Способ разработки залежи, осложненной вертикальными разломами

Способ разработки залежи, осложненной вертикальными разломами

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом.

Известен способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом (патент RU №2434124, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2011), включающий уточнение контура нефтеносности залежи, определение нефтенасыщенной толщины продуктивных терригенных пластов в эрозионном врезе, бурение добывающих, в том числе горизонтальных скважин в продуктивных терригенных пластах эрозионного вреза со вскрытием его борта, и нагнетательных скважин, отбор продукции из скважины и закачку рабочего агента в пласт, при этом дополнительно определяют расположение борта вреза, горизонтальные скважины бурят из залежи нефти в карбонатных коллекторах в эрозионный врез, в прикровельную часть продуктивного терригенного пласта, производят закачку рабочего агента в продуктивный терригенный пласт эрозионного вреза и отбор продукции из него, при снижении давления в залежи нефти в карбонатных коллекторах производят периодическую закачку рабочего агента в залежь до выравнивания пластового давления в ней с давлением в продуктивном терригенном пласте эрозионного вреза.

Недостатками данного способа являются большие затраты вытесняющего агента и энергии для его закачки, так как не используются жидкость и энергия близлежащих изолированных участков, большие перерывы между добычей продукции скважин, связанные с циклической закачкой вытесняющего агента для поддержания пластового давления (ППД) и отбором продукции залежи, невозможность регулировки распределения вытесняющего агента по участкам.

Наиболее близким является способ разработки залежи нефти, осложненной вертикальным разломом (патент RU №2431740, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №29 от 20.10.2011), включающий системное размещение добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие пласта вертикальными и горизонтальными скважинами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, при этом определяют вертикальные разломы по структурным картам отражающих горизонтов и по картам дневной поверхности, размещают вертикальные скважины по редкой сетке, определяют гипсометрические отметки пласта, после чего производят системное размещение скважин за исключением зон максимального падения гипсометрических отметок пласта в непосредственной близости от разломов, вдоль которых размещают вертикальные добывающие скважины, после чего на участке с максимальными удельными запасами бурят дополнительно горизонтальные стволы, направленные в сторону линии разлома под углом 30-70°, при снижении в добывающих вертикальных скважинах дебита ниже уровня рентабельности их переводят в нагнетательные.

Недостатками данного способа являются большие затраты вытесняющего агента и энергии для его закачки, так как не используются жидкость и энергия близлежащих обводнившихся изолированных участков пласта.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки залежи нефти, осложненной вертикальными разломами, позволяющего экономить рабочий агент и энергию для его закачки в нефтеносный участок пласта за счет использования жидкости и энергии близлежащих обводнившихся изолированных разломами участков.

Техническая задача решается способом разработки залежи нефти, осложненной вертикальными разломами, включающим определение гипсометрических отметок пласта, системное размещение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин за исключением зон максимального падения гипсометрических отметок пласта в непосредственной близости от разломов, вдоль которых размещают вертикальные добывающие скважины, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, перевод вертикальных добывающих скважин в нагнетательные при снижении в них дебита ниже уровня рентабельности, бурение дополнительных горизонтальных стволов, направленных в сторону линии разлома.

Новым является то, что определяют непроницаемые границы разломов в залежи, разбивающие пласт на участки с различным пластовым давлением, перед переводом обводнившихся добывающих скважин под нагнетание рабочего агента для поддержания пластового давления дополнительные горизонтальные стволы бурят с вскрытием непроницаемой границы разломов из обводнившегося участка пласта с более высоким пластовым давлением в нефтеносный участок пласта выше уровня водонефтяного контакта, при этом осуществляют переток жидкости из одного участка пласта в другой участок с пониженным пластовым давлением по дополнительным горизонтальным стволам, а объем закачиваемого с поверхности вытесняющего агента через нагнетательные скважины в участок с пониженным давлением снижают.

Новым является так же то, что регулирование количества перетекающей жидкости из одного участка пласта в другой по боковым стволам производят установкой в интервале разлома проходного пакера с тарированным проходным каналом.

Сущность изобретения

Предложенный способ решает задачи эффективной разработки залежи нефти, осложненной вертикальными разломами, позволяет экономить рабочий агент и энергию для его закачки в нефтеносный участок пласта за счет использования жидкости и энергии близлежащих обводнившихся изолированных разломами участков.

На фигуре 1 представлен способ разработки залежи нефти, осложненной вертикальными разломами, который осуществляется следующим способом.

В залежи нефти 1, осложненной вертикальными разломами 2, определяют гипсометрические отметки залежи 1, строят структурную карту (см. фигуру), определяют направление непроницаемых вертикальных разломов 2, которые делят залежь 1 на участки 3, 4 и 5 с различными гидродинамическими свойствами. Далее бурят вертикальные 6 или горизонтальные 7 скважины по сетке 8 размещения скважин 6 и 7 без вскрытия разломов 2. Размещение вертикальных 6 или горизонтальных 7 скважин должно исключать зоны максимального падения гипсометрических отметок (на фигуре не показаны) залежи 1 в непосредственной близости вертикальных разломов 2. Далее через вертикальные 6 и горизонтальные 7 скважины участка 3 начинают выработку продукции залежи 1, переводя постепенно обводнившиеся скважины 6 или 7 или скважины 6 или 7, у которых дебит становится ниже уровня рентабельности (обычно принимают снижение дебита до минимально допустимого, определенного экономическими расчетами, или превышение обводненности продукции пласта 98%), под закачку вытесняющего агента (например, воды, минерализированной воды, воды с реагентами и т.п.). В ходе разработки залежи 1 ведется мониторинг по обводненности добываемой продукции и пластовому давлению его участков 3, 4 и 5. По причине наличия непроницаемых разломов 2 отсутствует гидродинамическая связь между участками 3, 4 и 5, и пластовое давление на каждом участке 3, 4 или 5 из-за выработки скважинами 6 и 7 и различных гидродинамических свойств участков 3, 4 и 5 значительно отличается друг от друга. Давление внутри залежи 1, осложненной тектоническими разломами 2, вследствие отбора пластовой жидкости из нее будет меньше, чем на краю самой залежи 1 - на участках 3 и 5, так как край залежи 1 подпитывается краевыми водами, тем самым поддерживается ее пластовая энергия. Выработка краевых участков 3 и 5 нефтяной залежи 1 будет происходить быстрее, обводнение краевых добывающих скважин 6 или 7 произойдет раньше, из-за этого перевод добывающих скважин 6 или 7 под закачку рабочего агента произойдет значительно раньше. После полной выработки продукции из залежи 1 на краевом участке 5 с пластовым давлением, большим давления в центральном участке 4, осуществляется бурение бокового горизонтального ствола 9 из краевой скважины 6 участка 5 или новой горизонтальной скважины 10 в сторону центрального участка 4 с пониженным пластовым давлением через непроницаемую границу вертикального разлома 2 для сообщения участков 5 и 4. Расположение забоя горизонтального ствола 5 осуществляется для более лучшего вытеснения пластовой продукции выше уровня водонефтяного контакта (ВНК - не показан), так как увеличивается фронт заводнения залежи 1 (от нагнетательных скважин 6 или 7 участка 4 заводнение на периферии участка 4 приводит в основном к смещению уровня ВНК вверх, а через скважины 9 и 10 вода из участка 5 поступает в участок 4 выше уровня ВНК, вытесняя нефть из этой области участка 4) и увеличивается объем вытеснения нефти в добывающие скважины 6 или 7 участка 4.

В случаях больших перепадов давлений между участками 5 и 4 (более 2 МПа) регулирование количества перетекающей жидкости из участка 5 в другой 4 залежи 1 по горизонтальным стволам скважин 9 и 10 производят установкой в интервале разлома проходного пакера (на фигуре не показан) с тарированным проходным каналом (например, пакеры, описанные в патентах №№2467154, 2527362 или т.п., в проходном центральном канале которых устанавливают втулку с тарированным проходным каналом). Диаметр тарированного канала определяют опытным путем - в лабораторных условиях, чтобы обеспечить оптимальный переток жидкости из участка 5 в участок 4. Далее скважины 6, 7, 9 и 10 выходят на оптимальный рабочий режим до полной выработки участка 4 залежи 1.

Пример конкретного исполнения предлагаемого способа. Рассмотрим Подверьюское месторождение со следующими геолого-физическими характеристиками.

В залежи 1 Подверьюского месторождения, осложненной вертикальными разломами 2, определили направление разломов 2, установили уровень ВНК на 3863 м. Далее разбурили залежь скважинами 6 и 7 по сетке 700-700 м и разрабатывали залежь 1 согласно проектному документу. По мере обводнения добываемой продукции более 98% в некоторых скважинах 6 или 7 на участках 3, 4 или 5 их переводили под нагнетание рабочего агента (минерализованной воды). В дальнейшем скважины 6 и 7 находившиеся на участке 5 залежи ближе к ВНК за вертикальным разломом, стали показывать динамику, существенно отличавшуюся от показателей динамики скважин за границей разлома 2 ближе к ее центру, по некоторым скважинам 6 или 7 обводненность 95-98% с дебитом нефти 0,7-1 м³/сут. На участке 4 в добывающих скважинах 6 и 7 обводненность достигла, соответственно, 44% при дебите нефти 1,1-3 м³/сут. Показатели пластового давления по участкам 3, 4 и 5 также существенно отличались.

При начальном пластовом давлении 37,4 МПа на участке 5 залежи 1 на краевом участке оно снизилось до 30-32 МПа, при давлении насыщении нефти газом 9,93 МПа, и в центральном участке 4 до 15-21 МПа соответственно.

Дальнейшая эксплуатация центрального участка неизбежно привела бы к уменьшению добываемой продукции. При тщательном текущем анализе разработки по конкретному участку 4 было принято решение из краевого участка 5 залежи 1 осуществлять бурение горизонтального ствола 9 одной из краевых скважин 6 участка 5 и новой горизонтальной скважины 10 в центральный участок 4 с пониженным пластовым давлением через непроницаемую границу вертикального разлома 2.

Расположение забоя горизонтальных стволов скважин 9 и 10 осуществляется для лучшего вытеснения пластовой продукции выше уровня ВНК участка 4. Так как перепад давлений между участками 4 и 5 составил более 10 МПа, регулирование количества перетекающей жидкости из участка 5 в другой 4 залежи 1 в другой по горизонтальным стволам производят установкой в интервале разлома 2 проходного пакера с тарированным проходным каналом диаметром 32 мм. Далее скважины 6, 7, 9 и 10 выходят на оптимальный рабочий режим до полной выработки пласта. При снижении перепада давлений до 5 МПа диаметр тарированного канала увеличили до диаметра 45 мм заменой втулки в пакере. Эксплуатацию участка 4 залежи при помощи скважин 6, 7, 9 и 10 продолжили в прежнем режиме. В результате дебит скважин 6 и 7 на участке 4 вырос с 0,7-1,1 м³/сут соответственно до 2-5 м³/сут, т.е. в 2,3-2,7 раза, объем закачиваемого с поверхности вытесняющего агента через нагнетательные скважины 6 или 7 на участке 4 снизился с 40 м³/сут до 18 м³/сут, т.е. более чем в 2 раза и, как следствие, более чем 2 раза уменьшились материальные и энергетические затраты на закачку вытесняющего агента.

Данный способ разработки залежи нефти, осложненной вертикальными разломами, позволил увеличить экономию более чем в 2 раза рабочего агента и энергии для его закачки в нефтеносный участок пласта за счет использования жидкости и энергии близлежащих обводнившихся изолированных разломами участков, при этом примерно в 2,5 раза увеличить дебит добывающих скважин.

1. Способ разработки залежи нефти, осложненной вертикальными разломами, включающий определение гипсометрических отметок пласта, системное размещение вертикальных и горизонтальных добывающих, нагнетательных скважин за исключением зон максимального падения гипсометрических отметок пласта в непосредственной близости от разломов, вдоль которых размещают вертикальные добывающие скважины, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, перевод вертикальных добывающих скважин в нагнетательные при снижении в них дебита ниже уровня рентабельности, бурение дополнительных горизонтальных стволов, направленных в сторону линии разлома, отличающийся тем, что определяют непроницаемые границы разломов в залежи, разбивающие пласт на участки с различным пластовым давлением, перед переводом обводнившихся добывающих скважин под нагнетание рабочего агента для поддержания пластового давления дополнительные горизонтальные стволы бурят с вскрытием непроницаемой границы разломов из обводнившегося участка пласта с более высоким пластовым давлением в нефтеносный участок пласта выше уровня водонефтяного контакта, при этом осуществляют переток жидкости из одного участка пласта в другой участок с пониженным пластовым давлением по дополнительным горизонтальным стволам, а объем закачиваемого с поверхности вытесняющего агента через нагнетательные скважины в участок с пониженным давлением снижают.

2. Способ разработки залежи нефти, осложненной вертикальными разломами, по п. 1, отличающийся тем, что регулирование количества перетекающей жидкости из одного участка пласта в другой по горизонтальным стволам производят установкой в интервале разлома проходного пакера с тарированным проходным каналом.