Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения

Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения

Реферат

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами и неколлекторами.

Известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременного обводнения продукции скважины, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагается выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважины, а горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол, и/или вертикальный бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка (RU №2282022, 2004 г.) Также известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости, установку пакеров на границе зон коллекторов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, и отбор продукции скважин (RU 2459934, 2011 г.).

Существенным недостатком вышеописанных технологий является невозможность включения в разработку непроницаемых пропластков, что отражается на значении коэффициента нефтеизвлечения и снижает эффективность процесса разработки.

Кроме того, в условиях неоднородного коллектора происходит неравномерная выработка пластов по площади и толщине из-за различия скоростей фильтрации и расстояний от источника заводнения до горизонтальных стволов добывающих скважин. Указанное приводит к добыче большого количества воды и, как следствие, к низкому нефтеизвлечению.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными коллекторами, включающий разбуривание его системой нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами, последние из которых в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке (RU 2085723, 1994 г.).

В условиях неоднородного коллектора известное решение обеспечивает более равномерное вытеснение нефти только из проницаемых пластов и, соответственно, более равномерную выработку пластов по площади и толщине, но его существенным недостатком является отсутствие возможности включения в разработку непроницаемых пластов путем закачки вытесняющего агента в пропластки-неколлекторы, что отражается на значении коэффициента нефтеизвлечения.

Кроме того, бурение горизонтальных стволов скважин осложнено в неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород пропластков-неколлекторов.

Задачей настоящего изобретения является создание способа разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, обеспечивающего повышение нефтеотдачи залежи.

Поставленная задача решается способом разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, заключающегося в том, что производят строительство многозабойной нагнетательной скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до кровли нижележащих нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд нисходящих боковых стволов, и многозабойной добывающей скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до подошвы вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд восходящих боковых стволов, причем восходящие боковые стволы многозабойной добывающей скважинной системы пробурены параллельно между нисходящими боковыми стволами нагнетательной скважинной системы, затем производят перфорацию боковых стволов нагнетательной и добывающей скважинных систем в одной плоскости в интервалах, соответствующих расположению пропластков-неколлекторов, с последующим гидравлическим разрывом из боковых стволов и закачкой через нагнетательную скважинную систему в образованную систему трещин пропанта, после чего через нагнетательную скважинную систему закачивают кислородсодержащую смесь в пропластки-неколлекторы с созданием зоны окисления с повышенной температурой и осуществляют добычу нефти через скважинную добывающую систему из пропластков-неколлекторов, при этом восходящие боковые стволы многозабойной добывающей скважинной системы и нисходящие боковые стволы нагнетательной скважинной системы располагают друг от друга на расстоянии, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси.

Достигаемый технический результат заключается в формировании техногенного коллектора из пропластков-неколлекторов нефтематеринских горных пород и, как следствие, включения их в процесс разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения.

Сущность поясняется чертежом, на котором приведена схема осуществления предлагаемого способа.

На чертеже приняты следующие обозначения: 1 - горизонтальный ствол нагнетательной скважины; 2 - многозабойная нагнетательная скважинная система; 3 - устойчивые горные породы; 4 - кровля нижележащих неустойчивых нефтематеринских горных пород; 5 - пропластки-неколлекторы; 6 - нисходящие боковые стволы; 7 - горизонтальный ствол добывающей скважины; 8 - многозабойная добывающая скважинная система; 9 - устойчивые горные породы; 10 - подошва пропластков-неколлекторов нефтематеринских горных пород; 11 - восходящие боковые стволы; 12 - линия подачи кислородсодержащей смеси; 13 - гидравлический разрыв горных пород; 14 - система трещин; 15 - линия добычи нефти; 16 - пропластки-коллекторы; h₁ - расстояние по вертикали от горизонтального ствола многозабойной нагнетательной скважинной системы до кровли нижележащих неустойчивых горных породах; h₂ - расстояние по вертикали от горизонтального ствола многозабойной нагнетательной скважинной системы до подошвы вышележащих неустойчивых горных породах; R₁ - радиус искривления нисходящего бокового ствола нагнетательной скважины; R₂ - радиус искривления восходящего бокового ствола добывающей скважины; α₂ - зенитный угол на кровле нефтематеринских горных пород; α₁ - зенитный угол на подошве нефтематеринских горных пород; r - расстояние между восходящими и нисходящими боковыми стволами.

Предложенный способ осуществляют следующим образом. По раннее пробуренным скважинам на данной площади уточняют глубину кровли 4 и подошвы 10 пропластков-неколлекторов нефтематеринских горных пород. Задают зенитный угол α₁ на кровле 4 вскрываемых нефтематеринских горных пород 5, исходя из условия непревышения критического значения для конкретных горно-геологических и технико-технологических условий, при котором теряется устойчивость стенок нисходящих боковых стволов 6, и зенитный угол α₂ на подошве 10 вскрываемых нефтематеринских горных пород 5, не превышающий критического для конкретных горно-геологических и технико-технологических условий, при котором теряется устойчивость стенок восходящих боковых стволов 11. Строят горизонтальный ствол 1 многозабойной нагнетательной скважинной системы 2 в устойчивых горных породах 3 на заданном расстоянии h₁ до кровли 4 нижележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород пропластков-неколлекторов 5. Расстояние h₁ выбирают исходя из условия формирования траектории ствола скважины по заданному радиусу кривизны R₁ удовлетворяющим требованиям свободного прохождения компоновок низа бурильной колонны в процессе бурения и пакерных систем при проведении гидравлического разрыва горных пород 13. Из горизонтального ствола 1 забуривают ряд нисходящих боковых стволов 6. Строят горизонтальный ствол 7 многозабойной добывающей скважинной системы 8 в устойчивых горных породах 9 на заданном расстоянии h₂ до подошвы 10 вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород пропластков-неколлекторов 5, из которого забуривают ряд восходящих боковых стволов 11. Расстояние h₂ выбирают исходя из условия формирования траектории ствола скважины по заданному радиусу кривизны R₂, удовлетворяющим требованиям свободного прохождения компоновок низа бурильной колонны в процессе бурения, пакерных систем при проведении гидравлического разрыва горных пород 13 и глубинно-насосного оборудования для эксплуатации восходящих боковых стволов 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8. Восходящие боковые стволы 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8 проводят параллельно между нисходящими боковыми стволами 6 нагнетательной скважинной системы 2. Осуществляют перфорацию колонн нисходящих 6 и восходящих 11 боковых стволов многозабойных добывающих скважинных систем 2 и 8. Проводят гидравлический разрыв горных пород 13 с образованием систем трещин 14, соединенных между собой в единый техногенный коллектор в результате последовательной закачки пропанта в интервалы, соответствующие расположению нефтематеринских пропластков-неколлекторов 5. Закачивают через нагнетательную скважинную систему 2 в линию подачи 12 кислородсодержащую смесь в пропластки-неколлекторы 5 с созданием зоны окисления с повышенной температурой и осуществляют из линии 15 добычу нефти через скважинную добывающую систему 8 из пропластков-неколлекторов 5. При этом восходящие боковые стволы 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8 и нисходящие боковые стволы 6 нагнетательной скважинной системы 2 располагают друг от друга на расстоянии r, не меньшем радиуса r₁ зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси в линию 12. При этом восходящие боковые стволы 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8 и нисходящие боковые стволы 6 нагнетательной скважинной системы 2 располагают друг от друга на расстоянии r, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси через линию подачи 12.

Ниже приведен пример технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, содержащихся в баженовской свите, которая является одновременно нефтематеринской и продуктивной.

Пропластки-неколлекторы представлены непроницаемыми глинисто-кремнистыми сильно битуминозными породами, формирующими слои, толщиной 3-7-метровыми неколлекторами, генерирующими нефть. Глинисто-кремневые отложения баженовской свиты имеют крайне низкие значения пористости - 6-8% и проницаемости - менее 0,01 мД. Пропластки-неколлекторы представлены высоким содержанием органического вещества, включающего кероген (полимерный органический материал, являющийся одной из форм нетрадиционной нефти), превращение которого возможно в синтетическую нефть посредством пиролиза (термическое разложение органических соединений нагнетанием кислородсодержащей смеси с целью создания зон окисления с повышенной температурой).

Расстояние по вертикали h₁ от кровли 4 нижележащих неустойчивых горных пород 5 до планируемого горизонтального ствола 1 многозабойной нагнетательной скважинной системы 2 при заданных α₁=78° и R₁=286,5 м определяют по формуле h₁≥R₁ (1-Sinα₁)≥286,5 (1-Sin78°)≥6,3 м. Осуществляют бурение горизонтального ствола 1 в устойчивых горных породах 3 на заданном расстоянии h₁ до кровли 4 нижележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород пропластков-неколлекторов 5, из которого забуривают ряд нисходящих боковых стволов 6, вскрывающих все пропластки-неколлекторы 5 под зенитным углом 78°. Определяют расстояние по вертикали h₂ от подошвы 10 вышележащих неустойчивых горных пород 5 до планируемого горизонтального ствола 7 многозабойной добывающей скважинной системы 8 при заданных α₂=78° и R₂=573 м по формуле h₂≥R₂ (1-Sinα₂)≥573 (1-Sin78°)≥12,5 м. Бурят горизонтальный ствол 7 в устойчивых горных породах 9 на заданном расстоянии h₂ до подошвы 10 вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород пропластков-неколлекторов 5, из которого забуривают ряд восходящих боковых стволов 11 параллельно между нисходящими боковыми стволами 6 нагнетательной скважинной системы 2. Производят перфорацию колонны нисходящих 6 и восходящих 11 боковых стволов многозабойных добывающих скважинных систем 2 и 8. Осуществляют гидравлический разрыв горных пород 13 с образованием систем трещин 14 и соединенных между собой в единый техногенный коллектор. Закачивают пропант в интервалы, соответствующие расположению пропластков-неколлекторов 5. Создают зону окисления с повышенной температурой нагнетанием кислородсодержащей смеси через линию 12 с перемещением фронта окисления в направлении к проперфорированным колоннам восходящих боковых стволов 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8 по системе трещин 14. Осуществляют добычу нефти из линии 15 посредством скважинной добывающей системы 8. При этом восходящие боковые стволы 11 многозабойной добывающей скважинной системы 8 и нисходящие боковые стволы 6 нагнетательной скважинной системы 2 располагают друг от друга на расстоянии r, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси через линию 12.

Кроме того, по завершении разработки пропластков-неколлекторов 5, многозабойные скважинные системы 2 и 8 могут быть использованы для добычи нефти из пропластков-коллекторов 16.

Предложенный способ представляет собой технологический процесс, позволяющий с минимальными материальными затратами осуществлять разработку трудноизвлекаемых запасов нефти в породах баженовской свиты, которая является одновременно нефтематеринской и продуктивной, так как позволяет в пропластках-неколлекторах на существенно большой площади охвата организовать пиролиз-термическое разложение органических соединений в синтетическую нефть нагнетанием кислородсодержащей смеси с целью создания зон окисления с повышенной температурой. Кроме того, предложенный способ позволяет по завершении разработки пропластков-неколлекторов использовать многозабойные скважинные системы для добычи нефти из пропластков-коллекторов.

Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, заключающийся в том, что производят строительство многозабойной нагнетательной скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до кровли нижележащих нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд нисходящих боковых стволов, и многозабойной добывающей скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до подошвы вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд восходящих боковых стволов, причем восходящие боковые стволы многозабойной добывающей скважинной системы пробурены параллельно между нисходящими боковыми стволами нагнетательной скважинной системы, затем производят перфорацию боковых стволов нагнетательной и добывающей скважинных систем в одной плоскости в интервалах, соответствующих расположению пропластков-неколлекторов, с последующим гидравлическим разрывом из боковых стволов и закачкой через нагнетательную и добывающую скважинные системы в образованную систему трещин пропанта, после чего через нагнетательную скважинную систему закачивают кислородсодержащую смесь в пропластки-неколлекторы с созданием зоны окисления с повышенной температурой и осуществляют добычу нефти через скважинную добывающую систему из пропластков-неколлекторов, при этом восходящие боковые стволы многозабойной добывающей скважинной системы и нисходящие боковые стволы нагнетательной скважинной системы располагают друг от друга на расстоянии, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси.