Способ разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы

Способ разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяной залежи пластово-сводового типа как на ранней, так и на поздней стадии разработки, в границах которой встречаются изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые одиночной скважиной.

Известен способ разработки нефтяного месторождения массивного типа, включающий разбуривание его системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины (патент РФ №2095551, МПК Е21В 43/20, опубл. БИ №31, от 10.11.1997 г.). Согласно этому способу первоначально бурят вертикальный ствол со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта, затем бурят горизонтальный ствол в нефтенасыщенной части пласта через вертикальную скважину. Осуществляют циклическую закачку рабочего агента в водонасыщенную часть пласта и отбор продукции из горизонтального ствола. Массивные залежи с подошвенной водой сложены карбонатными породами, характеризующимися вертикальной трещиноватостью. Разработка такой залежи известным способом приводит к быстрому обводнению скважин.

При разработке литологически экранированной нефтенасыщенной линзы длина горизонтального ствола скважины ограничивается размерами линзы, что приводит к снижению эффективности разработки, а малые нефтенасыщенные толщины пласта линзы делают невозможным при существующих технологиях бурение горизонтальных стволов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы, включающий определение границ и анализ профиля линзы, бурение горизонтального ствола через вертикальную скважину, установку пакера, вскрытие линзы, закачку рабочего агента через вертикальную скважину и отбор продукции через горизонтальный ствол скважины (патент РФ №2242594, МПК Е21В 43/20, опубл. БИ №35, 20.12.2004 г.). Выявляют участки с пониженным и повышенным расположением залежи. Через вертикальную скважину в нефтенасыщенный пласт в направлении пониженного или повышенного участка бурят не менее одного горизонтального ствола, закачку рабочего агента производят периодически в пониженный участок линзы, а отбор пластовой жидкости ведут периодически из повышенного участка линзы. Отбор продукции скважины производят до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного. Закачку рабочего агента осуществляют с повышением пластового давления.

Недостатком известного способа является низкая эффективность разработки изолированных литологически экранированных нефтенасыщенных линз, представленных небольшой толщиной и размерами из-за неполной выработки запасов нефти и быстрого обводнения продукции скважины.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки нефтяной залежи за счет снижения обводненности продукции скважин, увеличения коэффициента охвата выработкой запасов нефти, увеличения дебитов скважин, конечного нефтеизвлечения при уточнении размещения входа в нефтенасыщенный пласт линзы бокового ствола. Также способ позволяет расширить технологические возможности разработки изолированных литологически экранированных нефтенасыщенных линз.

Указанная задача решается способом разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы, вскрытой одиночной скважиной, включающий определение границ и анализ профиля линзы, бурение бокового ствола через вертикальную скважину, установку пакера, вскрытие линзы, закачку рабочего агента через вертикальную скважину и отбор продукции скважины через боковой ствол.

Новым является то, что при площади линзы не более 62,5 тыс.м², нефтенасыщенной толщине пласта линзы менее 2 м и при расположении вертикальной скважины в центральной или краевой зоне линзы бурят не менее одного бокового ствола через вертикальную скважину с входом в нефтенасыщенный пласт линзы на расстоянии не менее 50 м от вертикального ствола в зону с наибольшими извлекаемыми запасами, в вертикальной скважине производят перфорацию в интервале подошвенной части нефтенасыщенного пласта линзы, пакер устанавливают выше зоны перфорации, а боковой ствол вскрывает верхнюю часть нефтенасыщенного пласта линзы, при этом закачку рабочего агента производят в циклическом режиме с ее приостановкой.

Проведенные патентные исследования по патентному фонду и в технической библиотеке института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию «новизна» и «изобретательский уровень».

На фиг.1 представлен разрез нефтенасыщенного пласта линзы с размещенными вертикальной скважиной в центральной зоне линзы и боковыми стволами в радиальном размещении.

На фиг.2 представлен разрез нефтенасыщенного пласта линзы с размещенными вертикальной скважиной в приграничной зоне линзы и боковым стволом.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь разбуривают сеткой вертикальных скважин. При проводке вертикального ствола 1 (фиг.1, 2) предусматривают, что в последующем в этой скважине возможно бурение бокового ствола.

По структурным картам пласта определяют границы линзы, анализируют профиль линзы и определяют местоположение забоя вертикальной скважины. Благоприятной характеристикой геологического строения являются параметры пласта, соответствующие критериям применимости бурения боковых стволов (толщина пласта, нефтенасыщенность, проницаемость, запасы на скважину).

Через вертикальную скважину в нефтенасыщенный пласт линзы бурят боковой ствол. По полученным результатам выбирают профиль и направление проводки бокового ствола 2а, 2б, 2в (фиг.1, 2). Для линз небольших размеров, например, при площади линзы не более 62,5 тыс.м², нефтенасыщенной толщине пласта линзы менее 2 м через вертикальную скважину бурят не менее одного бокового ствола.

При расположении забоя вертикального ствола скважины в центральной зоне линзы бурят не менее одного бокового ствола с входом в нефтенасыщенный пласт линзы на расстоянии не менее 50 м от вертикального ствола в зону с наибольшими извлекаемыми запасами.

При расположении забоя вертикального ствола скважины в краевой зоне линзы бурят не менее одного бокового ствола с входом в нефтенасыщенный пласт линзы на расстоянии не менее 50 м от вертикального ствола в зону с наибольшими извлекаемыми запасами.

Для разработки нефтенасыщенного пласта на линзу возвращают вертикальную скважину из ниже залегающих объектов, перекрывают часть ствола, расположенную ниже нефтенасыщенного пласта линзы, например тампонированием интервала перфорации вертикального ствола скважины с постановкой тампонирующего (цементного) моста, установкой пакера. Производят перфорацию в интервале подошвенной части нефтенасыщенного пласта линзы.

Устанавливают пакер 4 выше зоны перфорации в прикровельной части нефтенасыщенного пласта линзы. Затрубное пространство насосно-компрессорных труб пакеруют в вертикальной скважине.

Боковой ствол вскрывает верхнюю часть нефтенасыщенного пласта линзы, и устанавливают фильтр.

Определяют технологический режим работы скважины и пускают под закачку рабочего агента вертикальную скважину, а отбор продукции скважины через боковой ствол.

Для равномерного вытеснения нефти отбор продукции и закачку рабочего агента осуществляют в циклическом режиме, при этом закачку рабочего агента производят с ее приостановкой.

Во время отбора нефти производят замер дебита скважины, обводненность. Исследуют профиль бокового ствола, пластовое и забойное давление в скважине.

Резкое повышение затрубного давления в процессе закачки рабочего агента является сигналом прорыва воды в боковой ствол, поэтому закачку приостанавливают и компенсируют отбором жидкости в пластовых условиях, то есть объем закачиваемого рабочего агента равен отбору жидкости в пластовых условиях. Циклическая закачка рабочего агента благоприятно сказывается на выравнивании фронта вытеснения за счет проявления гравитационных и капиллярных сил.

Способ позволяет продлить безводный период работы скважины, увеличить коэффициент охвата выработкой запасов нефти, увеличить дебит скважин и, как следствие, конечное нефтеизвлечение.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения (фиг.2). Участок разбуривают сеткой добывающих и нагнетательных вертикальных скважин, осуществляют их обустройство. Определяют, что залежи нефти в терригенных отложениях девона месторождения характеризуются наличием изолированных литологически экранированных нефтенасыщенных линз, вскрытых одиночными вертикальными скважинами.

По результатам геофизических и промысловых исследований, проведенных в вертикальной скважине, определяют параметры нефтенасыщенной части пласта линзы. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 2,0 м, размеры линзы составляют 250·200 м. Вертикальная скважина пробурена в краевой части залежи как изображено на фиг.2. С учетом полученных данных бурят боковой ствол (2в) в средней части пласта линзы с коридором бурения ±1,0 м, вход в нефтенасыщенный пласт бокового ствола производят на расстоянии 70 м от ствола вертикальной скважины. Возвращают вертикальную скважину из ниже залегающих объектов, перекрывают часть ствола, расположенную ниже нефтенасыщенного пласта линзы, тампонированием интервала перфорации вертикального ствола скважины с постановкой цементного моста. Исследованиями устанавливают, что нефтенасыщенная часть пласта линзы имеет достаточно однородное строение, поэтому в вертикальной скважине перфорируют нижнюю нефтенасыщенную толщину линзы. Устанавливают пакер выше зоны перфорации. Боковой ствол обсаживают, перфорируют в верхней части нефтенасыщенного пласта линзы и устанавливают фильтр, затем осваивают отбор продукции.

После опробования нефтенасыщенного пласта через боковой ствол вертикальную скважину переоборудуют под закачку рабочего агента. Производят закачку в течение 10 суток со средней приемистостью 15 м³/сут. Затем скважину останавливают на перераспределение пластового давления по пласту на 5 суток. Время простоя от закачки рассчитывают по пьезопроводности коллектора из условия равномерного перераспределения давления по пласту. Затем циклы закачки и отбора продукции повторяют. Дебит скважины увеличился в 2,1 раза.

Предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяной залежи путем снижения обводненности продукции скважин, увеличения коэффициента охвата выработкой запасов нефти, увеличения дебитов скважин, конечного нефтеизвлечения. Также способ позволяет расширить технологические возможности разработки изолированных литологически экранированных нефтенасыщенных линз.

Способ разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы, вскрытой одиночной скважиной, включающий определение границ и анализ профиля линзы, бурение бокового ствола через вертикальную скважину, установку пакера, вскрытие линзы, закачку рабочего агента через вертикальную скважину и отбор продукции скважины через боковой ствол, отличающийся тем, что при площади линзы не более 62,5 тыс. м², нефтенасыщенной толщине пласта линзы менее 2 м и при расположении вертикальной скважины в центральной или краевой зоне линзы бурят не менее одного бокового ствола через вертикальную скважину с входом в нефтенасыщенный пласт линзы на расстоянии не менее 50 м от вертикального ствола в зону с наибольшими извлекаемыми запасами, в вертикальной скважине производят перфорацию в интервале подошвенной части нефтенасыщенного пласта линзы, пакер устанавливают выше зоны перфорации, а боковым стволом вскрывают верхнюю часть нефтенасыщенного пласта линзы, при этом закачку рабочего агента производят в циклическом режиме с ее приостановкой.