способ разработки месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и инициирование трещиноватости горных пород продуктивного пласта, обеспечивающей создание гидродинамической связи между скважинами, отличающийся тем, что бурение скважин, расположенных в мало- и слабопроницаемых участках пласта, осуществляют с предельными допустимыми нагрузками на долото и его максимально возможной, при этом, частоте вращения для образования вторичной трещиноватости горных пород, при этом в ходе разработки месторождения периодически уточняют развитие направлений фильтрационных потоков и осуществляют корректировку бурения соответствующих скважин для регулирования фильтрационных потоков.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для увеличения добычи нефти.

Известно много способов разработки нефтяных месторождений с применением различных физических и химических воздействий на пласт (пат. 2132938, БИ 19, 1999, пат. 2100581, БИ 36, 1997, пат. 2049913, БИ 34, 1995 и др.)

Однако они не всегда годны для эксплуатации месторождений со сложным геологическим строением и коллекторскими свойствами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, в котором до расстановки скважин определяют азимут трещинообразования при гидроразрыве пласта и осуществляют расстановку добывающих и нагнетательных скважин вдоль азимута [а.с. 1807209, МКИ Е 21 В 43/20, 43/26, опубл. БИ 13, 1993].

Недостатком способа является необходимость повторения операций гидроразрыва до прекращения его влияния на показатели разработки нефти.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения [пат. 20003789, МКИ Е 21 В 43/26, опубл. БИ 13, 1993], заключающийся в том, что до проведения гидроразрыва пласта (ГРП) определяют направление естественной трещиноватости пласта, проводят инициирование трещин гидроразрыва в скважинах в направлении, ориентированном от линии, соединяющей одноименные скважины в сторону, противоположную направлению естественной трещиноватости. Длину трещин гидроразрыва выбирают из условий, обеспечивающих создание гидродинамической связи между одноименными скважинами.

Недостатками данного способа являются невозможность целенаправленного воздействия на пласт при проводке скважин.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение добычи нефти из продуктивного пласта путем регулирования вторичной трещиноватости горных пород при проводке скважин и связанных с этой трещиноватостью направлений фильтрационных потоков пластовой жидкости.

Технический результат достигается тем, что производят бурение добывающих и нагнетательных скважин и инициирование трещиноватости горных пород продуктивного пласта, обеспечивающей создание гидродинамической связи между скважинами, при этом разбуривание скважин в мало- и слабопроницаемых частях пласта осуществляют при наибольшей допустимой осевой нагрузке на долото и при его максимально возможной при этом частоте вращения. Это обеспечивает образование вторичной трещиноватости горных пород и возможность регулирования фильтрационных потоков при дальнейшем воздействии на пласт методами гидроразрыва, физико-химического воздействия и другими. Периодически в ходе разработки месторождения уточняют развитие направлений фильтрационных потоков и путем бурения соответствующих скважин с указанными режимными параметрами осуществляют корректировку направления этих потоков.

Примеры конкретного выполнения

В период с 1973 по 1992 гг. на Самотлорском, Мамонтовском, Усть-Балыкском, Южно-Сургутском и других нефтяных месторождениях Западной Сибири осуществлялась проводка скважин на форсированных режимах бурения с варьированием моментно-частотных характеристик забойных двигателей и осевых нагрузок на долото, которые достигали значений 300-350 кН и более.

Для повышения нефтеотдачи пластов в нагнетательные скважины закачивались полимергелевые и эмульсионно-полимерные системы (композиции) "Гивлан", "Галка", "Темпоскрин" и др. Перед закачкой были проведены индикаторные исследования преобладающих направлений фильтрационных потоков.

Пример 1.

В северной части Восточно-Сургутского месторождения был выбран опытный участок под закачку полимергелевых композиций. Участок включал 8 добывающих скважин ( 501, 502, 503, 252, 254, 255, 264), пробуренных с осевыми нагрузками на долото 180-200 кН, а также 5 добывающих ( 251, 272, 325, 305, 306) и одну нагнетательную ( 504) скважины, пробуренные с осевыми нагрузками на долото 310-330 кН. Перечисленные скважины пробурены в слабопроницаемых участках пласта БС₁₀. В ходе эксплуатации перечисленные скважины подвергались кислотным обработкам, а некоторые из них - гидравлическому разрыву пластов (ГРП). В скважинах, пробуренных с осевыми нагрузками на долото 310-330 кН, ГРП осуществлялись при давлениях 36-39 МПа, а в скважинах, пробуренных с осевыми нагрузками на долото 180-200 кН, - при давлениях 44-48 МПа.

Перед закачкой полимергелевых композиций на этом участке проведены трассерные исследования преобладающих направлений фильтрационных потоков. Результаты трасерных исследований изображены на фиг. 1^a, где - добывающие скважины, - нагнетательные скважины, числитель - номер скважины, знаменатель - % поступившего в скважину трассера.

Дополнительная добыча нефти на этом участке составила 3637 тонн на одну скважинообработку.

Пример 2.

В восточной части Мамонтовского месторождения был выделен опытный участок под закачку эмульсионно-полимерных композиций. Участок включает 6 добывающих скважин ( 7187, 7227, 7233, 7244, 7691, 7445) и одну нагнетательную ( 7234), пробуренные с осевыми нагрузками на долото 170-190 кН, а также 5 добывающих скважин ( 7190, 7196, 7247, 7201, 7140), пробуренных с осевыми нагрузками на долото 320-360 кН. Все скважины пробурены в слабопроницаемых участках пласта АС₅₊₆. В ходе эксплуатации в перечисленных скважинах проводились кислотные обработки, а в некоторых из них - ГРП. В скважинах, пробуренных с осевыми нагрузками на долото 320-360 кН, ГРП происходил при рабочих давлениях 34-38 МПа, а в скважинах, пробуренных с осевыми нагрузками на долото 170-190 кН, - при давлениях 43-49 МПа.

Перед закачкой эмульсионно-полимерных композиций на этом участке проведены трассерные исследования преобладающих направлений фильтрационных потоков. На фиг. 1^б показаны диаграммы распределения основных потоков фильтрации, где - добывающие скважины, - нагнетательные скважины; числитель - номер скважины, знаменатель - % поступившего в скважину трассера.

Дополнительная добыча нефти на этом участке составила 5086 тонн на одну скважино-операцию.

Таким образом, предложенный способ позволяет интенсифицировать работу скважин путем создания значительной вторичной трещиноватости при бурении в соответствующих участках продуктивного пласта с осевыми нагрузками на долото свыше 240 кН, осуществлять целенаправленные гидроразрывы пластов при меньших энергетических затратах. Используя первоначальную геологическую информацию о фильтрационных характеристиках горных пород, регулировать процессы вытеснения нефти вязкими и вязкоупругими системами или при других гидродинамических методах повышения нефтеотдачи путем разбуривания мало- и слабопроницаемых участков продуктивного пласта при максимально возможных осевых нагрузках на долото. По мере накопления и уточнения информации о фильтрационных свойствах горных пород и характере их распространения по площади пласта (в совокупности с результатами периодических трасерных исследований развития направления фильтрационных потоков в ходе разработки месторождения) реализуется возможность регулирования фронта вытенения путем создания требуемой трещиноватости в соответствующих участках пласта разбуриванием их с использованием режимных параметров.