способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа, включающий разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами и вскрытием всех пластов массива, циклическую закачку вытесняющего агента, нагнетание реагента для выравнивания фронта вытеснения, отбор продукции пластов, отличающийся тем, что при разработке карбонатных коллекторов массивного типа с субвертикальными трещинами нагнетательную скважину бурят с вертикальным стволом и вскрывают нижнюю подошвенную водонасыщенную часть пласта, а добывающую скважину с горизонтальным стволом располагают в кровельной части продуктивного пласта, при этом в нагнетательную скважину закачивают тампонирующий раствор, а добывающую скважину на время закачки останавливают, причем закачку тампонирующего раствора производят при давлении, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных месторождений, и может найти применение при разработке карбонатных залежей массивного типа с субвертикальными трещинами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие и заводнение пластов [Муслимов Р. Х. , Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных месторождений Татарии. - Казань: Татарское книжное издательство, 1989. - 136 с.].

Недостатком этого способа является то, что в условиях трещиноватых коллекторов закачиваемые флюиды фильтруются под залежь по высокопроводящим каналам пласта. Блоки карбонатного массива оказываются разделенными водной средой по трещинам.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения [Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. Монография. - М.: КубК-а, 1977, с. 232-233], включающий разбуривание месторождения системой добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие всех пластов карбонатного массива, циклическую закачку в нагнетательные скважины вытесняющего агента, выравнивание фронта вытеснения полимерными системами, отбор продукции пласта.

Существенным недостатком этого способа является то, что закачанный вытесняющий агент по субвертикальным трещинам фильтруется под залежь нефти. Рассредоточиваясь между блоками нефтенасыщенной части пласта, закачанный вытесняющий агент затрудняет фильтрацию нефти из матрицы низкопроницаемого карбонатного коллектора. Кроме того, часть нефти оттесняется под залежь в водоносную часть пласта. Это снижает охват пластов заводнением и нефтеизвлечение из них.

Технической задачей изобретения является увеличение охвата пластов заводнением и, как следствие, повышение нефтеизвлечения из них.

Указанная задача решается предлагаемым способом разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа, включающим разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами и вскрытием всех пластов массива, циклическую закачку вытесняющего агента, нагнетание реагента для выравнивания фронта вытеснения, отбор продукции пластов. Новым является то, что при разработке карбонатных коллекторов массивного типа с субвертикальными трещинами бурят с вертикальным стволом и вскрывают нижнюю подошвенную часть пласта, а добывающую скважину с горизонтальным стволом располагают в кровельной части продуктивного пласта, при этом в нагнетательную скважину закачивают тампонирующий раствор, а добывающую скважину на время закачки останавливают, причем закачку тампонирующего раствора производят при давлении, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин.

На фиг. 1 представлен участок карбонатного коллектора трещинного типа, пробуренный добывающей и нагнетательной скважинами; на фиг. 2 - то же, что и на фиг. 1: процесс закачки полимерного раствора в нагнетательную скважину 1 при давлениях закачки, превышающих давление раскрытия вертикальных трещин; на фиг. 3 - то же, что и на фиг. 1: процесс отбора нефти и закачки после нагнетания тампонирующего раствора; на фиг. 4 - участок карбонатного коллектора, вид сверху.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности. Месторождение, представленное карбонатным коллектором трещинного типа, разбуривают сеткой нагнетательных 1 и добывающих 2 скважин. Нагнетательную скважину бурят вертикальным стволом со вскрытием бурением в водонасыщенной части пласта. Добывающую скважину бурением проводят в кровельной продуктивной части пласта. Для создания равномерного фронта вытеснения нефти водой проводку горизонтального ствола проводят равноудаленно от нагнетательной скважины, т.е. начало и конец горизонтального ствола находятся на одинаковом расстоянии от нагнетательной скважины, затем осуществляют обустройство, и скважины вводят в эксплуатацию.

В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов, производят замеры дебитов скважин и приемистости пласта. Замеряют пластовое давление. Определяют давление раскрытия трещин.

Вертикальные трещины в районе добывающей скважины, при первоначальном пластовом давлении разомкнутые, после отбора определенного количества жидкости и снижения пластового давления в пласте смыкаются.

Из-за меньших фильтрационных сопротивлений в пласте вытесняющий агент в первую очередь вытесняет флюиды из трещин и из высокопроницаемой части коллектора. Так как в нагнетательной скважине перфорацией вскрыта водонасыщенная часть пласта, то закачанный агент в начальной стадии по субвертикальным трещинам будет фильтроваться под залежь нефти. Фазовая проницаемость для воды в нефтяной части превышает фазовую проницаемость для водоносной части пласта. Поэтому вода в первую очередь фильтруется в водоносную часть пласта, т.е. под залежь нефти. После достижения пластового давления, превышающего давление сил сопротивления нефтяной части, пластовые флюиды фильтруются в нефтяную часть пласта. Так как горизонтальный ствол добывающей скважины пробурен в кровельной части продуктивного пласта, то фильтрационным потоком охватывается вся продуктивная толща пласта.

За счет геометрической неравномерности системы плоскорадиального потока нагнетательная скважина (источник) и добывающая скважина (галерея) вода фильтруется неравномерно. Кроме того, геологическая неравномерность усиливает послойную и зональную неравномерность вытеснения нефти водой. Поэтому делается переход на циклическую закачку вытесняющего агента и отбор продукции скважин.

Известно, что схема циклирования выбирается в зависимости от конкретных геолого-физических условий объекта заводнения и стадии разработки. В цикле простоя нагнетательной скважины происходит капиллярная пропитка матрицы блоков карбонатного массива. Так же происходит гравитационное разделение нефти и воды. Капиллярные и гравитационные силы при циклической закачке благоприятно воздействуют на процесс вытеснения нефти водой. Замедляется прорыв воды по трещинам, и вытеснение нефти водой происходит более равномерно с подошвы залежи к кровельной части пласта.

Выбор добывающей скважины с горизонтальным стволом обусловлен необходимостью дренирования максимального количества блоков карбонатного массива. Закачка воды в водонасыщенную часть пласта и передача давления по трещинам не требуют бурения нагнетательной скважины с горизонтальным стволом. Распространение фильтрационного потока по водоносной части пласта от скважины происходит плоскорадиальным потоком. Радиальный поток наблюдается только вблизи нагнетательной скважины, а затем - течение, ортогональное к стволу добывающей скважины.

Для более эффективного использования вытесняющего реагента закачивают тампонирующий реагент. Закачиваемый состав должен обладать большой связывающей, смачивающей и адгезионной способностью. Состав должен обладать регулируемыми свойствами и переходить в стабильный гидрогель в пластовых условиях. Для изоляции субвертикальных трещин концентрацию полимерного раствора подбирают таким образом, чтобы удельный вес был меньше удельного веса закачиваемой и пластовой воды. Этим условиям отвечают водные растворы эфиров целлюлозы, сшитые полимерные составы (полиакриламид + ацетат хрома и др.), цементы и др. Раствор занимает подошвенную часть трещин и не позволяет воде фильтроваться в подошвенную часть пласта.

Известно, что фильтрационные свойства карбонатных коллекторов в большой степени обусловлены наличием трещиноватости. Вертикальные трещины удерживаются в открытом состоянии, когда пластовое давление жидкости, заполняющей поры и трещины коллектора, превышает боковое давление. Для раскрытия трещин в пласте величина давления на забое нагнетательных скважин должна превышать боковое горное давление. Величина бокового горного давления определяется экспериментальным или расчетным путем и зависит от глубины залежи, типа и состояния коллектора.

Закачка тампонирующего раствора производится при давлении на забое нагнетательных скважин, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин. Раствор проталкивается вытесняющим агентом на необходимое расстояние от нагнетательной скважины и образует на основных флюидопроводящих каналах (трещинах) в определенном месте "пробки".

Регулируя давлением нагнетания "пробка" может устанавливаться на требуемое расстояние от нагнетательной скважины. После снятия давления в пласте "пробка" находится в устойчивом состоянии в определенном месте и за счет хорошей адгезионной способности блокирует высокопроводящие каналы. Для предотвращения блокирования матрицы карбонатного массива закачку тампонирующего реагента производят в цикле остановки добывающей скважины. При закачке реагента в цикле простоя добывающей скважины поток будет фильтроваться в водонасыщенную часть пласта и схватиться в ней.

За счет внедрения рассматриваемых мероприятий карбонатный массив был дренирован вытесняющим агентом, а блоки были охвачены заводнением, что позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения. Участок залежи нефти в карбонатных коллекторах трещинного типа (фиг. 1) разбурен одной нагнетательной 1 и одной добывающей скважинами. Наименьшее (перпендикулярно) расстояние между вертикальным нагнетательным и горизонтальным стволами скважин составляет 400 м. Горизонтальный ствол пробурен в кровельной части карбонатного массива. Нагнетательная скважина бурением вскрыла карбонатный пласт на глубине 1200 м с нефтенасыщенной толщиной 15 м и водонасыщенной 5 м. Балансовые запасы, подсчитанные объемным методом, составляют 145 тыс. т. По данным исследования скважин пласт трещиноватый. Давление раскрытия вертикальных трещин составляет 60-80% горного давления. На устье нагнетательных скважин при закачке вытесняющего агента с удельным весом 1000 кг/м³ необходимо создать давление закачки (7,4-13,9) МПа, чтобы вертикальные трещины различного вида были раскрыты. Известно, что при меньших давлениях закачки раскрываются трещины в более проницаемых частях пласта. С повышением давления закачки начинают раскрываться трещины в менее проницаемых частях пласта и в более удаленных зонах высокопроницаемой части пласта, при этом добывающие скважины, расположенные в кровельной части пласта, закрывали.

После ввода скважины 2 в эксплуатацию, отбора нефти около 4% от начальных балансовых запасов начали осуществлять циклическую закачку воды. Для ограничения поступления воды с одновременным увеличением охвата блоков воздействием в нагнетательную скважину произвели закачку сшитого полимерного раствора с цементом удельного веса 1500 кг/м³. Раствор закачали при давлении закачки 13,0 МПа и продавили закачиваемой водой удельного веса 1000 кг/м³ на расстояние 100 м (фиг. 2) от скважины (рассчитывается по средней скорости фильтрации флюидов в трещинах). После закачки скважины пустили в эксплуатацию (фиг.3).

Расчеты показали: охват пластов воздействием увеличился с 60 до 67%.