способ разработки нефтяной оторочки в сложнопостроенном карбонатном коллекторе

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной оторочки в сложнопостроенном карбонатном коллекторе, включающий бурение нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, организацию поддержания пластового давления закачкой воды, по мере обводнения и загазования продукции добывающих скважин забуривание боковых горизонтальных стволов на различных уровнях в пределах нефтенасыщенной толщины по результатам анализа выработки запасов и гидродинамического моделирования, а также периодическую эксплуатацию добывающих скважин, и отличающийся тем, что на основе 3D гидропрослушивания определяют анизотропию проницаемости продуктивного коллектора в трехмерном пространстве (главные направления проницаемости и значения коэффициента проницаемости вдоль главных направлений); как нагнетательные, так и добывающие скважины сооружают в варианте горизонтальных, при этом горизонтальные стволы добывающих скважин проводят в средней части нефтенасыщенной толщины, а горизонтальные стволы нагнетательных скважин - вблизи уровня газонефтяного контакта (ГНК); нагнетательные и добывающие горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу по смещенной однорядной сетке так, чтобы расстояние между добывающими стволами в ряду соответствовало положению нагнетательных стволов в соседних рядах; нагнетательные скважины эксплуатируют в периодическом режиме так, что в периоды закачки воды добывающие скважины простаивают, и происходит накопление в пласте запаса упругой энергии; в периоды простаивания нагнетательных скважин запускают в работу добывающие скважины, и продолжительность периодов добычи и нагнетания выбирают в интервале 1-3 месяца из условия, чтобы пластовое давление на уровне ГНК в районе добывающих скважин превышало начальное пластовое давление на величину депрессии при работе добывающих скважин плюс 3-5 атм, а его снижение за периоды добычи соответствовало достижению уровня начального пластового давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в периоды добычи отслеживают динамику изменения газового фактора по добывающим скважинам и при его увеличении выше заданной величины (например, на 20% от начального значения) снижают депрессию с заданным коэффициентом (например, 0,9).

3. Способ по пп.1 или 2, отличающийся тем, что при обосновании продолжительности периодов нагнетания и добычи учитывают влияние 14- и 28-дневных циклов изменения суточных амплитуд земных приливов, влияющих на раскрытие и сжатие трещин, так, чтобы в периоды закачки имели место преимущественно минимальные амплитуды приливов и, соответственно, амплитуды раскрытия трещин, а в периоды добычи - максимальные.

4. Способ по пп.1 или 2, отличающийся тем, что при недостаточной выработке запасов нефти в нижней части нефтенасыщенной толщины за счет продвижения подошвенных вод, в части нагнетательных скважин производят забуривание боковых горизонтальных стволов вблизи текущего уровня водонефтяного контакта (ВНК).

5. Способ по пп.1 или 2, отличающийся тем, что при росте обводненности добываемой продукции в нагнетательные скважины закачивают порцию полимерного раствора, а в случае роста загазованности продукции в добывающие скважины закачивают порцию полимерного раствора.

6. Способ по пп.1 или 2, отличающийся тем, что применяют активные регулирующие устройства с возможностью отключения или сокращения добычи из интервалов горизонтального ствола, по которым происходит преимущественное загазование или обводнение продукции.

Описание изобретения к патенту

Предполагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки нефтяных оторочек, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам.

В настоящем изобретении нефтяная оторочка понимается в широком смысле, то есть как представляющая промышленный интерес нефтяная часть любой газонефтяной, нефтегазовой, газоконденсатнонефтяной или нефтегазоконденсатной залежи, вне зависимости от соотношения размеров и запасов углеводородов в нефтяной и газовой (газоконденсатной) ее частях. При этом газовая или газоконденсатная часть такой залежи называется далее газоконденсатной шапкой. К особенностям строения и разработки любых таких залежей относится наличие контакта между нефтяной оторочкой и газоконденсатной шапкой по всей или части ее площади и, соответственно, гидродинамической связи между ними, приводящей к поступлению газа (газоконденсатной смеси) к забоям нефтяных скважин при разработке нефтяной оторочки.

Уникальные запасы нефти, по разным оценкам более 1,5 млрд. тонн, а также уникальные запасы газа и конденсата, содержатся в продуктивных отложениях вендрифейского комплекса в Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления, включающей Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское месторождения.

Указанные месторождения до настоящего времени не введены в промышленную разработку вследствие отсутствия технологии разработки, адекватной имеющим место сложным геолого-физическим условиям. Наиболее существенными среди них являются:

- повсеместный контакт нефтяных оторочек с газоконденсатными шапками и подошвенной водой,

- приуроченность залежей к сложнопостроенным карбонатным коллекторам, характеризующимся наличием разномасштабной и неравномерно распределенной по объему трещинной и каверновой пустотности, к которой приурочены основные запасы нефти;

- как следствие - крайняя неравномерность продуктивности скважин по площади залежи и серьезные осложнения при их эксплуатации (резкое снижение дебитов из-за смыкания трещин, прорывы газа из газоконденсатной шапки и подошвенной воды по трещинам и др.).

Традиционный способ заводнения применительно к рассматриваемым месторождениям считается непригодным. По причине преждевременного обводнения и загазования продукции скважин по развитой разномасштабной системе трещин. С чем согласны и авторы заявки.

На примере Куюмбинского месторождения, из литературы известен следующий способ разработки нефтяной оторочки (Кубасов Д.А., Аржиловский А.В., Бриллиант Л.С., Зощенко Н.А. Концепция разработки рифейских отложений применительно к условиям Куюмбинского нефтегазоконденсатного месторождения Красноярского края // Сборник статей "Оптимизация технологии разработки нефтяных месторождений" - ЗАО "ТИНГ", ООО "Печатный дом "Цессия", 2008. - С.68-81).

На нефтяную оторочку, согласно указанному способу, бурят горизонтальные добывающие и наклонно-направленные (с вертикальной проходкой по пласту) нагнетательные скважины. Разбуривание осуществляют в три этапа.

- На первом этапе скважины размещают по достаточно редкой сетке с применением площадной обращенной девятиточечной схемы, при этом в центрах каждого второго девятиточечного элемента размещают добывающую, а не нагнетательную скважину. При этом предполагают, что поддержание пластового давления происходит не только за счет закачки воды в пласт, но и за счет проявления активного водонапорного режима. Однако, считают, что обводнение добывающих скважин подошвенной водой маловероятно вследствие ее повышенной плотности (минерализации), составляющей 1,15-1,2 г/см³.

В нагнетательных скважинах изначально перфорируют интервалы в районе водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов для избежания смещения запасов нефти в газо- или водонасыщенную зону, а после закачки в течение 3-6 месяцев производят дострел всего нефтенасыщенного интервала.

Направления горизонтальных стволов добывающих скважин выбирают ортогональным к направлению преимущественного простирания трещин. Стволы горизонтальных скважин проводят в третьей четверти нефтенасыщенной толщины, считая от ГНК.

- На втором этапе, исходя из анализа состояния разработки, части добывающих скважин придают функции нагнетательных, трансформируя схему размещения в трехрядную, равномерную девятиточечную или пятиточечную. Также на втором этапе производят двухкратное уплотнение сетки скважин за счет бурения дополнительных добывающих скважин, стволы которых размещают во второй четверти нефтенасыщенной толщины, считая от ГНК.

- На третьем этапе из выполнивших свое назначение добывающих скважин, на основании гидродинамического моделирования с построением карт остаточных запасов нефти, производят зарезку боковых горизонтальных стволов на различных уровнях в пределах нефтенасыщенной толщины.

Различные уровни проводки добывающих горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов на 1-3 этапах используют при эффективной нефтенасыщенной толщине более 80 м, при меньшей толщине нефтяной оторочки стволы добывающих скважин размещают в третьей четверти нефтенасыщенной толщины, считая от ГНК.

По мере загазования и обводнения продукции добывающих скважин осуществляют переход к их циклической (периодической) эксплуатации.

Указанный способ обладает следующими недостатками.

- Проводка горизонтальных добывающих стволов перпендикулярно направлению преимущественного развития трещин при площадной схеме размещения скважин в условиях активной трещиноватости коллектора характеризуется значительным риском ускоренного обводнения добываемой продукции закачиваемой водой.

- Размещение наклонно-направленных нагнетательных скважин по редкой сетке не обеспечит достаточное поддержание пластового давления для более плотной сетки горизонтальных добывающих скважин, что приведет к быстрому снижению пластового давления в районе добывающих скважин, их загазованию, смыканию трещин и резкому снижению их продуктивности.

- Как известно из опыта разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, в условиях сложнопостроенных карбонатных коллекторов наличие активного водонапорного бассейна приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин даже в условиях высокоминерализованных пластовых вод, при невысокой эффективности поддержания пластового давления за счет внедрения в залежь подошвенной воды.

- При недостаточной эффективности поддержания пластового давления в районе добывающих скважин сформируются значительные по протяженности воронки депрессии. При этом работа нагнетательных скважин даже при периодической эксплуатации добывающих скважин не позволит ограничить ускоренное продвижение воды и газа по трещинам в соответствующие зоны. Следовательно, пуск добывающих скважин в эксплуатацию в очередном цикле не приведет к существенному снижению обводненности и загазованности их продукции.

- Приводимые конкретные цифры относительно местоположения скважин и их стволов в профильном разрезе не могут рассматриваться в качестве абсолютных. Ибо они предопределяются и толщиной нефтяной оторочки, и геолого-физическими параметрами пласта в целом.

Задачей предполагаемого изобретения является повышение эффективности разработки нефтяной оторочки в сложпопостроенном карбонатном коллекторе за счет обоснования технологических решений, обеспечивающих длительную эксплуатацию добывающих скважин на рентабельных дебитах и при сокращении негативного влияния прорывов газа и воды по системе трещин.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки нефтяной оторочки в сложпопостроенном карбонатном коллекторе включает бурение нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, организацию поддержания пластового давления закачкой воды, по мере обводнения и загазования продукции добывающих скважин забуривание боковых горизонтальных стволов на различных уровнях в пределах нефтенасыщенной толщины по результатам анализа выработки запасов и гидродинамического моделирования, а также периодическую эксплуатацию добывающих скважин, и отличается тем, что на основе 3D гидропрослушивания определяют анизотропию проницаемости продуктивного коллектора в трехмерном пространстве (главные направления проницаемости и значения коэффициента проницаемости вдоль главных направлений); как нагнетательные, так и добывающие скважины сооружают в варианте горизонтальных, при этом горизонтальные стволы добывающих скважин проводят в средней части нефтенасыщенной толщины, а горизонтальные стволы нагнетательных скважин - вблизи уровня ГНК. Нагнетательные и добывающие горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу по смещенной однорядной сетке так, чтобы расстояние между добывающими стволами в ряду соответствовало положению нагнетательных стволов в соседних рядах. Нагнетательные скважины эксплуатируют в периодическом режиме так, что в периоды закачки воды добывающие скважины простаивают, и происходит накопление в пласте запаса упругой энергии. В периоды простаивания нагнетательных скважин запускают в работу добывающие скважины. Продолжительность периодов добычи и нагнетания выбирают в интервале 1-3 месяца из условия, чтобы пластовое давление на уровне ГНК в районе добывающих скважин превышало начальное пластовое давление на величину депрессии при работе добывающих скважин плюс 3-5 атм, а его снижение за периоды добычи соответствовало достижению уровня начального пластового давления.

С целью сокращения объемов добычи прорывного газа из газоконденсатной шапки в периоды добычи отслеживают динамику изменения газового фактора по добывающим скважинам и при его увеличении выше заданной величины (например, на 20% от начального значения) снижают депрессию с заданным коэффициентом (например, 0,9).

С целью повышения эффективности циклической эксплуатации скважин при обосновании продолжительности периодов нагнетания и добычи учитывают влияние 14- и 28-дневных циклов изменения суточных амплитуд земных приливов, влияющих на раскрытие и сжатие трещин, так, чтобы в периоды закачки имели место преимущественно минимальные амплитуды приливов и, соответственно, амплитуды раскрытия трещин, а в периоды добычи - максимальные.

С целью увеличения коэффициента охвата, при недостаточной выработке запасов нефти в нижней части нефтенасыщенной толщины за счет продвижения подошвенных вод, в части нагнетательных скважин производят забуривание боковых горизонтальных стволов вблизи текущего уровня ВЫК.

С целью увеличения коэффициента охвата при росте обводненности добываемой продукции в нагнетательные скважины закачивают порцию полимерного раствора, а в случае роста загазованности продукции в добывающие скважины закачивают порцию полимерного раствора.

С целью продления периода эффективной эксплуатации добывающих скважин применяют активные регулирующие устройства с возможностью отключения или сокращения добычи из интервалов горизонтального ствола, по которым происходит преимущественное загазование или обводнение продукции.

Способ осуществляют следующим образом

- Для рассматриваемой залежи нефти с учетом всей имеющейся геолого-физической и промысловой информации и особенностей структуры пустотного пространства карбонатного коллектора создают сначала 3D геологическую, а затем и 3D гидродинамическую модель продуктивного пласта.

- На основании керновых исследований, известных подходов в современных сейсмических и геофизических исследованиях, а также результатов 3D гидропрослушивания (см. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа: Часть 2, М.; Ижевск: Ин-т компьютер. исслед., 2009, с.438-447 и фиг.10.30-10.32) определяют преимущественное направление распространения трещин. Эта важнейшая для рассматриваемого типа залежей информация закладывается в создаваемую 3D компьютерную модель.

- На созданной 3D модели осуществляют прогнозные расчеты по вариантам с целью обоснования оптимальных длин стволов горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, расстояний между скважинами в рядах и между рядами. При этом горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин размещают вдоль рядов по смещенной однорядной схеме так, чтобы расстояние между добывающими стволами в ряду соответствовало положению нагнетательных стволов в соседних рядах.

- Направление добывающих и нагнетательных рядов (трассировки стволов горизонтальных скважин) вариантно выбирают как параллельно, так и перпендикулярно преимущественному направлению распространения трещин.

Выбор одного из двух направлений трассировки горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин осуществляют с учетом данных опробования разведочных скважин, результатов 3D компьютерного моделирования, а также опытно-промышленных работ на пилотных участках с целью достижения оптимальных технико-экономических показателей и повышения конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).

- Согласно обоснованным по результатам расчетов и опытных работ оптимальным параметрам размещения и трассировки скважин бурят нагнетательные и добывающие горизонтальные скважины. Стволы добывающих скважин проводят в срединной части нефтенасыщенной толщины, стволы нагнетательных скважин - вблизи уровня ГНК. При этом точное положение добывающих и нагнетательных горизонтальных стволов в разрезе пласта (в метрах от уровней ГНК и ВНК) устанавливают на основе расчетов на созданной 3D компьютерной модели, с учетом фактических данных о фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС) пласта, из принципа максимизации конечного КИН.

- По результатам расчетов на 3D модели и опытно-промышленных работ определяют целесообразность установки в горизонтальные стволы добывающих скважин активных регулирующих устройств и их оптимальные параметры. При загазовании или обводнении продукции отключают или сокращают приток к тому интервалу (интервалам) горизонтального ствола, по которому происходит наиболее интенсивный прорыв газа или воды.

- Эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин проводят в циклическом (периодическом) режиме. Продолжительности периодов добычи и нагнетания, в диапазоне 1-3 месяца, обосновывают в результате расчетов на 3D модели и при необходимости в дальнейшем корректируют с учетом получаемых фактических данных контроля за разработкой.

Сначала вводят в эксплуатацию только нагнетательные скважины. В результате закачки в пласт воды происходит накопление запаса упругой энергии, возрастает и перераспределяется пластовое давление. Продолжительность периода нагнетания выбирают такой, чтобы пластовое давление на уровне ГНК в районе добывающих скважин возрастало на величину депрессии при работе добывающих скважин плюс 3-5 атм.

Затем нагнетательные скважины останавливают, и вводят в эксплуатацию добывающие скважины. Добычу продолжают до снижения пластового давления на уровне ГНК в районе добывающих скважин до уровня начального пластового.

При значительных объемах добычи прорывного газа из газоконденсатной шапки или прорыве подошвенной или закачанной воды эксплуатация добывающих скважин сопровождается значительными непродуктивными потерями пластовой энергии. Для их сокращения в периоды добычи отслеживают динамику изменения газового фактора по добывающим скважинам. При его увеличении выше заданной величины (например, на 20% от начального значения) в соответствующей скважине депрессию снижают с заданным коэффициентом (например, 0,9). Данную процедуру повторяют в случае повторного возрастания газового фактора до заданного критического уровня.

Аналогичную процедуру могут применять при прорыве пластовой или закачанной воды, сопровождающемся ростом обводненности добываемой продукции. Скважину, дебит по нефти которой снижается в результате поэтапного сокращения или в результате смыкания трещин при снижении давления ниже заданного минимального уровня (например, 5 м³/сут), останавливают до начала следующего периода добычи.

- При обосновании продолжительности периодов нагнетания и добычи целесообразно учитывать влияние 14- и 28-дневных циклов изменения суточных амплитуд земных приливов, влияющих на раскрытие и сжатие трещин, согласно патенту (Мирзоев К.М., Николаев А.В., Мирзоев В.К., Лукк А.А., Дещеревский А.В., Харламов А.И. Способ увеличения нефтеотдачи месторождения и добычи нефти // Патент РФ № 2387817). В этом случае циклы добычи-закачки подбирают так, чтобы в периоды закачки имели место преимущестиснно минимальные амплитуды приливов и, соответственно, амплитуды раскрытия трещин, а в периоды добычи - максимальные.

- В процессе разработки залежи ведут мониторинг за ее состоянием и выработкой запасов нефти с применением гидродинамических, геофизических и др. методов контроля разработки, используя получаемую информацию для уточнения постоянно действующей 3D гидродинамической модели.

По мере обводнения и загазования продукции добывающих скважин производят забуривание боковых горизонтальных стволов на различных уровнях в пределах нефтенасыщенной толщины, опираясь на результаты моделирования на уточненной 3D гидродинамической модели.

- Результаты мониторинга за состоянием разработки залежи и расчетов на уточненной 3D гидродинамической модели используют также для оценки эффективности выработки запасов нефти в нижней части нефтенасыщенной толщины за счет продвижения подошвенных вод. В случае, если их продвижение в нефтенасыщенную зону недостаточно активно или приводит к неравномерной выработке запасов, в части нагнетательных скважин производят забуривание боковых горизонтальных стволов вблизи текущего уровня ВНК. Эти боковые стволы в дальнейшем также используют для нагнетания воды в периодическом режиме с целью активизации слабо вырабатываемых запасов нефти.

Выбор нагнетательных скважин для забуривания боковых стволов и их траектории выбирают с учетом результатов 3D гидродинамического моделирования на уточненной постоянно действующей модели залежи.

С целью увеличения коэффициента охвата при росте обводненности добываемой продукции производят закачку в нагнетательные скважины порций полимерного раствора, например, раствора полиакриламида в воде, раствора биополимеров или любого другого водного раствора с добавлением водорастворимых веществ для повышения его вязкости и/или придания вязкопластических свойств. В случае роста загазованности продукции порции полимерного раствора закачивают в добывающие скважины. Параметры, интервалы и объемы закачки полимерного раствора выбирают с учетом результатов промысловых геофизических исследований, контроля за процессом разработки и результатов компьютерного моделирования, а также опыта проведения аналогичных операций на других месторождениях со сложнопостроенными карбонатными коллекторами.

С целью продления периода эффективной эксплуатации добывающих скважин при проектировании их компоновки предусматривают установку активных регулирующих устройств для отключения или сокращения добычи из интервалов горизонтального ствола, по которым происходит преимущественное загазование или обводнение продукции. В качестве активных регулирующих устройств используют, например, системы дистанционно управляемых клапанов, получивших в англоязычной литературе обозначение ICV - inflow control valve, для отключения от дренирования или сокращения притока из отдельных секций в пределах интервала вскрытия пласта, разделенных пакерами.

Один из возможных вариантов компоновки забоя горизонтальной скважины с активными управляющими устройствами состоит в следующем. В горизонтальную (пологую) часть ствола спускают хвостовик специальной конструкции и разделяют пакерами пространство между стенкой скважины и внешней стенкой хвостовика на отдельные секции. В пределах каждой такой секции хвостовик связан с внешним пространством скважины дистанционно управляемым клапаном ICV. За счет регулирования степенью открытия клапана ICV управляют объемом добычи из каждой секции, вплоть до полного ее отключения.

При окончательном выборе оптимального варианта разработки в технико-экономические расчеты закладывают издержки на 10-процентный резерв скважин для компенсации рисков, связанных с добычей нефти из рассматриваемых коллекторов проблемного типа.

Обоснование эффективности предлагаемого способа

Вследствие отсутствия доступа к исходной геолого-промысловой информации (в отличие от приведенной ссылки на публикацию Кубасова Д.А. с соавторами) по реальным нефтяным оторочкам рассматриваемого типа, авторы не могут привести пример реализации предлагаемого способа. Поэтому обоснование эффективности опирается на следующие положения, известные из теории и практики разработки месторождений нефти и нефтяных оторочек.

- Размещение нагнетательных скважин вблизи ГНК обычно применяют лишь в случае так называемого барьерного заводнения. Целью такого заводнения является создание барьера воды для отделения газонасыщенной части пласта от нефтенасыщенной его части.

В описании к патенту (Дмитриевский А.Н., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П. Способ разработки нефтяной оторочки краевого типа. // Патент РФ № 2442882) показано, что в случае нефтяной оторочки со значительным по площади газонефтяным контактом для избежания загазования добываемой продукции и расформирования запасов нефти достаточно создание не барьера воды, а барьера давления. А это именно то технологическое решение, которое заложено применительно к местоположению нагнетательных стволов в предлагаемом способе. Впоследствии барьер давления, по мере закачки, становится и относительным водным барьером.

Проводка нагнетательных горизонтальных стволов на уровне ГНК со временем обеспечивает возможность реализации одновременной разработки нефтяной оторочки и газоконденсатной шапки без существенного расформирования запасов нефти.

При этом в условиях трещинно-кавернозного типа коллектора значительная часть закачиваемой высокоминерализованной воды будет оседать к поверхности начального, а затем и текущего ВНК. Тогда эта вода будет участвовать уже в процессе вертикального вытеснения нефти водой.

- Что касается местоположения добывающих стволов в продуктивном разрезе, то очевидно, что оно должно быть срединным по отношению к толщине оторочки, так как по мере выработки запасов нефти нефтяная оторочка утончается за счет опускания ГНК и подъема ВНК.

Конкретные цифры в метрах или в долях от нефтенасыщенной толщины привести в рамках данной заявки затруднительно и нецелесообразно. Они должны находиться по результатам вариантных 3D компьютерных расчетов, с учетом фактических данных о ФЕС пласта, из принципа максимизации конечного КИН.

При этом алгоритм расчетов для первичного проектного документа или для уточненного проекта доразработки аналогичен применяемому в упомянутой выше работе Кубасова Д.А. с соавторами.

- В отличие от принятого способа-прототипа, авторы заявки, во-первых, в качестве нагнетательных скважин используют горизонтальные (а не наклонно-направленные с вертикальным окончанием) скважины. Во-вторых, соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1, а не 1:2 или 1:3, как в способе-прототипе. То есть, согласно (Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа, М., 2004, с.51-60) потенциальные добывные возможности скважин адекватно поддерживаются объемами закачки воды.

- Известно, что параллельная основному направлению трещиноватости трассировка стволов добывающих и нагнетательных скважин способствует сокращению эффектов преждевременного обводнения и загазования добываемой продукции, повышению коэффициента охвата и КИН. Поэтому, в отличие от способа-прототипа, с точки зрения КИН предпочтительна трассировка горизонтальных стволов вдоль преимущественного направления распространения трещин.

С другой стороны, не очень обширный опыт опробования разведочных скважин на Юрубчено-Тохомском и Куюмбинском месторождениях указывает на крайне неравномерное распределение их продуктивности. Этот факт специалисты связывают с попаданием скважин в зоны повышенной трещиноватости. В этом случае трассировка горизонтальных стволов поперек преимущественного направления трещин, как в способе-прототипе, позволяет максимизировать вероятность вскрытия таких зон и получения достаточно высоких начальных значений дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Поэтому предлагаемый способ предусматривает выбор одного из двух направлений трассировки горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин с учетом данных опробования разведочных скважин, результатов 3D компьютерного моделирования, а также опытно-промышленных работ, с целью достижения оптимальных технико-экономических показателей и повышения конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).

Вместе с тем, смещенная однорядная схема размещения скважин, при любой из двух трассировок их стволов, минимизирует риск непосредственного поступления закачиваемой воды от нагнетательной к добывающей скважине.

- Периодическая эксплуатация нагнетательных и добывающих скважин решает следующую важную задачу. Известно, что основной причиной преждевременного обводнения добывающих скважин при заводнении является опережающее продвижение закачиваемой воды по высокопроницаемым путям фильтрации (в данном случае - трещинам). Движущей силой при этом является перепад давлений между зонами добычи и нагнетания. Ограничение этой движущей силы за счет остановки добычи на периоды нагнетания приводит к перераспределению закачиваемой воды и пластового давления и вытеснению нефти из слабо вырабатываемых зон. Кроме того, за эти периоды происходит накопление в пласте упругой энергии.

Это позволяет, с одной стороны, в периоды добычи эксплуатировать добывающие скважины при более высоких пластовых давлениях, сокращая негативные эффекты прорывов свободного газа и подошвенной воды, а также падения дебитов из-за смыкания трещин. С другой стороны, в периоды добычи также минимизируется "движущая сила" для обводнения закачиваемой водой.

- Однорядная система заводнения с использованием горизонтальных нагнетательных скважин позволяет обеспечить достаточные объемы закачки воды для поддержания пластового давления и предотвращения интенсивного смыкания трещин с соответствующим резким снижением, дебитов добывающих скважин. Дополнительный эффект поддержания пластового давления может обеспечивать активная водонапорная область. В случае периодической эксплуатации скважин эти факторы также важны, так как позволяют увеличить долю периодов работы добывающих скважин в общей продолжительности циклов "добыча-закачка".

- Равномерность дренирования запасов нефти при периодической эксплуатации скважин повышается, если в периоды закачки воды минимизируется средняя по времени величина раскрытости основных фильтрующих трещин. Это заставляет воду более интенсивно перераспределяться в более мелкие трещины и матрицу, вытесняя из них нефть. Наоборот, в периоды добычи более высокая средняя раскрытость фильтрующих трещин способствует улучшению притока к скважинам нефти. Соответствующие условия достигаются в случае реализации близких к патенту 2387817 решений, связанных с учетом 14- и 28-суточных циклов изменения амплитуды приливных явлений. Однако в предлагаемом нами способе продолжительности периодов закачки и добычи не ограничиваются только периодами минимальных и максимальных амплитуд соответственно, а являются более длительными. Тем не менее, их целесообразно выбирать таким образом, чтобы в целом в рамках периода закачки преобладали временные отрезки минимальных амплитуд, а в рамках периода добычи - максимальных.

- Несмотря на предлагаемый комплекс технологических решений, в той или иной мере крайне неоднородное, разномасштабное строение пустотного пространства трещиновато-кавернозных коллекторов будет приводить к прорывам газа и воды в добывающие скважины, снижению их дебитов по нефти и неравномерной выработке запасов нефти. Адресное забуривание боковых горизонтальных стволов в добывающих и нагнетательных скважинах позволит продлить срок рентабельной разработки нефтяной оторочки и увеличить конечный коэффициент охвата, а значит и КИН. Этому также способствуют:

- постепенное снижение депрессии в скважинах по мере роста загазования или обводнения их продукции;

- установка в горизонтальных добывающих стволах и применение активных регулирующих устройств для отключения или сокращения добычи из интервалов наиболее интенсивных прорывов газа и воды;

- закачки порций полимерного раствора, при обводнении продукции - в нагнетательные скважины, а при росте загазованности продукции - в добывающие скважины.

- Добыча нефти из рассматриваемого типа нефтяных оторочек связана с высокими рисками из-за сложного строения коллекторов и наличия повсеместного контакта нефтяной оторочки с газоконденсатной шапкой и подошвенной водой. Поэтому при обосновании и выборе оптимального варианта разработки в технико-экономических расчетах целесообразно предусматривать 10-процентный резерв скважин.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяной оторочки в сложнопостроенном карбонатном коллекторе опирается на известные и апробированные технологические решения, что позволяет реализовывать его на практике. В то же время, он характеризуется рядом важных преимуществ, позволяющих повысить эффективность разработки нефтяных оторочек рассматриваемого типа. В результате авторы надеются, что предлагаемый способ будет способствовать эффективному вводу в разработку уникальных запасов нефти месторождений Юрубчено-Тохомской зоны.