EA025372B1 - Способ разработки залежи нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на завершающей стадии. Способ разработки залежи нефти в трещиноватых слоистых карбонатных коллекторах заключается в том, что бурят вертикальные нагнетательные и добывающие скважины, закачивают воду через вертикальные нагнетательные скважины и отбирают продукцию через вертикальные добывающие скважины. Определяют структурно-тектоническую схему залежи и распространения продуктивных пластов и гидродинамически изолирующих перемычек между ними по площади и разрезу залежи. Строят детальную постоянно действующую геолого-технологическую модель (ПДГТМ). Определяют зоны локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации. Определяют эффективные объемы закачки воды и проводимость основных тектонических нарушений на этапе адаптации ПДГТМ с использованием результатов трассирования фильтрационных потоков. Определяют зоны локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации при наличии зоны распространения гидродинамически изолирующей перемычки между обводненными и нефтенасыщенными пластами, которая равна или больше зоны дренирования вертикальной скважины. В зонах локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации определяют местоположения вертикальных скважин из малодебитного или ликвидированного фонда скважин и из них осуществляют бурение боковых горизонтальных стволов и/или горизонтальных скважин. Технический результат заключается в увеличении нефтеотдачи залежи на завершающей стадии разработки.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на завершающей стадии.

Известен способ разработки нефтяных месторождений на поздней стадии разработки, представленных неоднородными коллекторами [1], согласно которому бурят проектное число нагнетательных и добывающих скважин. Заводняют пласт и извлекают нефть на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта. Осуществляют доразработку месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов путем бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин. Боковые стволы бурят в направлении той из соседних окружающих скважин, которая имеет также технологические показатели эксплуатации, при которых ее водонефтяной фактор к моменту одинакового обводнения окружающих скважин был бы максимальным.

Недостатком данного технического решения является то, что способ не позволяет при бурении боковых и горизонтальных стволов точно определить в трехмерном пространстве направление их проводки, длины ствола, а также его траектории, а также не применим для доразработки слоистых залежей.

Известен также способ разработки нефтяной залежи [2], представленной карбонатными трещиноватыми коллекторами, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, проведение исследований по определению преобладающего направления трещиноватости залежи, зон с минимальной и средней плотностью трещиноватости.

Известный способ позволяет размещать добывающие и нагнетательные скважины с учетом зон плотности трещиноватости для увеличения эффективности разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах, однако способ не предусматривает возможности учета наличия множества продуктивных пластов в разрезе залежи с разными фильтрационно-емкостными свойствами, что может привести к преждевременному прорыву рабочего агента по высокопроницаемым пластам от нагнетательных скважин к добывающим и, как следствие, к уменьшению нефтеотдачи залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи в слоистых карбонатных коллекторах [3], включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину. При этом выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками. Уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый. Затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов.

Известный способ позволяет быстрее окупить затраты на освоение залежи, однако нефтеотдача залежи может остаться на невысоком уровне, поскольку одновременная эксплуатация нескольких пластов при наличии закачки может привести к преждевременному прорыву рабочего агента по одному из пластов.

Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи на завершающей стадии разработки за счет снижения обводненности продукции скважин, увеличения коэффициента охвата выработкой запасов нефти, увеличения дебитов скважин, уменьшение себестоимости добываемой нефти.

Поставленная задача решается за счет того, что согласно способу разработки залежи нефти в трещиноватых слоистых карбонатных коллекторах бурят вертикальные нагнетательные и добывающие скважины, закачивают воду через вертикальные нагнетательные скважины и отбирают продукцию через вертикальные добывающие скважины, определяют структурно-тектоническую схему залежи и распространения продуктивных пластов и гидродинамически изолирующих перемычек между ними по площади и разрезу залежи, строят детальную постоянно действующую геолого-технологическую модель (ПДГТМ), определяют зоны локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации, определяют эффективные объемы закачки воды и проводимость основных тектонических нарушений на этапе адаптации ПДГТМ с использованием результатов трассирования фильтрационных потоков, определяют зоны локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации при наличии зоны распространения гидродинамически изолирующей перемычки между обводненными и нефтенасыщенными пластами, которая равна или больше зоны дренирования вертикальной скважины, в зонах локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации определяют местоположения вертикальных скважин из малодебитного или ликвидированного фонда скважин, и из них осуществляют бурение боковых горизонтальных стволов (БГС) и/или горизонтальных скважин (ГС).

При этом зону дренирования определяют по формуле

- 1 025372 где δ; - площадь зоны дренирования вертикальной скважины для бурения БГС или ГС, м²;

Ιίί - расстояние между вертикальной скважиной для бурения БГС или ГС и окружающими добывающими скважинами, м;

η - количество скважин, окружающих вертикальную скважину для бурения БГС или ГС.

Помимо этого, проводку бокового горизонтального ствола и/или горизонтальной скважины могут ориентировать параллельно фронту нагнетания воды и перпендикулярно направлению трещинообразования коллектора.

Кроме этого, после отбора основного объема остаточных запасов и истощения пластовой энергии могут осуществлять переход работы залежи на режим растворенного газа.

В предложенном способе обосновано применение комплексной технологии разработки нефтяных залежей в слоистых карбонатных коллекторах на завершающей стадии разработки. Проведение и анализ результатов комплекса геологических, сейсмических, геофизических, гидродинамических исследований залежи нефти, определение структурно-тектонической схемы залежи и детальной корреляции распространения продуктивных пластов и гидродинамически изолирующих перемычек между ними по площади и разрезу залежи является основой для построения детальной постоянно действующей геологотехнологической модели (ПДГТМ).

В процессе разработки залежи нефти в трещиноватых слоистых карбонатных коллекторах с поддержанием пластового давления путем закачки воды происходит неравномерное продвижение фронта вытеснения по пластам с разными фильтрационно-емкостными характеристиками, что приводит к образованию зон с остаточными запасами и преждевременному обводнению добывающих скважин. В результате чего на завершающей стадии разработки необходимо осуществлять оптимизацию объемов закачки воды за счет предотвращения потерь рабочего агента в законтурную водоносную область и заколонных перетоков, а также применение потокоотклоняющих технологий для выравнивая фронта вытеснения, который определяется по результатам трассирования фильтрационных потоков и увязки их с результатами адаптации ПДГТМ.

Выявление обводненных интервалов и зон локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации позволяет определять невыработанные участки нефтяной залежи и ячейки ПДГТМ, которые характеризуются оптимальным сочетанием значений основных геолого-физических параметров пласта. Карты распределение потенциала интенсивности фильтрации строятся на основе адаптированной ПДГТМ и позволяют локализовать зоны пласта (модели) с максимальными (эффективными) значениями параметров пласта, влияющих на интенсивность фильтрации флюидов и, соответственно, на дебиты скважин, размещенных в этих зонах. Каждая ячейка трехмерной модели залежи характеризуется соответствующими значениями геолого-физических показателей (проницаемость, нефтенасыщенность, водонасыщенность, пластовое давление и т.д.), то есть каждая ячейка представляет собой точку в η-мерном пространстве, где η - количество геолого-физических показателей. Если все координаты (значения геолого-физических показателей) нормировать к интервалу от 0 до 1, что соответствует распределению показателей от худшего значения к лучшему, то точка с координатами [1,1,1, ..., 1] всегда будет отвечать гипотетической ячейке, которая имеет наилучшую из возможных комбинаций значений по всем параметрам. Расстояние 6^ от этой точки до других точек, характеризующих положение ячеек трехмерной модели залежи, соответствует удалению ячеек от наилучшего значения. Построение трехмерной карты распределения значений 6,, позволяет получить локализацию оптимальных зон залежи среди ячеек модели, которые характеризуются наименьшими значениями расстояния 6^ и удалением от интервала максимального притока в действующих скважинах, текущих положений водонефтяного контакта (ВНК), газоводяного контакта (ГВК), газонефтяного контакта (ГНК), подошвы и кровли залежи, тектонических разломов, непроницаемых пластов - полученные значения соответствуют потенциалу интенсивности фильтрации в пласте каждой ячейки модели - [4].

Эффективным способ доразработки нефтяных залежей является уплотняющее бурение боковых горизонтальных стволов из малодебитных или ликвидированных вертикальных скважин, а также горизонтальных скважин. Для предотвращения преждевременного прорыва рабочего агента по высокопроницаемым пластам от нагнетательных скважин к БГС и/или ГС в качестве объектов для уплотняющего бурения выбирают вертикальные скважины в зонах локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации при наличии зоны распространения гидродинамически изолирующей перемычки между обводненными и нефтенасыщеными пластами, которая равна или больше чем зона дренирования вертикальной скважины, которая определяется по формуле (1). Проводку ствола БГС и/или ГС необходимо ориентировать параллельно фронту нагнетания воды и перпендикулярно направлению трещинообразования коллектора, что обеспечит равномерность фронта вытеснения и увеличения коэффициента охвата. После отбора основного объема остаточных запасов и истощения пластовой энергии осуществляют переход работы залежи на режим растворенного газа для доизвлечения остаточной нефти. При падении пластового давления ниже давления насыщения из нефти выделяются пузырьки газа, которые, расширяясь, вытесняют остаточную нефть из породы матрицы к добывающим скважинам и таким образом способствуют увеличению подвижности нефти и повышению конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Способ разработки залежи нефти в слоистом коллекторе поясняется чертежом, на котором в плане

- 2 025372 изображен участок разработки залежи нефти.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Пластовую залежь в слоистых карбонатных коллекторах разбуривают вертикальными добывающими 1 и нагнетательными 2 скважинами. Закачивают воду через вертикальные нагнетательные скважины 2 и отбирают продукцию через вертикальные добывающие скважины 1. Определяют структурнотектоническую схему залежи и распространение продуктивных пластов и зоны 3 распространения гидродинамически изолирующих перемычек между ними по площади и разрезу залежи. Строят детальную постоянно действующую геолого-технологическую модель (ПДГТМ). Затем по результатам адаптации ПДГТМ определяют зоны 4 локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации. Определяют эффективные объемы закачки вытесняющей жидкости и проводимости основных тектонических нарушений на этапе адаптации ПДГТМ с использованием результатов трассирования фильтрационных потоков. Определяют зоны 4 локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации при наличии зоны 3 распространения гидродинамически изолирующей перемычки между обводненными и нефтенасыщеными пластами, которая равна или больше зоны дренирования 5 вертикальной скважины. Определение зон 4 локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации позволяет определять невыработанные участки нефтяной залежи и соответствующие ячейки ПДГТМ, которые характеризуются оптимальным сочетанием значений основных геолого-физических параметров пласта. В зонах 4 локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации при наличии зоны 3 распространения гидродинамически изолирующей перемычки между обводненными и нефтенасыщеными пластами определяют местоположения скважин из малодебитного или ликвидированного фонда скважин, и из них бурят БГС и/или ГС 6. Зона дренирования определяется по формуле (1). Кроме этого, проводку ствола БГС и/или ГС 6 ориентируют параллельно фронту 7 нагнетания воды и перпендикулярно направлению трещинообразования 8 коллектора. После отбора основного объема остаточных запасов и истощения пластовой энергии могут осуществлять переход работы залежи на режим растворенного газа.

Пример конкретного применения.

Межсолевая залежь Южно-Осташковичского нефтяного месторождения разрабатывают со следующими характеристиками: площадь 5337 тыс. км², средняя эффективная толщина 83 м, начальное пластовое давление 54,7 МПа, проницаемость 55 мД, пористость 7,5%, вязкость нефти 1,36 мПа-с, плотность нефти 0,845 г/см³, газовый фактор 150 м³/т, давление насыщения 12,7 МПа. Применение способа на завершающей стадии разработки после достижения коэффициента извлечения нефти в 44% позволяет за счет бурения трех БГС в зонах локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации и ограничения объемов закачки на уровне 160 тыс. м³ (уменьшение на 45%) достичь увеличения нефтеизвлечения на 380 тыс. т (увеличение на 3%) по сравнению с базовым вариантом разработки залежи. Ограничение объемов закачки воды принесет экономический эффект, эквивалентный добыче около 900 т нефти или приросту годовой добычи в 2% при отсутствии капитальных вложений и уменьшение эксплуатационных затрат.

Применение заявляемого способа позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить себестоимость добываемой нефти.

Источники информации

1. КИ 2172395, МПК Е21В 43/20, 2001.08.20.

2. КИ 2424425, МПК Е21В 43/20, 2011.07.20.

3. КИ 2387815, МПК Е21В 43/20, 2010.04.27, прототип.

4. Гришаненко В.П., Гунда М.В., Смих П.М. Совершенствование систем разработки месторождений нефти и газа за счет оптимизации размещения эксплуатационных скважин/№шка. 1ес1иика ί 1сс1то1оща \у го/\уоц1 ро5/икцуап ί уубоЪуша \усд1о\уобого\у ν уатиикасй 1або\\усН ί шогекюй - Кгако\у. Ргасе пг.150 1и51у1н1 Ыайу I Саги. 2008, 8. 779-782.

Claims (4)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ разработки залежи нефти в трещиноватых слоистых карбонатных коллекторах, заключающийся в том, что бурят вертикальные нагнетательные и добывающие скважины, закачивают воду через вертикальные нагнетательные скважины и отбирают продукцию через вертикальные добывающие скважины, определяют структурно-тектоническую схему залежи и распространения продуктивных пластов и гидродинамически изолирующих перемычек между ними по площади и разрезу залежи, строят детальную постоянно действующую геолого-технологическую модель (ПДГТМ), определяют зоны локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации, определяют эффективные объемы закачки воды и проводимость основных тектонических нарушений на этапе адаптации ПДГТМ с использованием результатов трассирования фильтрационных потоков, определяют зоны локализации максимума потенциала интенсивности фильтрации при наличии зоны распространения гидродинамически изолирующей перемычки между обводненными и нефтенасыщенными пластами, в которых из малодебитного или ликвидированного фонда скважин выбирают вертикальные скважины, зона дренирования каждой из которых равна или меньше зоны распространения гидродинамически изолирующей перемычки между обвод- 3 025372 ненными и нефтенасыщенными пластами, и из этих скважин осуществляют бурение боковых горизонтальных стволов (БГС) и/или горизонтальных скважин (ГС).
2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что зону дренирования вертикальной скважины определяют по формуле ^о) где δ; - площадь зоны дренирования вертикальной скважины для бурения БГС или ГС, м²;

   Ιϋ - расстояние между вертикальной скважиной для бурения БГС или ГС и окружающими добывающими скважинами, м;

   п - количество скважин, окружающих вертикальную скважину для бурения БГС или ГС.
3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что проводку бокового горизонтального ствола и/или горизонтальной скважины ориентируют параллельно фронту нагнетания воды и перпендикулярно направлению трещинообразования коллектора.
4. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что после отбора основного объема остаточных запасов нефти и истощения пластовой энергии осуществляют переход работы залежи на режим растворенного газа.