способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных и боковых стволов скважин в пласты, отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению на ранней стадии разработки залежь разбуривают вертикальными стволами, в них выполняют комплекс геофизических исследований, по материалам геофизических исследований и опробования выделяют нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты, определяют их емкостно-фильтрационные свойства, по полученным данным строят геологическую модель залежи, выделяют в разрезе скважин низкопроницаемые пласты с проницаемостью в 3-10 раз ниже проницаемости более продуктивной части разреза с обеспечением выработки боковым стволом локализованных в них запасов, в, по крайней мере, одной добывающей скважине вертикальный ствол скважины задавливают инертной жидкостью и буровым раствором и пакеруют над интервалом перфорации, из вертикального ствола наклонно-направленным способом бурят боковой ствол с отходом от вертикального не менее чем на 100 м, в боковом стволе вскрывают низкопроницаемые пласты и осваивают боковой ствол скважины с применением интенсифицирующих технологий, боковой ствол глушат инертной жидкостью и заполняют буровым раствором, распакеровывают вертикальный ствол скважины, заменяют раствор на воду и компрессируют, вызывая приток из обоих стволов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи, представленной разнопроницаемыми коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [Орлов B.C. - «Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой». Москва, 1973 г., стр.13].

Способ не позволяет добывать нефть в отмеченных горно-геологических условиях с большим коэффициентом нефтеотдачи [Григорян A.M. - «Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами». М. «Недра», 1969 г., стр.14-27]. Сущность его состоит в том, что из вертикального ствола забуриваются два или большее количество боковых стволов. Но это чисто внешнее сходство с рекомендуемым способом, ибо в известном способе разные боковые стволы ориентируются на разные пласты для выработки из них запасов по традиционным технологиям разработки, т.е. в отличие от рекомендуемого способа бурение вторых стволов проводят с совершенно другими целями.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки обводненной нефтяной залежи в продуктивном горизонте, представленном разнопроницаемыми пластами, предусматривающий после выработки запасов нефти через основной ствол скважины и предельного обводнения добываемой из него продукции бурение вторых (боковых) стволов, ориентированных на невыработанные запасы, локализованные в низкопроницаемых прослоях [Ширяев Ю.Х., Даниленко Г.Г., Галицина Н.С. Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением дополнительных стволов. Нефтяное хозяйство, №7, 2001 г. с.51-53 - прототип].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи, текущей добычи нефти и коротких сроков выработки запасов.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, текущей добычи нефти и сокращения сроков выработки запасов залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем бурение вертикальных и горизонтальных стволов скважин в пласты, отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению на ранней стадии разработки залежь разбуривают вертикальными стволами, в них выполняют комплекс геофизических исследований, по материалам геофизических исследований и опробования выделяют нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты, определяют их емкостно-фильтрационные свойства, по полученным данным строят геологическую модель залежи, выделяют в разрезе скважин низкопроницаемые пласты с проницаемостью в 3-10 раз ниже проницаемости более продуктивной части разреза в объеме, обеспечивающем рентабельность выработки боковым стволом локализованных в них запасов, в, по крайней мере, одной добывающей скважине вертикальный ствол скважины задавливают инертной жидкостью и буровым раствором и пакеруют над интервалом перфорации, из вертикального ствола наклонно-направленным способом бурят боковой ствол с отходом от вертикального не менее чем на 100 м, в боковом стволе вскрывают низкопроницаемые пласты и осваивают боковой ствол скважины с применением интенсифицирующих технологий, боковой ствол глушат инертной жидкостью и заполняют буровым раствором, распакеровывают вертикальный ствол скважины, заменяют раствор на воду и компрессируют, вызывая приток из обоих стволов. Сущность изобретения.

Проблема повышения эффективности разработки многопластовой нефтяной залежи является актуальной задачей на протяжении всего периода существования нефтяной промышленности. Задача эта адресная - она для разных геолого-промысловых условий эксплуатационных объектов или залежей решается по разному в зависимости от емкостно-фильтрационных свойств коллекторов и строения продуктивных горизонтов.

Исследованиями установлено, что чем раньше начинают реализовываться методы оптимизации выработки запасов, равно как и новые методы разработки, тем больший технологический эффект обеспечивается их внедрением. Для повышения полноты выработки запасов, локализованных в слабодренируемых низкопроницаемых пластах нет необходимости дожидаться полной выработки запасов из высокопроницаемых пластов и лишь после этого бурить вторые стволы на слабовырабатываемые, низкопроницаемые пласты. Эта задача может и должна решаться не на поздней стадии разработки, а на ранней стадии освоения месторождения, обеспечивая 100% охват пластов выработкой без увеличения сроков разработки объекта, а сокращая их и при этом увеличивая текущую добычу нефти. Таким образом, в предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, текущей добычи нефти и сокращения сроков выработки запасов.

В предложенном способе разработки нефтяной залежи, состоящей из разнопроницаемых пластов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины ведут уже на ранней стадии разработки. Этим обеспечивается выработка запасов из всех разнопроницаемых пластов, составляющих объект разработки, т.е. на ранней стадии обеспечивается 100% охват выработкой продуктивного разреза.

На ранней стадии разработки, например при освоении месторождения по технологической схеме, выдерживают следующий порядок разбуривания: сначала залежь разбуривают вертикальными стволами, в них выполняют основной комплекс геофизических исследований. По материалам геофизических исследований и опробования выделяют нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты, определяют их емкостно-фильтрационные свойства. По полученным данным строят геологическую модель пласта. Выделяют низкопроницаемые пласты с проницаемостью в 3-10 раз ниже проницаемости более продуктивной части разреза в объеме, обеспечивающем рентабельность выработки боковым стволом, локализованных в них запасов. Забуривают второй ствол. При этом соблюдают следующую очередность работ по вводу скважин в работу двумя стволами (вертикальным и боковым). Скважину, работающую через вертикальный ствол, задавливают, но при этом сначала закачивают жидкость, не портящую фильтрационные свойства пласта, а затем - буровой раствор, после чего скважину пакеруют над интервалом перфорации. Лишь после этого наклонно-направленным способом бурят боковой ствол с отходом от вертикального ствола не менее чем на 100 м. Для увеличения охвата пласта дренированием (суммарно обоими стволами) в боковом стволе осваивают только низкопроницаемые пласты не перфорированные в вертикальном стволе. Освоение производят с интенсификацией притока эффективными технологиями: либо глубокопроникающими зарядами, либо посредством гидроразрыва пласта. Затем боковой ствол глушат инертной жидкостью и заполняют буровым раствором. После этих операций скважину пускают в работу обоими стволами, для чего распакеровывают вертикальный ствол, заменяют раствор на воду и компрессируют, вызывая приток из обоих стволов, обеспечивая, таким образом, полный охват выработкой всего продуктивного разреза уже на ранней стадии разработки.

Пример конкретного выполнения способа.

Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь со следующими характеристиками.

Ведут разработку пласта АВ₂ ¹ нефтяного месторождения Западной Сибири.

Общая толщина залежи в среднем 50 м. Залежь состоит из двух пачек продуктивных пластов.

Нижняя пачка сложена песчано-алевритовыми породами с редкими и невыдержанными прослоями глин. Ее средняя толщина (h_н.п. ) порядка 28 м. Средняя проницаемость (К_пр) - 200 мД; нефтенасыщенность (S_н) - 0,67; пористость (m), в среднем, - 24,5%.

Верхняя пачка представлена переслаиванием тонких прослоев песчано-алевритовых пород и глин коллекторами, не выдержанными по толщине и в распространении. Толщина пачки (h_н.п.) в среднем 8 м. Проницаемость коллекторов (К _пр) изменяется в диапазоне от 15-20 мД до 50-70 мД, составляя, в среднем, 45 мД. Коэффициент нефтенасыщения в среднем, 0,48. Коэффициент песчанистости разреза (К_п) 0,72. Вязкость нефти в пластовых условиях ( _н) 3 сПз. Вязкость воды ( _в) 0,5 сПз. Пластовое давление (Р⁰ _пл) 17 МПа. Давление насыщения нефти газом (Р _нас) 15 МПа.

Участок расположен в присводовой части залежи и представляет собой часть блока, ограниченного с севера и с юга рядами нагнетательных скважин с трехрядным размещением добывающих скважин по треугольной сетке. Расстояние между скважинами 400 м. Линейная система воздействия дополнена очаговыми скважинами, через которые осуществляется воздействие на низкопроницаемые тонкопереслаивающиеся коллектора.

На элементе блока самостоятельной разработки с трехрядным размещением скважин разрабатывают участок с 15 добывающими скважинами, для них, с учетом строения разреза, вовлекаемого в разработку, в зависимости от расчетного варианта, оценены работающие толщины, начальные дебиты скважин по жидкости. Динамика обводнения принята по аналогии с фактической обводненностью групп скважин, имеющих аналогичное с принятыми в расчетах типами строения разрезов.

На ранней (начальной) стадии разработки залежь разбуривают вертикальными стволами, в них выполняют комплекс геофизических исследований: метод собственной поляризации, боковое электрическое зондирование, индукционный каротаж, боковой каротаж, нейтронный каротаж, гамма-каротаж, акустический каротаж и т.д. Материалы исследований представлены в таблице 1. По материалам геофизических исследований и опробования выделяют нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты. Это необходимо для собственно построения геологической модели и подсчета запасов нефти. Определяют емкостно-фильтрационные свойства пластов (см. таблицу 1). По полученным данным строят геологическую модель залежи. Выделяют в разрезе скважин низкопроницаемые пласты с проницаемостью (К_пр=45 мД) в 3-10 раз ниже проницаемости более продуктивной части разреза (К_пр =200 мД) в объеме запасов нефти, обеспечивающем рентабельность их выработки боковым стволом. Во всех 15-ти добывающих скважинах участка вертикальный ствол скважин задавливают инертной жидкостью и буровым раствором и пакеруют над интервалом перфорации. Из вертикальных стволов наклонно-направленным способом бурят боковые стволы (15 шт.) с отходом от вертикального не менее чем на 100 м. В каждом боковом стволе вскрывают низкопроницаемые пласты (верхней пачки с К_пр=45 мД) и осваивают боковой ствол скважины с применением интенсифицирующих технологий, в частности гидроразрыва пласта, кислотных обработок. Боковой ствол глушат инертной жидкостью - нефтью и заполняют буровым раствором. Распакеровывают вертикальные стволы скважин. Заменяют буровой раствор на воду и компрессируют, вызывая приток из обоих стволов.

Используемые в расчетах геолого-промысловые характеристики и параметры приведены в табл.1.

1. Условия расчетов

2.1. Продолжительность эксплуатации:

- Вертикальных стволов - до предельной обводненности добываемой продукции, равной 98%.

- Боковых стволов - до получения минимально-рентабельного дебита нефти, равного 1 т/сут.

2.2. Начало бурения боковых стволов.

- По варианту 1, при обводненности продукции вертикальных стволов на 90 %.

- По варианту 2, одновременно с вертикальными стволами, на основе геологической модели реализованной в варианте 1.

2.3. Рабочая депрессия в добывающих скважинах ( Р) 2 МПа. Забойное давление поддерживается на уровне давления насыщения 15 МПа.

3. Методика расчета показателей работы скважин.

3.1. Начальные дебиты вертикальных стволов рассчитаны по формуле Дюпюи. Исходные данные для расчетов (К_пр , h, h_раб., К_охв, _н, Р, R_к, r_c, y_н) приведены в табл.1.

Начальный дебит жидкости скважины в первом варианте составил 17,3 т/сут. Во втором - 24,6 т/сут. Эти характеристики приняты постоянными на весь период расчета в каждом варианте.

Дебит жидкости боковых стволов в первом варианте - 5,6 т/сут. Во втором - 6,7 т/сут, т.е. на 19,6% выше, чем в первом варианте. Это сделано на том основании, что вторые стволы во втором варианте осваиваются при проведенных в них мероприятиях по интенсификации притоков, в частности с применением гидроразрыва пласта. По минимальным оценкам результативности гидроразрыва пласта эффект всегда несколько превышает принятый в расчетах уровень в 20%. Во избежание завышения результатов расчетов по рекомендуемому варианту и было принято минимальное значение эффективности гидроразрыва пласта, равное 20%.

3.2. При установлении динамики обводнения использованы фактические данные по обводнению скважин, длительно эксплуатирующихся залежей со сходным строением пластов, для первого варианта - объектов, состоящих из монолитов и пластов тонкого чередования, а также объектов, состоящих только из переслаивающихся маломощных прослоев коллекторских пород. Для второго варианта, в качестве аналогов, взята динамика обводнения монолитов и расчлененных на тонкие прослои пластов.

4. Результаты расчетов (по вышеприведенной методике).

Основные технологические показатели приведены в табл.2. Наиболее значимые результаты сводятся к следующему:

- Суммарная добыча нефти по варианту 1 составила 810 тыс.т. По варианту 2 - 988 тыс.т. Разница составила почти 180 тыс.т или ˜20%.

- Нефтеотдача по первому варианту составила 0,35, по второму - 0,42.

- Добыча нефти из боковых стволов составила по первому варианту 153 тыс.т, по второму - 336 тыс.т.

При равенстве объемов добытой нефти, из вертикальных стволов по обоим вариантам (порядка 650 тыс.т), основное преимущество второго (рекомендуемого) варианта обеспечено существенно более эффективной работой вторых стволов, введенных в эксплуатацию нетрадиционным путем на завершающей стадии разработки, а на ранней стадии освоения месторождения.

Общая продолжительность эксплуатации участка залежи по первому варианту - 35 лет, по второму почти вдвое меньше - 19 лет.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу, текущую добычу нефти и сократить сроки выработки запасов залежи.

Таблица 1 Основные геолого-промысловые характеристики эксплуатационного объекта с учетом вариантов разработки
№№ п/п	Геолого-промысловые характеристики	Варианты разработки
		1 (прототип)	2 (рекомендуемый)
1	Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т	2300,0
2	Нефтенасыщенная толщина пласта (h), м	36
	в том числе:
	- толщина монолитов;	28
	- толщина пластов тонкого чередования	8
3	Коэффициент охвата воздействием толщины пласта (Кохв ), доли единицы	0,75	0,87
4	Средняя работающая толщина (hраб.), м	27,0	24,3
5	Средняя проницаемость коллекторов перфорированного	120	200
	разреза в вертикальных стволах (Кпр), мД	(монолит + тонкое чередование)	(монолит)
6	Произведение К пр·hраб. (работающая), Д·м	0,120-27=3,240	0,200-24,3=4,86
7	Радиус контура питания (Rк), м	200
8	Радиус скважины (rc), м	0,1
9	Поверхностная плотность нефти (yн), м 3/т	840
10	Начальное пластовое давление (Р 0 пл), МПа	17
11	Давление насыщения нефти газом (Рнас), МПа	15
Примечание: Средняя работающая толщина по варианту 1 равна hраб. =36·0,75=27 м, по 2 варианту hраб. =28·0,87=24,3 м.

Таблица 2. Основные технологические показатели эксплуатации участка пласта АВ1 2 нефтяного месторождения
№№ п/п	Технологические показатели	Вариант 1 (прототип)	Вариант 2 (рекомендуемый)
1	Суммарная добыча нефти из вертикальных стволов, тыс.т	657,0	652,3
2	Продолжительность эксплуатации вертикальных стволов до обводненности продукции в 98%, годы	24	16
3	Суммарная добыча нефти из боковых стволов, тыс.т.	153,0	336,0
4	Продолжительность эксплуатации боковых стволов, годы	18	19
5	Суммарная добыча нефти из скважин, тыс.т	810,0	988,3
6	Общая продолжительность эксплуатации, годы	35	19
7	Коэффициент извлечения нефти	0,35	0,42
8	Средний дебит нефти вертикальных стволов до обводненности 98%, т/сут	6,1	9,08
9	Средний дебит нефти боковых стволов до достижения минимально-рентабельного дебита = 1 т/сут	1,8	3,94