способ разработки сложнопостроенной залежи нефти с тонкой нефтяной оторочкой

Формула изобретения

Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти с тонкой нефтяной оторочкой путем закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных вертикальных и/или горизонтальных скважин и отбора нефти через систему добывающих горизонтальных и/или вертикальных скважин, отличающийся тем, что связь добывающей скважины с продуктивным пластом осуществляют на участках нефтяной оторочки с относительно повышенным фильтрационным сопротивлением между фильтром и газонефтяным и/или водонефтяным контактами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки нефтегазовых месторождений и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленностях.

К сложнопостроенным с тонкой нефтяной оторочкой относятся нефтегазовые, водонефтяные, водонефтегазовые залежи, толщина нефтяной оторочки в которых не превышает 5-20 м. Как правило, она подстилается подошвенной водой на всей площади нефтеносности, газовая шапка занимает ее большую часть. Подошвенная вода и газовая шапка могут быть как естественного (образовались при формировании залежи), так и искусственного (образовались в процессе эксплуатации нефтяной залежи) происхождения.

Известен способ разработки сложнопостроенной нефтяной залежи с тонкой нефтяной оторочкой путем отбора нефти из добывающих скважин на докритических режимах эксплуатации (без отбора газа шапки и/или подошвенной воды) /1/. Условия его применения высокопроницаемые пласты с толстой нефтяной оторочкой (> 20 м).

Недостатком известного способа при его применении в залежах с тонкой нефтяной оторочкой и сравнительно невысокими проницаемыми свойствами являются низкие дебиты скважин, не позволяющие проводить экономически оправданную добычу нефти из тонких пластов. Запасы нефти в них считаются трудноизвлекаемыми и на многих месторождениях отнесены к забалансовым.

Прототипом настоящего изобретения является способ разработки, в котором рассматриваемые типа залежей разрабатываются с применением площадного заводнения в системе вертикальных нагнетательных и добывающих скважин /2/.

Недостатком известного способа является отбор нефтью больших объемов газа шапки и/или подошвенной воды. Обусловлено это близким расположением зоны фильтра добывающей скважины к газонефтяному и/или водонефтяному контактам. В силу этого понижается эффективность нефтеизвлечения. В частности, коэффициент нефтеотдачи в известном способе не превышает 10-20%

Задачей изобретения является создание эффективного способа разработки сложнопостроенных залежей нефти с тонкой нефтяной оторочкой путем проводки в нефтяной оторочке горизонтальных добывающих скважин и вскрытия в последних участков пласта, в которые приток нефти был бы облегчен, а поступление балластных газа шапки и/или подошвенной воды затруднено.

Предложен способ разработки, включающий закачку вытесняющего агента через систему нагнетательных вертикальных и/или горизонтальных скважин и отбор нефти через систему добывающих горизонтальных и/или вертикальных скважин, отличающийся тем, что связь добывающей скважины с продуктивным пластом осуществляют на участках нефтяной оторочки с относительно повышенным фильтрационным сопротивлением между фильтром и газонефтяным и/или водонефтяным контактами.

Эффективность нефтеизвлечения из сложнопостроенной залежи с тонкой нефтяной оторочкой сильно зависит от особенностей ее геологического строения. Особую роль здесь играет степень расчленения пласта непроницаемыми пропластками /2/. При их отсутствии (монолитный пласт) условия добычи нефти особенно тяжелые. Из-за близкого расположения фильтра от ГНК и/или ВНК (несколько метров) практически при любой депрессии на забой скважины будет поступать вместе с нефтью газ шапки и/или подошвенная вода. С увеличением расчлененности пласта непроницаемыми разделами возрастают фильтрационные сопротивления между фильтром и ГНК и/или ВНК. Это затрудняет поступление на забой добывающей скважины газа шапки и/или подошвенной воды. Как показывает практика разработки нефтяных месторождений, при наличии на ГНК непроницаемого прослоя толщиной более 5 м, а на ВНК более 3 м, газ шапки и/или подошвенная вода на забой скважины не поступают, если депрессия на пласт не превысить некоторой предельной величины.

P^пр = grad^пр(h_неп), [MПa/м],

где h_неп толщина непроницаемого прослоя на ГНК (ВНК), [м] grad^пр предельный градиент давления на 1 м непроницаемого прослоя, при превышении которого образуются заколонные перетоки, МПа/м. При существующей в Западной Сибири технологии строительства скважин grad^пр 1.5 МПа/м. Поскольку в реальных условиях толщины непроницаемых прослоев в большинстве случаев меньше указанных выше и не всегда они расположены на ГНК и/или ВНК, поступление газа шапки и/или подошвенной воды отмечается в подавляющем большинстве добывающих вертикальных скважин. В случае строительства вместо вертикальной горизонтальной добывающей скважины достаточно большой протяженности условия разработки нефтяной оторочки существенно улучшаются. Всегда есть возможность выбрать участки фильтра в тех местах оторочки, где ствол скважины отделен от ГНК и/или ВНК непроницаемыми или плотными прослоями. Тем самым существенно повышается фильтрационное сопротивление между фильтром и ГНК и/или ВНК, т.е. ограничивается приток в скважину балластных газа шапки и/или подошвенной воды. Разместив первый фильтр на достаточно большом удалении от входа скважины из газовой зоны в нефтяную, тем самым резко сокращает вероятность прорыва газа в зоны фильтров по заколонному пространству Существенное возрастание поверхности фильтров в горизонтальной скважине по сравнению с вертикальной позволяет получить один и тот же дебит в первой из них при меньшей депрессии на пласт. Это также уменьшает вероятность прорыва газа шапки и/или подошвенной воды на забой скважины и, в конечном счете, повышает эффективность нефтеизвлечения, в том числе коэффициент нефтеотдачи.

Осуществляют способ следующим образом.

На основе имеющейся геолого-физической информации возможно в детальной степени изучают геологическое строение сложнопостроенной залежи с тонкой нефтяной оторочкой (троят структурные карты, карты эффективных нефтенасыщенных, газонасыщенных, водонасыщенных толщин, непроницаемых разделов на ГНК и/или ВНК и т.д.). На их основе выделяют типы строения залежи. Применительно к последним подбирают из множества возможных схемы взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин.

На участках залежей, где на ГНК имеется непроницаемый раздел толщиной более 5 м, а на ВНК более 3 м, добывающие скважины могут быть вертикальными, в остальных случаях горизонтальными. Расстояния между скважинами, наилучшую геометрию размещения добывающих и нагнетательных скважин, продолжительность горизонтального участка добывающей скважины, геометрию ее проводки в оторочке в зависимости от типа строения последней, количество, протяженность фильтров определяют по результатам технико-экономических расчетов с применением физически содержательной трехмерной многофазной математической модели фильтрации. Места установки фильтров выбирают из условия относительно повышенных фильтрационных сопротивлений между ними и ГНК и/или ВНК (на участках, где пласт наиболее расчленен). Если ствол горизонтальной добывающей скважины в процессе ее проводки пересек ГНК и/или ВНК, горизонтальный участок скважины обязательно обсаживают эксплуатационной колонной, которую затем цементируют. Фильтр образуют прострелочными работами. При удачной проводке горизонтальной скважины (ее траектория и геологическое строение участка проводки соответствуют проектным), горизонтальный участок скважины может быть оборудован хвостовиком с предварительно просверленными в нем отверстиями в местах, где необходимо создать фильтр. Системы нагнетательных и добывающих скважин эксплуатируются обычным способом.

В качестве примера использования предложенного решения рассмотрена разработка сложнопостроенной залежи нефти с тонкой нефтяной оторочкой в пластах AC_4-8 Федоровского месторождения Тюменской области. По внешнему контуру нефтеносности площадь залежи составляет 1173493 тыс. м². Вся она подстилается подошвенной водой. Сверху имеет газовую шапку площадью 973810 тыс. м² (82.9% площади нефтеносности).

Глубина залегания 1807 м. Средние эффективные толщины: нефтяная 5.6 м, газовая 6.9 м, водяная 8.7 м. Коэффициенты: пористости 26% проницаемости 0.532 мкм², насыщенности нефтью 63% Пластовые: давление 18.8 МПа, температура 58^oC. Вязкость в пластовых условиях: нефти 7.53 мПас, воды 0.55 мПас, газа 0.033 мПас. Содержание стабильного конденсата 51 г/м³. Объемный коэффициент нефти 1.11, давление насыщения 13.8 МПа, плотность нефти в поверхностных условиях 0.913 т/м³, плотность воды в пластовых условиях 0.983 т/м³. Давления на устьях скважин составляют: нагнетательных 12.0 МПа, добывающих 1.5 МПа. В пласты закачивается пресная вода. По результатам технико-экономических расчетов установлено: по сравнению с прототипом применение предложенной технологии позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения на 12 пунктов, а экономическую эффективность добычи поднять на порядок. Тем самым появляется возможность вовлечь в промышленную разработку считавшиеся ранее забалансовыми запасы нефти в пластах AC_4-8 Федоровского месторождения.