способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины

Формула изобретения

Способ разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины, включающий проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт, спуск колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатацию скважины как добывающей или нагнетательной, отличающийся тем, что после выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту, колонну насосно-компрессорных труб выводят в продуктивный пласт, при эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной частей, при эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому строят карты начальных извлекаемых запасов, активных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и текущих нефтенасыщенных толщин, оконтуривают на последней карте участки размещения уплотняющего фонда скважин, ограничиваемые величиной текущей нефтенасыщенной толщины, не меньшей величины предельной рентабельной толщины разбуривания, а дополнительные скважины бурят в точках оконтуренных участков, где величина недренируемых запасов обеспечивает рентабельную эксплуатацию скважин (Патент РФ №2087687, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1997.08.20). Способ позволяет повысить вытеснение нефти за счет охвата выработкой недренируемых запасов в пределах участков с рентабельной толщиной.

Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения в результате того, что уплотняющий фонд скважин бурят в оконтуренных участках с нефтенасыщенной толщиной пласта, не меньшей величины предельной рентабельной, подвергая консервации запасы в нефтяной зоне участков, пластов с толщиной менее рентабельной, тем самым снижая нефтеизвлечение.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождений вязких и битумных нефтей, в частности в пластах с малыми толщинами. Способ включает эксплуатацию месторождений с помощью горизонтальных скважин. Для предотвращения преждевременного прорыва вытесняющего агента и повышения нефтеотдачи пласта в добывающей скважине, проходящей в подошвенной части залежи, увеличивают глубину выхода ствола добывающей скважины из-под продуктивного пласта. Для создания своеобразного нефтяного затвора и для контроля за давлением в газовой подушке наружную обсадную колонну перфорируют в вертикальной части в районе кровли пласта. Причем глубина жидкостного затвора зависит от свойств нефти ожидаемого дебита и пластового давления. Насосно-компрессорные трубы с насосом спускаются до нижней точки обсадной колонны. Нагнетательные скважины располагают параллельно добывающим, проводя горизонтальную часть в кровельной зоне пласта (Патент РФ №2082875, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 1997.06.27 - прототип).

Известный способ позволяет отбирать основные запасы нефти из пластов с неоднородным коллектором и малыми толщинами, однако нефтеотдача остается на невысоком уровне вследствие неполного охвата пласта воздействием.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины, включающем проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт, спуск колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатацию скважины как добывающей или нагнетательной, согласно изобретению после выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту, колонну насосно-компрессорных труб выводят в продуктивный пласт, при эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной части, при эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта.

Признаками изобретения являются:

1) проводка, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт;

2) выход горизонтального участка в пласт;

3) спуск колонны насосно-компрессорных труб;

4) эксплуатация скважины как добывающей или нагнетательной;

5) после выхода в пласт проводка горизонтального участка скважины волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту;

6) вывод колонны насосно-компрессорных труб в продуктивный пласт;

7) при эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной части;

8) при эксплуатации скважины как нагнетательной закачка рабочего агента по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи на практике пласты с толщиной менее 2 м относят к нерентабельным и, как правило, не вырабатывают. Тем не менее, запасы нефти в таких пластах малой толщины достаточно велики и эффективная разработка таких пластов представляет собой актуальную задачу. Существующие способы разработки пластов малой толщины на практике почти не применяются, поскольку такие пласты помимо малой толщины обладают еще и большой неоднородностью как по площади, так и по высоте пласта, а достигаемая при разработке нефтеотдача остается на невысоком уровне. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи пластов малой толщины. Задача решается следующим образом.

При разработке залежи нефти в неоднородном коллекторе малой толщины осуществляют проводку, по крайней мере, одной скважины под продуктивный пласт и выход горизонтального участка в пласт. После выхода в пласт горизонтальный участок скважины проводят волнообразно от подошвы через середину к кровле пласта и обратно от кровли через середину к подошве пласта с повторением волн по пласту. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб и выводят ее в продуктивный пласт. В продуктивном пласте подобным образом проводят добывающие и нагнетательные скважины. При эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из кровельной части. При эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта.

При такой организации скважин удается решить задачу отбора нефти из пласта, имеющего неоднородность, как по площади, так и по толщине пласта. По площади пласта горизонтальный участок скважины проводят в любую зону с любой неоднородностью, обеспечивая охват пласта воздействием по площади. По толщине пласта горизонтальный участок скважины проводят по всему профилю пласта: по подошвенной, срединной и кровельной части, обеспечивая максимально возможно охват пласта воздействием по толщине.

Проницаемость по толщине может меняться на порядок за счет глинистости прикровельной и приподошвенной части пласта. Поэтому волнообразное размещение скважины в пласте и создание посредством такой скважины сообщения пропластков с разной проницаемостью способствует повышению гидродинамической связи между пропластками по толщине и наилучшей выработке запасов из всех пропластков.

Как правило, пласты малой толщины располагаются между достаточно толстыми и пригодными к обычной разработке пластами. В этом случае на заключительной стадии разработки пласта малой толщины возможна перфорация существующих на залежи скважин в интервале пласта малой толщины и воздействие на пласт через существующий фонд скважин.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Многопластовую залежь, представленную неоднородным коллектором, разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют обустройство. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в продуктивные рентабельные пласты и отбирают пластовую жидкость через добывающие скважины. В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления. Используя полученную информацию по вновь пробуренным скважинам или по пробуренному фонду на объекты эксплуатации, уточняют геологическое строение залежи, распространение коллектора по площади и разрезу залежи, изменение его фильтрационно-емкостных свойств. Строят карты эффективно-нефтенасыщенных толщин, определяют запасы нефти, дополнительно проводят моделирование процесса разработки залежи. С учетом текущих условий разработки оконтуривают в нефтяной зоне участки недренируемых запасов нефти в пластах с нефтенасыщенной толщиной менее рентабельной, равной 2 м (пласты малой толщины). В пласты малой толщины бурят горизонтальные и/или субгоризонтальные, возможно, разветвленные скважины так, чтобы их забои заменяли два или более проектных забоев, и максимально были приближены к утвержденной плотности сетки. При бурении скважины пласт малой толщины проходят с наклоном, определяют гипсометрию кровли и подошвы, углубляются ниже пласта с интенсивным набором угла и снова входят в пласт с его подошвы. Спускают колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают ее башмак в подошвенной части пласта и продолжают бурение меньшим размером долота по тому же азимуту, что и у смещения на точку входа в пласт или с отходом от него в разные стороны, пересекая пласт по высоте несколько раз, но не выходя из него. При этом фильтрационная поверхность скважины в пласте малой толщины увеличивается кратно, позволяя ввести в разработку недренируемые запасы, увеличить коэффициент охвата их выработкой и повысить нефтеизвлечение. В зависимости от сцементированности или крепости породы, слагающей пласт, в ствол спускают извлекаемый хвостовик с фильтром или оставляют его открытым, обеспечивая воздействие по всему профилю пласта. В случае падения пластового давления более 0,2-0,3 МПа в год осваивают под закачку нагнетательные скважины из ранее пробуренного фонда. В случае обводнения скважины до 98% переводят ее под нагнетание.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1180 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 11,6 МПа, пористость 16-26%, проницаемость 0,140 мкм², нефтенасыщенность 84%, вязкость нефти 32 мПа·с, плотность нефти 918 кг/м³, плотность пластовой воды 1156 кг/м³. Залежь разрабатывают в течение 9 лет.

Анализируют участок залежи в отложениях тульского горизонта. Участок разбуривают редкой сеткой скважин, осуществляют их обустройство. Уточняют строение залежи. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу пластовой жидкости через добывающие скважины. Осуществляют замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления. Строят карты эффективно-нефтенасыщенных толщин, разделяют нефтяные и водонефтяные зоны, выделяют пласт с нерентабельной толщиной до двух метров.

Выделенный пласт имеет следующие характеристики: глубина 1187 м, толщина 1,5 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 11,8 МПа, нефтенасыщенность 78-84%, вязкость нефти 3,2 мПа·с, плотность нефти 918 кг/м³, плотность пластовой воды 1160 кг/м ³, по подошве: пористость 18%, проницаемость 0,092 мкм ², по кровле: пористость 19%, проницаемость 0,108 мкм ², по срединной части: пористость 26%, проницаемость 0,283 мкм².

Бурят одну горизонтальную добывающую скважину в выделенный пласт. Размещают ствол горизонтальной добывающей скважины в выделенной зоне так, чтобы он соединил две проектные скважино-точки по утвержденной плотности сетки скважин. Подсчитывают запасы нефти в пределах зоны дренирования горизонтальной скважины - 96,52 тыс.т. геологических и 33,8 тыс.т. извлекаемых запасов. Бурят горизонтальную скважину долотом диаметром 215 мм, проходят продуктивный пласт толщиной 1,7 м под углом 70°, уточняют гипсометрические отметки кровли и подошвы пласта. Продолжают бурение с интенсивным набором угла и входят в пласт с подошвы, еще раз определив ее гипсометрическую отметку. Спускают колонну труб диаметром 168 мм, установив ее башмак в подошвенной части продуктивного пласта, продолжают бурение меньшим долотом диаметром 144 мм, волнообразно пересекая пласт, но не выходя из него. Расстояние бурения - 300 м, соответствующее плотности сетки скважин. Обустраивают горизонтальную скважину, оставив ствол открытым, так как песчаник хорошо сцементирован, и пускают скважину в эксплуатацию. Дебит скважины в 4 раза выше, чем у окружающих скважин, вскрывших коллектор такой же толщины, и составляет 8,5 т/сут. По расчету за 10 лет эксплуатации скважины всего будет добыто 30 тыс.т нефти и 10 тыс.т воды. Обводнение продукции происходит от нагнетательной скважины, расположенной в зоне с толщиной более двух метров. При известном способе добыча с этого участка не производилась бы вообще, и участок характеризовался бы как застойная зона. Текущее нефтеизвлечение за 10 лет эксплуатации по рассматриваемому участку по предлагаемому способу составляет 23,3%. При себестоимости добычи нефти 2,5 тыс.руб. за тонну и цене нефти 5,0 тыс. рублей за тонну экономия, при реализации на внутреннем рынке, составит:

Э= Qн·(Ц-С)=30,0·2,5=75,0 млн. руб.,

где Qн - дополнительная добыча нефти, тыс.т,

Ц - цена нефти, тыс.руб./т,

С - себестоимость добычи одной тонны нефти тыс.руб./т, т.е. по предлагаемому способу в среднем в год будет добываться 3,0 тыс.т дополнительной нефти и экономия за 1 год составит 7,5 млн. руб.

К концу 23 года эксплуатации продукция скважины обводнилась до 98%, пластовое давление в залежи, несмотря на ввод в действие двух нагнетательных скважин, продолжало падать и горизонтальную скважину освоили под нагнетание.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу в неоднородном коллекторе малой толщины.