Способ разработки залежей нефти

Способ разработки залежей нефти

Реферат

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области разработки залежей нефти, осложненных эрозионным врезом шнуркового типа.

Известен способ разработки залежей нефти во врезах, включающий уточнение контуров нефтеносности залежей и определение нефтенасыщенной толщины бобриковско-радаевских коллекторов в эрозионном визейском врезе, бурение добывающих и нагнетательных скважин в прибортовой зоне вреза, отбор продукции и закачку рабочего агента в пласт. (Муслимов Р.Х. и др. Совершенствование системы разработки залежей во врезах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1993. - №11-12. - С.11-13). В известном способе вертикальные нагнетательные скважины бурят разрезающими рядами и располагают непосредственно около бортовой линии эрозионного визейского вреза. При отсутствии возможности уложиться в трехрядный счет, при небольших размерах залежей (менее 300 м²), существует вариант разворота нагнетательного ряда, где расстановка скважин ведется вдоль или под углом к бортовой линии. Добывающие вертикальные скважины размещают в прибортовой зоне перпендикулярно и под углом к большой оси структуры.

Способ позволяет отобрать из залежей основные запасы нефти, повысить темпы отбора нефти, снизить сроки разработки за счет увеличения числа эксплуатационных скважин в 1,5-2,0 раза. Нефтенасыщенная прибортовая зона эрозионного визейского вреза бобриковско-радаевской залежи вырабатывается недостаточно эффективно.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки залежей нефти, осложненных эрозионным визейским врезом (патент RU 2298087, E21B 43/20, E21B 43/30, опубл. 27.04.2007 Бюл. №12), включающий уточнение контуров нефтеносности залежей и определение нефтенасыщенной толщины бобриковско-радаевских коллекторов в эрозионном визейском врезе, бурение добывающих и нагнетательных скважин в прибортовой зоне вреза, отбор продукции и закачку рабочего агента в пласт. Затем бурят, по крайней мере; одну горизонтальную добывающую скважину, две нагнетательные. Горизонтальный ствол добывающей скважины размещают в пределах эрозионного визейского вреза на бобриковско-радаевской залежи параллельно бортовой линии эрозионного визейского вреза и перпендикулярно вытесняющему потоку рабочего агента от горизонтальной или наклонно направленной нагнетательной скважины, размещенной за пределами эрозионного визейского вреза на турнейской залежи. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины направляют параллельно линии борта вреза и стволу добывающей горизонтальной скважины. Вторую нагнетательную скважину размещают наклонно направленной в пределах эрозионного визейского вреза на бобриковско-радаевской залежи согласно откорректированной проектной сетке.

Недостатком этого способа является то, что при редкой разбуренности скважинами залежи снижается вероятность точного определения границ визейского вреза, в результате чего повышается вероятность вскрытия скважинами зон с отсутствием визейского вреза и, как следствие, неэффективные материальные затраты на бурение скважин.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки залежей нефти, осложненных эрозионным врезом, шнуркового типа за счет оптимального размещения и эксплуатации вертикальных и горизонтальных скважин, способствующих более полной выработке запасов нефти.

Техническая задача решается способом разработки залежей нефти, осложненных эрозионным врезом, шнуркового типа, включающим исследование залежей, уточнение контуров нефтеносности залежей, определение нефтенасыщенной толщины коллекторов в данном врезе, бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что в залежах шнуркового типа исследование проводят по поперечным временным разрезам сейсмопрофилей, по которым дополнительно определяют точки с максимальной толщиной продуктивного пласта, в которых бурят вертикальные скважины, смещенные от сетки скважин, причем между близлежащими этими вертикальными скважинами на равном расстоянии от каждой бурят дополнительные вертикальные или горизонтальные скважины перпендикулярно отрезку прямой, соединяющему близлежащие вертикальные скважины, при этом пробуренные скважины используют как добывающие, а после обводнения добываемой продукции или снижения дебита ниже порога рентабельности в отдельных скважинах часть из них переводят под закачку рабочего агента.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи нефти, осложненной эрозионным врезом, шнуркового типа вертикальными и горизонтальными скважинами.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь 1 с эрозионным врезом 2 разбуривают вертикальными скважинами 3, 4, 5, 6 по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи по данным глубокого бурения скважин и сейсмических исследований, проведенных на территории месторождения. По результатам интерпретации каротажных диаграмм пробуренных скважин 3, 4, 5, 6 и временных разрезов сейсмопрофилей 7а, 7б, 7в, 8а, 8б, 8в, 8г уточняют положение бортов 9 и 9а вреза 2, эффективные нефтенасыщенные толщины продуктивного пласта, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. На структурный план продуктивного пласта наносят границы бортов 9 и 9а вреза 2, в пределах которого выделяют шнурковую (рукавообразную) залежь нефти 10. Залежи такого типа приурочены к руслам древних рек и характеризуются извилистостью контуров в плане, резкой изменчивостью состава и отсортированности терригенного материала.

Для размещения вертикальных скважин 11, 12, 13 в пределах шнурковой залежи 10 необходимо выделить участок с терригенными коллекторами, имеющими нефтенасыщенные толщины h (на чертеже не показаны) более двух метров, для размещения горизонтальных скважин 14 необходимо выделить участок с терригенными коллекторами, имеющими нефтенасыщенные толщины h1 (на чертеже не показаны) более трех метров.

Для этого на временных разрезах поперечных сейсмопрофилей 7а, 7б, пересекающих шнурковую залежь 10, отмечают точки 11 и 13 с максимальными толщинами продуктивного пласта. Затем точки, в которых бурятся вертикальные скважины 11 и 13, соединяют отрезком прямой 15. В середине каждого отрезка размещают вертикальную скважину 12. Скважина 6 при разбуривании залежи 1 по редкой сетке попала в зону с максимальной толщиной h1.

Горизонтальную скважину 14 проводят через середину отрезка и бурят перпендикулярно прямой 16, проходящей через две скважины 6 и 13 с максимальной толщиной продуктивного пласта h1 с охватом всей залежи 1 от одной границы 9 до другой 9а.

По результатам гидродинамических исследований и работе скважин осуществляют моделирование процесса разработки. В добывающих скважинах 6, 11, 12, 13 и 14 производят замеры пластового давления, дебитов пластовой жидкости, обводненности добываемой продукции.

Вертикальные скважины 6, 11, 12, 13 и горизонтальную скважину 14 осваивают и пускают в эксплуатацию. Из числа добывающих вертикальных скважин 6, 11, 12, 13, пробуренных в пределах шнурковой залежи 10 и расположенных в непосредственной близости от вертикальных 6, 11, 12, 13 или горизонтальных 14 добывающих скважин, скважину 13 переводят под закачку после обводнения добываемой продукции или снижения дебита нефти ниже порога рентабельности в ней.

В нагнетательную вертикальную скважину 13, пробуренную в продуктивном пласте, производят закачку рабочего агента постоянно или периодически, исходя из продуктивности залежи 10.

При наличии в пределах месторождения двух или более шнурковых залежей 10 предложенный способ размещения скважин повторяется для каждой залежи отдельно.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере шнурковой залежи в пределах эрозионного вреза.

Нефтяную пластовую залежь 1 в бобриковских терригенных отложениях с эрозионным врезом 2 разбуривают вертикальными скважинами 3, 4, 5, 6 по редкой сетке 400×400 м.

По данным глубокого бурения скважин и сейсмических исследований методом 2D, проведенных на территории месторождения, установили, что в западной части залежи прослеживается эрозионный врез по направлению с северо-востока на юго-запад. По результатам интерпретации каротажных диаграмм пробуренных скважин 3, 4, 5, 6 и временных разрезов сейсмопрофилей 7а, 7б, 7в, 8а, 8б, 8в, 8г уточняют положение бортов 9 и 9а вреза 2. Эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта в скважине 6, вскрывшей врез, составляет 5,6 м, проницаемость равна 0,423 мкм², пластовое давление составляет 11,2 МПа.

На структурный план продуктивного пласта бобриковского горизонта наносят границы бортов 9 вреза 2, в пределах которого выделяют шнурковую залежь нефти 10.

Для размещения вертикальных скважин 11, 12, 13 в пределах шнурковой залежи 10 необходимо выделить участок с терригенными коллекторами, имеющими нефтенасыщенные толщины h более двух метров. Для размещения горизонтальной скважины 14 необходимо выделить участок с терригенными коллекторами, имеющими нефтенасыщенные толщины h1 более трех метров.

Для этого на временном разрезе поперечного сейсмопрофиля 7а, пересекающего шнурковую залежь 10, отмечают точку 11 с максимальной толщиной продуктивного пласта. В точке пересечения сейсмопрофилей 76 и 86, на временных разрезах отмечают точку 13 с максимальной толщиной продуктивного пласта в шнурковой залежи.

В точках 11 и 13 бурят вертикальные скважины 11 и 13. Затем точки 11 и 13 соединяют отрезком прямой 15. В середине отрезка 15, между скважинами 11 и 13 размещают вертикальную скважину 12. Скважина 6 при разбуривании залежи 1 по редкой сетке вскрыла продуктивный пласт толщиной 5,6 м.

В южной части шнурковой залежи размещают горизонтальную скважину 14, траектория которой проходит через середину отрезка прямой 16, соединяющей две скважины 6 и 13 с максимальной толщиной пласта. Причем горизонтальный ствол скважины проводят перпендикулярно этой прямой, от западной границы 9 шнурковой залежи 10 до восточной 9а.

Вертикальные скважины 6, 11, 12, 13 и горизонтальную скважину 14 освоили и пустили в эксплуатацию. Через год работы пластовое давление в шнурковой залежи 10 снизилось на 3 МПа, что отрицательно повлияло на дебиты нефти добывающих скважин 6, 11, 12, 13, 14. В скважине 13 было отмечено резкое увеличение обводненности продукции с 12 до 65%, в результате чего дебит нефти уменьшились с 9 до 1,4 т/сут и скв. 13 перевели под закачку рабочего агента.

Нагнетательная скважина 13 работала в режиме с избыточным устьевым давлением, превышающим начальное пластовое на 10%, поэтому закачку рабочего агента в нагнетательную скважину 13 производили периодически, в течение одного месяца до восстановления начального пластового давления в шнурковой залежи. Затем нагнетательную скважину 13 остановили на 15 дней, дали выдержку во времени, достаточную для перераспределения фильтрационных потоков.

Работа нагнетательных скважин выполняет задачу по стабилизации пластовой энергетики и способствует постепенному повышению пластового давления в залежи 10. В течение всего периода стабилизации проводились исследовательские работы по контролю за работой как добывающих, так и нагнетательной скважины. Закачка рабочего агента существенно повлияла на показатели работы скважин 6, 11, 12, 13 и 14, особенно на рост пластового и забойного давлений, а также на увеличение доли воды в жидкости и дебита жидкости.

Анализ технологических показателей работы скважин показал, что последовательная остановка закачки рабочего агента в нагнетательную скважину 13 в течение 15 дней компенсирует отбор продукции вертикальных скважин 6, 11, 12 и горизонтальной скважины 14 рабочего агента, поэтому нагнетательная скважина 13 работала в режиме последовательного включения и отключения закачки жидкости при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовое давление, близкое к начальному. В результате дебиты нефти добывающих вертикальных скважин превысили начальные на 12-15%, дебит горизонтальной скважины увеличился на 32%. Обводненность добываемой продукции стабилизировалась на уровне 18-22%.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет получить дополнительную добычу нефти за счет оптимального размещения и эксплуатации вертикальных и горизонтальных скважин, способствующих более полной выработке запасов нефти из шнурковых залежей. Эффективность эксплуатации добывающих скважин повышается в результате применения закачки рабочего агента в нагнетательные скважины.

Способ разработки залежей нефти, осложненных врезом, включающий исследование залежей, уточнение контуров нефтеносности залежей, определение нефтенасыщенной толщины коллекторов в данном врезе, бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что в залежах шнуркового типа исследование проводят по поперечным временным разрезам сейсмопрофилей, по которым дополнительно определяют точки с максимальной толщиной продуктивного пласта, в которых бурят вертикальные скважины, смещенные от сетки скважин, причем между близлежащими вертикальными скважинами на равном расстоянии от каждой бурят дополнительные вертикальные скважины или горизонтальные скважины перпендикулярно отрезку прямой, соединяющему близлежащие вертикальные скважины, при этом пробуренные скважины используют как добывающие, а после обводнения добываемой продукции или снижения дебита ниже порога рентабельности в отдельных скважинах часть из них переводят под закачку рабочего агента.