Способ разработки нефтяных залежей

Способ разработки нефтяных залежей

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Способ предусматривает использование площадной или блоковой системы разработки, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор флюида через добывающие скважины и проведение гидравлического разрыва пласта после начала разбуривания залежи. Для гидроразрыва используются скважины данного продуктивного пласта или скважины вышележащих (после их углубления) и нижележащих горизонтов, находящихся вдоль линии расположения добывающих скважин продуктивного пласта. Образуемые трещины направляют от этих скважин к добывающим скважинам продуктивного пласта. В этом случае, когда для гидроразрыва используют скважины вышележащих или нижележащих горизонтов трещины, соединяют эти скважины с добывающими скважинами продуктивного пласта. 4 ил. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей.

Особенно эффективно его использование на залежах с низкой проницаемостью коллектора. Изобретение можно использовать на залежах как с низкой, так и с высокой вязкостью нефти, с карбонатными и терригенными коллекторами, на новых вводимых в разработку и на находящихся в ранней стадии эксплуатации разрабатываемых месторождениях.

При традиционной технологии разработки нефтяных залежей в добывающих и нагнетательных скважинах проводят гидроразрывы пласта, в результате которых образуются произвольно (хаотически) расположенные трещины, иногда значительной протяженности [1] При этом дебиты скважин возрастают, но создаются неблагоприятные условия для процесса вытеснения нефти водой, что приводит к преждевременному прорыву закачиваемой воды по образовавшимся трещинам и в результате к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Этот недостаток можно устранить, если при гидроразрыве образовывать трещины заданной направленности.

Известен способ разработки нефтяных залежей [2] в котором с целью ограничения водопритока по трещинам гидроразрыва с помощью гидроразрыва пласта трещиной соединяют две соседние добывающие скважины, используя в качестве жидкости разрыва состав для ограничения водопритока.

Т. е. создаются направленные трещины с целью образования экрана, предотвращающего поступление воды.

Однако направленные трещины можно использовать и как элемент системы разработки.

Целью изобретения является создание способа разработки нефтяных залежей с использованием направленных гидроразрывов, пригодного для залежей, на которых уже начато эксплуатационное бурение или уже пробурены добывающие и нагнетательные скважины, для залежей с любой системой заводнения как блоковой, так и всеми видами площадной системы заводнения.

Цель достигается способом разработки нефтяных месторождений, который предусматривает нагнетание вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, отбор флюида из добывающих скважин и интенсификацию процесса разработки залежи проведением гидроразрыва пласта, причем гидроразрыв пласта производится в скважинах данного продуктивного пласта или в cкважинах вышележащих и нижележащих горизонтов, находящихcя вдоль линий раcположения добывающих cкважин продуктивного плаcта (эта линия не должна пересекать внутреннюю часть ячейки сетки скважин).

Образуемые при гидроразрыве трещины направляют от скважин, в которых проводится гидроразрыв пласта к добывающим скважинам продуктивного пласта. При использовании для гидроразрыва скважин вышележащих и нижележащих горизонтов образуемые трещины соединяют эти скважины с добывающими скважинами продуктивного пласта.

Когда гидроразрыв проводят в добывающей скважине данного продуктивного пласта, длина трещины может быть меньше расстояния между добывающими скважинами, т.е. эти скважины необязательно соединять трещиной.

За счет того, что к добывающим скважинам присоединяют трещины (зону повышенной проницаемости), интенсифицируют отбор флюида из залежи, а направленность трещин вдоль линии расположения добывающих скважин обеспечивает более благоприятную картину фильтрационных потоков жидкости, способствуя повышению коэффициента нефтеизвлечения.

На фиг.1-4 показаны схемы осуществления предлагаемого способа.

П р и м е р 1. Применение метода на многопластовом месторождении.

Залежь нефти карбонатного пласта В1 турнейского яруса Красногородецкого месторождения Самарской области, характеризующуюся низкой проницаемостью коллектора (0,004 мкм²) и высокой вязкостью нефти (35,8 МПас в пластовых условиях) запроектировано разрабатывать при семиточечной площадной системе заводнения.

В настоящее время проводится бурение скважин на пласт В1 и на вышележащий пласт Б2. Все скважины пласта Б2 бурятся со вскрытием пласта В1.

Для образования трещин каждой добывающей скважине пласта В1 выбирают из скважин вышележащего горизонта, находящихся вдоль линии расположения добывающих скважин пласта В1, ту скважину, которая ближе к этой линии.

Так вблизи линии расположения добывающих скважин 155 и 153 выбирают скважину пласта Б2 110.

Таким же образом для добывающих скважин пласта В1 155, 156, 150, 151, 152 и 153 выбирают скважины вышележащего пласта Б2 соответственно 110, 116, 115, 106, 102 и 103.

В намеченных скважинах осуществляют гидроразрыв пласта, (например, скважина 110), а в соответствующих им добывающих скважинах пласта В1 форсируют отбор флюида (соответственно в скважине 155).

С помощью гидроразрыва пласта в скважинах 110, 116, 115, 106, 102 и 103 намечено образовать трещины, которые соединяют эти скважины, с добывающими скважинами соответственно 155, 156, 150, 151, 152 и 153, т.е. соединяют скважины 110 и 155, 116 и 156, 115 и 150, 106 и 151, 102 и 152, 103 и 153 (фиг.1).

Расстояния между скважинами, которые необходимо соединить трещинами, составляет 50-100 м.

После проведения гидроразрыва в указанных выше скважинах в них выше кровли пласта В1 устанавливают искусственный забой и эти скважины используют по назначению по пласту Б2.

Для проведения гидроразрыва используют также скважины нижележащих горизонтов. Это скважины, которые намечено перевести с нижних пластов в связи с их обводнением или по техническим причинам. В этом случае после проведения гидроразрыва скважины переводят на вышележащие горизонты или используют в качестве добывающих на данный горизонт.

При выборе скважин других горизонтов для проведения гидроразрыва учитывают следующие факторы: близость местоположения скважин к линии расположения добывающих скважин; расстояние, на которое намечается провести трещину (исходя из технических возможностей или технологической необходимости); для новых скважин вышележащих горизонтов расстояние между этими горизонтами и продуктивным пластом (т.е. на какое расстояние необходимо углублять скважины); для старых скважин их техническое состояние (возможность проведения в них гидроразрыва).

Кроме того учитывают возможность дальнейшего использования скважин верхних горизонтов по прямому назначению (в качестве добывающих, нагнетательных, контрольных и др.) после проведения гидроразрыва и установки искусственного забоя выше кровли рассматриваемого продуктивного пласта.

При проведении гидроразрывов нельзя допускать направленности образуемых трещин от добывающих скважин в сторону нагнетательной скважины или соединения добывающей и нагнетательной скважины трещиной, так как в этом случае резко ухудшится эффективность процесса вытеснения нефти водой, что приводит к уменьшению нефтеотдачи пласта.

П р и м е р 2. Применение способа на залежи высоковязкой нефти, разрабатываемой при площадной семиточечной системе заводнения.

Залежь пласта А4 башкирского яруса Боровского месторождения Самарской области характеризуется высокой вязкостью нефти (70 МПас) и низкой продуктивностью скважин.

В настоящее время залежь разрабатывается на естественном режиме истощения. Намечено продолжить разбуривание залежи и разрабатывать ее при семиточечной площадной системе заводнения. Анализом разработки (1993 г.) предусмотрено применение технологии разработки с использованием гидравлического разрыва пласта с направлением образующихся трещин вдоль линии расположения добывающих скважин. Длина трещин меньше расстояния между добывающими скважинами.

Последовательность проведения операций при использовании способа для площадной семиточечной системы разработки приводится в табл.1 (фиг.2).

П р и м е р 3. Применение метода на залежи с низковязкой нефтью, на которой намечена блоковая система разработки.

Залежь пласта БС18 Когалымского месторождения Тюменской области характеризуется низкой проницаемостью коллектора и низкой вязкостью нефти (проницаемость 0,008 мкм², вязкость нефти 0,92 МПас).

В технологической схеме намечалось разрабатывать залежь трехрядной блоковой системой заводнения.

В связи с низкой продуктивностью скважин в анализе разработки (1993 г.) намечено перейти к более интенсивной однорядной блоковой системе заводнения и предусмотрено применение технологии разработки залежи с использованием направленного гидроразрыва пласта.

Проведение гидроразрыва намечено проводить в добывающих скважинах с направлением трещин вдоль линии расположения добывающих скважин.

Последовательность проведения операций при внедрении способа для однорядной блоковой системы разработки приводится в табл.2 (фиг.3).

В результате создают трещины от скважины 1300 в направлении к скважине 1301 и от скважины 1303 к скважине 1302 (фиг.3).

Выше была описана последовательность проведения операций при внедрении метода на залежи, еще не вступившей в разработку.

На залежи, вступившей в разработку, последовательность проведения операций такая же, как указано выше: в скважине, к которой должна направляться трещина, форcируют отбор флюида и увеличивают закачку вытесняемого агента в нагнетательной скважине, после чего проводят гидроразрыв пласта в соответствующей скважине (добывающей скважине данного продуктивного пласта или скважине с вышележащего или нижележащего горизонта).

Оценку влияния направленных трещин на величину отбора жидкости и коэффициент нефтеизвлечения проводят с помощью математического моделирования процесса разработки нефтяной залежи, при этом используют трехмерную математическую модель.

Для определения эффективности предлагаемого способа рассмотрено два варианта разработки участка залежи (участок расположен в водонефтяной зоне залежи): 1 вариант разработка при традиционной технологии; 2 вариант разработка при проведении направленного глубокопроникающего гидроразрыва пласта.

При моделировании гидроразрыва принималось, что в скважинах, расположенных в водонефтяной зоне, вскрывают верхнюю (нефтенасыщенную) часть пласта и вертикальные трещины образуют только в нефте- насыщенных пропластках, которые имеют достаточно плохую связь с нижележащими водонасыщенными слоями (т. е. высокое значение коэффициента анизотропии пласта по вертикали).

На фиг. 4 представлены результаты моделирования в виде характеристики вытеснения нефти водой, т.е. как функции нефтеотдачи (КИН) и доли нефти в добываемой продукции (f_н) от относительного отбора жидкости () для элемента однорядной системы заводнения (кривая 1 показатели разработки при традиционной технологии, 2 при технологии с проведением направленного глубокопроникающего гидроразрыва пласта).

Как показали расчеты, начальные дебиты скважин при технологии разработки залежи с гидроразрывом в 2 раза выше, при этом существенно улучшается характеристика вытеснения нефти водой (фиг.4), т.е. при разработке до достижения одного и того же содержания нефти в добываемой продукции (до одинаковой обводненности) в варианте с проведением гидроразрывов достигается более высокая нефтеотдача пласта.

Реализация технологии с применением гидроразрыва пласта позволяет увеличить темп разработки залежи в 2 раза и повысить коэффициент нефтеизвлечения.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, включающий нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор флюида через добывающие скважины и проведение гидроразрыва пласта, отличающийся тем, что гидроразрыв проводят в скважинах продуктивного пласта или выше- и нижележащих горизонтов, находящихся вдоль линии расположения добывающих скважин продуктивного пласта, причем трещины направляют от этих скважин к добывающим скважинам.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6