниз и вверх по разрезу и по площади залежи при увеличении давления закачки. Вытесняющая жидкость 10 стремится в верхнюю часть залежи по наиболее проницаемым пластам 3, 4, продвигая нефть к интервалам перфорации 7.

Отбор продукции производят при помощи насоса из вертикальной части скважины 7 одновременно с закачкой вытесняющей жидкости в горизонтальный ствол скважины 8.

Режим закачки выбирают в зависимости от гидропроводности пластов, распространения нефтенасыщенных толщин пластов по площади залежи.

Расстояние от нижнего интервала перфорации вертикальной части до горизонтального ствола скважины уточняют по геогидродинамическому моделированию.

С целью получения максимального влияния вытесняющего агента на нефтяные пласты 3, 4 закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления на 10-20% по сравнению с зоной отбора. В результате обеспечиваются стабильное и непрерывное воздействие на нефтеносные пласты, эффективное использование вытесняющей жидкости, увеличение дебита и объемов добываемой продукции.

Периодически замеряют дебит скважины, пластовое давление, температуру пласта, обводненность продукции и регулируют режим работы скважины.

Пример практического выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере многопластовой нефтяной залежи массивного типа 1 башкирского яруса. Многопластовую нефтяную залежь массивного типа 1 с водонефтяными зонами разбуривают вертикальными скважинами 2 по сетке 300×300 м. По данным глубокого бурения скважин и сейсмических исследований методом 2D, проведенных на территории месторождения, уточняют геологическое строение залежи, строят структурную карту, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин.

Проводят лабораторные исследования керна, геофизические исследования скважин и определяют коллекторские свойства пласта: пористость равна 15,2%, нефтенасыщенность - 79,7%. Затем проводят гидродинамические исследования в скважинах 2 и определяют пластовое давление, которое составляет 12,1 МПа, проницаемость - 0,0848 мкм² и осуществляют моделирование процесса разработки.

Выбирают участок залежи с общими нефтенасыщенными толщинами более 20 метров. Выделяют два нефтеносных пласта 3, 4 с разной гидропроводностью. Рассчитывают на рассматриваемом участке начальные извлекаемые запасы этих пластов. Пласт 3 обладает более высокими коллекторскими свойствами, чем нижезалегающий пласт 4. Запасы верхнего нефтеносного пласта 3 превышают запасы нижнего 4 в 1,6 раза.

Бурят одну горизонтальную скважину 5 в направлении от купола к контуру нефтеносности залежи. Горизонтальный участок ствола скважины длиной 300 м размещают параллельно и выше водонефтяного контакта (ВНК) 6 на расстоянии двух метров.

При заканчивании скважины производят одновременное вторичное вскрытие нефтяного пласта 3 на вертикальном 7 участке ствола скважины и нефтяного пласта 3 на горизонтальном 8 участке ствола скважины.

Вторичное вскрытие осуществляют последовательно, начиная с нефтяного пласта 5, характеризующегося наибольшей гидропроводностью. Выработка запасов нефти из нефтяного пласта 5 производилась в течение двух лет. При снижении запасов в пласте 5 до начальных запасов нефтяного пласта 6 осуществили вторичное вскрытие нефтеносного пласта 6 и ввели его в эксплуатацию.

Вертикальную часть горизонтальной скважины отделяют от горизонтального ствола пакерами 9.

Обустраивают скважину. Нагнетание вытесняющей жидкости в горизонтальный участок ствола 8 скважины 5 осуществляют при одновременном отборе пластового флюида 10 из вертикального участка ствола скважины 7. Отбор продукции производят при помощи насоса.

Расстояние от нижнего интервала перфорации вертикальной части до горизонтального ствола скважины составляет 6 м.

С целью получения максимального влияния вытесняющего агента на нефтяные пласты 3, 4 закачку вытесняющей жидкости 10 осуществляют с пластовым давлением, равным 14,0 МПа.

Разработка нефтяной многопластовой залежи массивного типа с водонефтяными зонами предлагаемым способом позволяет увеличить объем добычи нефти, обеспечивает равномерное вытеснение нефти по всем нефтеносным пластам, которое достигается повышением эффективности закачки вытесняющего агента.