Способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти

Способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти

Реферат

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти. Обеспечивает сокращение объемов попутной воды, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет усиления воздействия на слабодренируемые и трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах. Сущность изобретения: способ включает бурение вертикальных скважин по разреженной сетке для доизучения неоднородности коллекторских свойств пласта, добычу нефти из пробуренных скважин в условиях упругого режима фильтрации. Согласно изобретению по данным геолого-промыслового анализа и результатам эксплуатации скважин выявляют низкопроницаемые зоны с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Формируют систему заводнения за счет закачки воды в низкопроницаемые зоны и вытеснения оттуда нефти в высокопроницаемые зоны. Для этого большинство стволов нагнетательных скважин для закачки воды располагают в низкопроницаемых зонах путем бурения горизонтальных нагнетательных скважин при зарезке боковых горизонтальных стволов преимущественно из малодебитных вертикальных добывающих скважин. Соотношение количества добывающих скважин и количества нагнетательных скважин принимают меньше единицы. Закачкой воды компенсируют объемы добываемых нефти, газа и воды. Поддерживают пластовое давление на заданном уровне. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Здесь и далее под неоднородными коллекторами понимаются такие, когда, например, в отложениях русла палеореки проницаемость равняется К₁, в береговых отложениях - К₂ и K₁>>K₂. Это так называемая зональная неоднородность. Встречаются также значительные различия проницаемости в разрезе продуктивного пласта, когда один пропласток, прослой или одна пачка имеют среднюю проницаемость K₁, а другой - К₂ и K₁>>K₂. Это так называемая слоистая неоднородность. Ради краткости, все виды неоднородности далее будут характеризоваться словами: низко- высокопроницаемая зона пласта, их может быть и много.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин сначала по разреженной сетке с последующим уплотнением сетки скважин в слабодренируемых участках пласта, добычу нефти за счет вытеснения ее закачиваемой водой при законтурной (внутриконтурной, рядной, площадной) системе заводнения (см. Закиров С.Н. Анализ проблемы. Плотность сетки скважин - нефтеотдача. - М.: Грааль, 2002, с. 109-113). Недостатками известного технического решения являются: достаточно формальный учет неоднородности пласта по коллекторским свойствам; ускоренная динамика обводнения добываемой продукции; значительные объемы попутно добываемой воды; пониженное значение конечного коэффициента извлечения нефти (КИН); значительные капитальные и эксплуатационные затраты на разработку месторождения.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ избирательного заводнения нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин по геометрически правильной сетке их размещения, например, на основе рядных или площадных систем расположения скважин на продуктивной площади, выявление зон пониженного пластового давления и бурение там нагнетательной (нагнетательных) скважины с целью поддержания пластового давления (см. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение. - М.: Недра, 1979). Недостатки, присущие рассматриваемому способу, практически полностью повторяют приведенные выше недостатки, ибо при избирательном, казалось бы целенаправленном заводнении не уделяется внимание слоистой и/или зональной неоднородности коллекторских свойств, что проявляется в стремлении лишь поддержания пластового давления в некотором участке месторождения.

При указанных и других традиционных системах заводнения пласта, как правило, происходит выработка запасов нефти в высокопроницаемой зоне пласта, так как нагнетательная скважина обычно размещается в довольно продуктивных зонах пласта и закачиваемая в систему вертикальных нагнетательных скважин вода, выбирая пути наименьшего сопротивления, вытесняет нефть именно из высокопроницаемых коллекторов. По этой причине в стране формируются в возрастающих объемах трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых зонах пласта. Применение вертикальных нагнетательных скважин сопровождается также ускоренными процессами обводнения продукции добывающих скважин, ибо при повышенных давлениях закачки воды в нагнетательных скважинах происходит гидроразрыв пласта, что, казалось бы, положительно сказывается на приемистости скважин. Однако при слабом учете неоднородности коллекторских свойств пласта эти повышенные объемы закачиваемой воды по трещине гидроразрыва устремляются к забоям добывающих скважин.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки месторождения нефти с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти, обеспечивающего сокращение объемов попутно добываемой воды, увеличение КИН и повышение эффективности процесса разработки месторождения в целом за счет усиления воздействия на слабодренируемые, трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем бурение вертикальных скважин по разреженной сетке для доизучения неоднородности коллекторских свойств пласта, добычу нефти из пробуренных скважин в условиях упругого режима фильтрации, согласно изобретению по данным геолого-промыслового анализа и результатам эксплуатации скважин выявляют низкопроницаемые зоны с трудноизвлекаемыми запасами нефти, формируют систему заводнения за счет закачки воды в низкопроницаемые зоны через нагнетательные скважины, создаваемые в результате бурения горизонтальных скважин, многозабойных скважин или зарезки боковых горизонтальных стволов преимущественно из малодебитных добывающих скважин, позволяющую компенсировать закачкой воды добываемые объемы нефти, газа и воды и поддерживать пластовое давление на заданном уровне, а также тем, что: для интенсификации закачки воды в низкопроницаемые зоны и соответственно увеличения темпов отбора нефти из высокопроницаемых зон в изначально малодебитной вертикальной скважине проводят гидроразрыв пласта, из этой скважины забуривают не менее одного бокового горизонтального ствола и затем переводят такую скважину в фонд нагнетательных скважин на низкопроницаемые коллекторы; для интенсификации воздействия на низкопроницаемые зоны отношение числа добывающих скважин к количеству нагнетательных скважин доводят до величины меньше единицы; на разрабатываемом месторождении забуривание боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемые зоны пласта осуществляют из добывающих и нагнетательных скважин бездействующего фонда или аварийных скважин с переводом их в фонд нагнетательных скважин; в малопродуктивных добывающих скважинах производят гидроразрывы пласта, забуривают боковой горизонтальный ствол, после чего их переводят в фонд нагнетательных скважин; в случае обширности зоны с низкопроницаемыми коллекторами в ней формируют элементы разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами, а также с вертикальными скважинами, простимулированными гидроразрывом пласта и переводимыми в фонд нагнетательных, а также добывающих скважин.

В случае приуроченности трудноизвлекаемых запасов нефти к нефтяной оторочке заводнение нефтяной оторочки осуществляют за счет использования горизонтальных нагнетательных скважин или зарезки боковых горизонтальных стволов из вертикальных нагнетательных скважин, из высокообводненных, загазованных или малодебитных добывающих скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят разбуривание нефтяного месторождения вертикальными скважинами по разреженной сетке. Геолого-геофизические и гидродинамические исследования этих скважин позволяют уточнить особенности геологического строения месторождения, выявить пространственное расположение потенциально трудноизвлекаемых запасов нефти, создать 3D геологическую модель месторождения.

Пробуренные скважины пускаются в эксплуатацию с целью добычи нефти в условиях упругого режима фильтрации. Контроль за процессами эксплуатации этих добывающих скважин позволяет уточнить исходную 3D геологическую модель месторождения. Данные об изменениях во времени пластовых и забойных давлений, дебитов скважин по нефти, газу, воде, результаты ГИС-контроля (геофизических исследований скважин), а также гидродинамических исследований скважин дают возможность адаптировать 3D геологическую модель к фактическим данным эксплуатации скважин. Следствием этого является создание 3D гидродинамической модели рассматриваемого нефтяного месторождения.

Анализ фактических данных эксплуатации скважин даст возможность выявить и проранжировать скважины по значениям их продуктивных характеристик, например, по коэффициенту продуктивности. Высокопродуктивные скважины подтверждают наличие зон пласта с высокими или хорошими коллекторскими свойствами. И наоборот, низкопродуктивные скважины указывают на пространственное местоположение зон, участков, пропластков и пачек продуктивного пласта с низкими коллекторскими свойствами. Такие зоны в будущем могут предопределить слабую дренируемость соответствующих запасов нефти, формирование трудноизвлекаемых запасов.

Традиционный подход обычно предусматривает геометрически правильные сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин. Это означает, что изначально не учитывается реальная неоднородность коллекторских свойств пласта. В результате добыча нефти происходит, в основном, из высокопроницаемых коллекторов, а закачиваемая в пласт вода вытесняет нефть также из данного типа коллекторов. Следствием этого являются указанные ранее недостатки в показателях разработки - раннее обводнение, большие объемы попутно извлекаемой воды, низкий КИН и т.д.

Основная идея предлагаемого способа разработки заключается в том, чтобы: первоначально пробуренные вертикальные и в последующем бурящиеся после уточнения геологической модели месторождения вертикальные и горизонтальные скважины добывали нефть преимущественно из высокопроницаемых зон пласта; трудноизвлекаемая нефть из низкопроницаемых коллекторов вытеснялась водой в зоны с высокой проницаемостью с тем, чтобы по ним транспортироваться к забоям добывающих скважин; для эффективности данного процесса вытеснения нефти в зоны пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти забуривают боковые горизонтальные стволы из соответствующих малодебитных скважин или специально бурятся нагнетательные скважины с горизонтальными стволами; с этой же целью в ряде вертикальных малодебитных скважин проводят гидроразрыв пласта и затем переводят их в фонд нагнетательных скважин; к интенсификации добычи нефти привлекают также боковые горизонтальные стволы в качестве нагнетательных, забуриваемых из бездействующих малодебитных, высокообводненных, требующих ремонта или аварийных скважин.

При традиционных методах заводнения отношение числа добывающих скважин к количеству нагнетательных всегда больше единицы и обычно равняется 2-3. Наши исследования показывают, что целесообразнее нефть из низкопроницаемых зон вытеснять водой в высокопроницаемые зоны, что может при одинаковых темпах добычи нефти из месторождения привести к сокращению числа добывающих скважин, так как фонд добывающих скважин не будет содержать малодебитные скважины с осложненными условиями эксплуатации. С другой стороны, интенсификация процесса вытеснения нефти водой из низкопроницаемых зон может потребовать увеличения числа нагнетательных скважин. Это означает, что в неоднородных коллекторах отношение числа добывающих скважин к количеству нагнетательных скважин может быть и даже должно быть меньше единицы.

При традиционных методах заводнения используются нагнетательные скважины только в варианте вертикальных скважин. Важной компонентой предлагаемого изобретения является закачка воды на основе специально бурящихся горизонтальных скважин или через боковые горизонтальные стволы. При традиционном подходе нередко оказывается, что вертикальная нагнетательная скважина вскрывает, например, две пачки, одна из которых высокопроницаемая, а другая - низкопроницаемая. При закачке воды в такую скважину она проникает по путям наименьшего сопротивления, т.е. в высокопроницаемую пачку продуктивного пласта. Этим и объясняется тот факт, что низкопроницаемый коллектор оказывается невовлеченным в процесс добычи нефти, так как в нем отсутствует явление вытеснения нефти водой.

В предлагаемом изобретении большинство нагнетательных стволов должно целиком располагаться в низкопроницаемой зоне или низкопроницаемых пропластках, пачках продуктивного пласта. Тогда каждый м³ закачанной воды вытеснит 1 м³ нефти из низкопроницаемого коллектора и нетрудно видеть куда - в зоны пласта с высокой проницаемостью, а отсюда нефть поступает к забоям добывающих скважин.

Теперь становится понятной идея о том, чтобы нагнетательный ствол был протяженным, иначе, как говорят, горизонтальным. Это позволяет повысить расход воды по такой нагнетательной скважине, а значит, и количество нефти, вытесняемой из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые участки, т.е. повышается эффективность дренирования и приобщения к дренированию трудноизвлекаемых запасов нефти. Аналогичным целям служат операции гидроразрыва пласта в низкодебитных возвратных или бездействующих добывающих скважинах с последующим переводом их в фонд эксплуатационных.

В случае значительности площадных размеров низкопроницаемой зоны в ней создают элементы разработки на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных нагнетательных скважин, простимулированных гидроразрывом пласта. Взаимное их положение может формироваться по той или иной известной сетке площадного заводнения. Нагнетательные скважины указанных двух типов будут увеличивать важнейший параметр - коэффициент охвата, а следовательно, и величину коэффициента извлечения нефти.

Если трудноизвлекаемые запасы нефти приурочены к нефтяной оторочке, то заводнение нефтяной оторочки также целесообразно производить за счет использования горизонтальных нагнетательных скважин или зарезки боковых горизонтальных стволов из вертикальных нагнетательных скважин, из высокообводненных, загазованных или малодебитных добывающих скважин. Традиционное же применение вертикальных скважин в качестве нагнетательных вызывает расформирование запасов нефти вследствие точечной закачки значительных объемов воды в нефтяную оторочку.

Во всех предыдущих примерах и случаях под горизонтальными скважинами, как обычно, понимаются строго горизонтальные стволы, или восходящие кверху, или нисходящие книзу под небольшим углом стволы скважин.

Пример Достоинства предлагаемого способа разработки рассматриваются на простом, но наглядном примере, когда пятиточечный элемент разработки располагается в продуктивном пласте с зональной неоднородностью. Геометрические размеры элемента разработки указываются на фиг.1а. Тридцать процентов запасов нефти приходятся на зону пласта с проницаемостью К₁=0,5 дарси, а остальные - на низкопроницаемую зону с К₂= 0,01 дарси (см. фиг.1б). Толщина пласта 10 м, коэффициент пористости 0,23.

Применительно к данному элементу разработки рассматриваются 4 варианта воздействия на зону пласта с низкими коллекторскими свойствами. Во всех вариантах добывающие скважины эксплуатируются при забойном давлении, равном 10 МПа, а забойное давление в нагнетательной скважине составляет 27 МПа. Начальное пластовое давление равняется 16,6 МПа, давление насыщения 8 МПа.

Вариант 1. Оценивает показатели разработки при традиционном воздействии на продуктивный пласт. Здесь в эксплуатации находятся 4 добывающие скважины А, В, С, D и одна нагнетательная скважина Е. Все скважины вертикальные.

Вариант 2. Отличие состоит в том, что вместо нагнетательной скважины Е сооружается горизонтальная скважина L, горизонтальный ствол которой размещается в 3 м от подошвы пласта.

Вариант 3. В отличие от варианта 2 горизонтальная скважина длиной 500 м располагаются на торцевой грани CD в 3 м от подошвы пласта.

Результаты расчетов для вариантов 1 и 2 показали, что дебиты скважин С и D находятся на уровне нерентабельности. Поэтому в данном и следующем варианте скважины С и D отсутствуют.

Вариант 4. Здесь бурится вертикальная скважина Н, в ней осуществляется гидроразрыв пласта (на фиг. 1а, трещина гидроразрыва обозначена буквой М). Из простимулированной гидроразрывом скважины Н забуривается горизонтальный ствол L. Скважина Н с трещиной гидроразрыва и боковым горизонтальным стволом превращается в нагнетательную скважину.

Некоторые результаты гидродинамических расчетов в 3D двухфазной постановке приводятся на фиг.2 и 3. Из фиг.2 следует, что варианты 2, 3 и 4 по сравнению с вариантом 1 характеризуются большими накопленными объемами добытой нефти. Фиг.3 иллюстрирует другое достоинство предлагаемого способа разработки. Из фиг.3 следует, что варианты 2, 3 и 4, отражающие разные подходы согласно предлагаемому способу разработки, обеспечивают большие периоды безводной добычи нефти и соответственно меньшие объемы попутно добываемой воды.

Таким образом, представленные результаты исследований подтверждают справедливость предлагаемого подхода к разработке залежи нефти с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами, включающий бурение вертикальных скважин по разреженной сетке для доизучения неоднородности коллекторских свойств пласта, добычу нефти из пробуренных скважин в условиях упругого режима фильтрации, отличающийся тем, что по данным геолого-промыслового анализа и результатам эксплуатации скважин выявляют низкопроницаемые зоны с трудноизвлекаемыми запасами нефти, формируют систему заводнения за счет закачки воды в низкопроницаемые зоны и вытеснения оттуда нефти в высокопроницаемые зоны, для чего большинство стволов нагнетательных скважин для закачки воды располагают в низкопроницаемых зонах путем бурения горизонтальных нагнетательных скважин или зарезки боковых горизонтальных стволов преимущественно из малодебитных вертикальных добывающих скважин с соотношением добывающих скважин к количеству нагнетательных скважин меньше единицы, при этом закачкой воды компенсируют объемы добываемых нефти, газа и воды и поддерживают пластовое давление на заданном уровне.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для интенсификации закачки воды в низкопроницаемые зоны и соответственно увеличения темпов отбора нефти из высокопроницаемых зон в изначально малодебитных вертикальных скважинах проводят гидроразрыв пласта и затем переводят такие скважины в фонд нагнетательных скважин на низкопроницаемые коллекторы.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что на разрабатываемом месторождении забуривание боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемые зоны пласта осуществляют из добывающих и нагнетательных скважин бездействующего фонда, а также из намеченных к ликвидации скважин вне зависимости от принадлежности к рассматриваемому продуктивному горизонту.

4. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что в малодебитных добывающих скважинах производят гидравлический разрыв пласта, забуривают боковой ствол, после чего переводят их в фонд нагнетательных скважин.

5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что в случае обширности зоны с низкопроницаемыми коллекторами в ней формируют элементы разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами, а также с вертикальными скважинами, простимулированными гидроразрывами пласта и переводимыми в фонд нагнетательных, а также добывающих скважин.

6. Способ по одному из пп.1 и 3, отличающийся тем, что в случае приуроченности трудноизвлекаемых запасов нефти к нефтяной оторочке заводнение нефтяной оторочки осуществляют за счет бурения и использования горизонтальных нагнетательных скважин или зарезки боковых горизонтальных стволов из вертикальных нагнетательных скважин, из высокообводненных, загазованных или малодебитных добывающих скважин.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3