СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/20 

Предлагаемое изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и способствует повышению эффективности добычи нефти из продуктивных отложений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Предметом изобретения является залежь нефти с низкопроницаемыми коллекторами.

Известен способ разработки низкопроницаемых коллекторов, основанный на площадных пяти-, семи-, девятиточечных системах размещения добывающих и нагнетательных скважин (см. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1979, с. 7, 47-49). Недостатками известного технического решения, вследствие применения вертикальных скважин, являются
низкие начальные и текущие дебиты скважин по нефти,
малые значения коэффициента охвата,
низкие величины коэффициента извлечения нефти.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяных месторождений на основе применения горизонтальных скважин (см. Ерохин В.П. и др. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 9, 1997, с. 32-35). Недостатки данного способа разработки заключаются в следующем
стремление перенести идею пятиточечных и иных площадных систем разработки на системы с горизонтальными скважинами приводит к игнорированию реальной геологической обстановки в пласте, что сопровождается снижением эффективности процесса добычи нефти;
взаимно перпендикулярное размещение горизонтальных скважин в случае наличия слоистой неоднородности пласта вызывает уменьшение дебитов, по крайней мере, пары скважин по нефти, а также преждевременное обводнение добываемой продукции;
указанные недостатки предопределяют снижение конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).

В основу настоящего изобретения положена задача создания эффективного способа разработки низкопроницаемых коллекторов с учетом их слоистой неоднородности. Данная цель достигается за счет
комплексирования достоинств горизонтальных скважин (ГС) и гидравлического разрыва пласта (ГРП);
адекватного учета реальной слоистой неоднородности низкопроницаемого коллектора;
химической обработки закачиваемой в пласт воды.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки залежи с низкопроницаемыми коллекторами, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт с целью вытеснения нефти к добывающим скважинам и проведение гидравлического разрыва пласта, добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами, параллельными друг другу в плане, с пересечением всех низкопроницаемых пластов от кровли до подошвы залежи, при этом в своде структуры бурят вертикальные скважины вдоль выявленной или предполагаемой трассировки естественной трещиноватости с расположением забоев этих скважин на продолжении экстраполяционных прямых по отношению к горизонтальным стволам нагнетательных скважин, после чего в данных скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта, а закачку воды производят в вертикальные скважины, в которых осуществлен гидроразрыв пласта, и в горизонтальные нагнетательные скважины, при этом закачку воды осуществляют с химическими реагентами, предотвращающими разбухание глинистых частиц и пропластков, и реагентами для выравнивания профиля приемистости, причем последние вводят в закачиваемую воду после обводнения добываемой продукции на 50-80%.

Предлагаемый способ основывается на том, что
- при пересечении низкопроницаемых коллекторов от кровли до подошвы горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин и закачке воды в трещины гидроразрыва достигается коэффициент охвата процессом вытеснения по площади, близкий к единице;
- вовлечение в процесс дренирования всех низкопроницаемых пластов обеспечивает наибольший дебит по нефти добывающих скважин и наибольшую приемистость по воде нагнетательных скважин;
- закачка воды в трещины гидроразрыва способствует интенсификации процесса разработки и отборов нефти, а также предотвращает возможность негативного продвижения закачиваемой воды к забоям добывающих скважин по системам естественных трещин;
- при наличии глинистых минералов обработка закачиваемой воды химреагентами (например, различными солями) предотвращает разбухание глин, а значит - снижение приемистости нагнетательных скважин и уменьшение коэффициента охвата по вертикали;
- выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах (например, с помощью полимеров) обеспечивает увеличение коэффициента охвата по вертикали и, следовательно, величины конечного коэффициента извлечения нефти.

Способ осуществляют следующим образом.

Согласно современной практике проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений, оптимальные технологические параметры системы разработки находят в результате многовариантных гидрогазодинамических и технико-экономических расчетов с использованием трехмерных (3D) геолого-технологических моделей продуктивных пластов и соответствующего программного комплекса. Это связано с тем, что оптимизируемых параметров много и они сложным образом зависят от параметров продуктивного пласта и насыщающих его пластовых флюидов. Поэтому изложение реализации предлагаемого способа разработки дается применительно к обоснованному оптимальному варианту разработки.

Залежь нефти разбуривается системами горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин так, как указано на фиг.1, где на а) показан профильный разрез, а на б) - вид сверху, на котором 1 - нагнетательная скважина, 2, 3 - добывающие горизонтальные скважины, 4 - вертикальная скважина, 5 - трещина гидроразрыва пласта. Стволы добывающих и нагнетательных скважин располагают параллельно друг другу (в наибольшей степени параллельно с учетом геометрических особенностей залежи, ограничительных условий на поверхности). Протяженность горизонтальных стволов такова, что они пересекают все низкопроницаемые прослои от кровли до подошвы пласта. Здесь и далее под горизонтальными стволами, как обычно, понимаются строго горизонтальные стволы, а также несколько наклоненные в сторону внешнего водонефтяного контакта (ВНК) или стволы с некоторым восхождением вверх по отношению к внешнему контуру ВНК.

Расстояние между горизонтальными стволами, а также степень превышения отметок горизонтальных стволов от поверхности ВНК определяются, как отмечалось, на основе расчетов с использованием 3D гидрогазодинамической модели пласта.

В своде структуры, где обычно наиболее выражена трещиноватость коллекторов или предрасположенность к образованию трещин, бурится система вертикальных скважин так, что забои их находятся на продолжении траектории стволов нагнетательных скважин.

Во всех вертикальных скважинах осуществляются ГРП. Однако основное назначение их состоит не в увеличении продуктивности или приемистости вертикальных скважин, а в увеличении коэффициента охвата и темпов отбора нефти.

Отбор нефти осуществляется из системы добывающих скважин, а закачка воды производится как в горизонтальные нагнетательные скважины, так и в вертикальные скважины, простимулированные гидроразрывом пласта.

В предлагаемом способе нагнетательные скважины и скважины с ГРП обеспечивают создание обширных фронтов вытеснения, что способствует росту площадного коэффициента охвата вытеснением, а значит, и КИН, а также приводит к увеличению дебитов добывающих скважин, что важно для рассматриваемого типа коллекторов.

В случае значительных площадных размеров осуществляется бурение на разных вертикальных отметках нескольких систем горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также систем вертикальных скважин (см. фиг.2). Аналогично, если залежь является водоплавающей, то рассматриваемые элементы разработки "тиражируются" по площади залежи над поверхностью ВНК.

Вследствие преобладающего наличия резкой слоистой неоднородности продуктивного пласта по коллекторским свойствам всегда будет иметь место процесс неравномерного обводнения отдельных пропластков и, следовательно, добывающих скважин. Поэтому при достижении заданной степени обводненности (50-80%) добываемой продукции в закачиваемую воду добавляют реагенты, способствующие выравниванию профиля приемистости, а значит, увеличению коэффициента охвата процессом вытеснения нефти водой по вертикали. Для этих целей в последние годы широкое распространение получили биополимер БП-92, "Темпоскрин", растворы силиката натрия с соляной и другими кислотами, РИТИН и др.

В случае наличия глинистых частиц и глинистых прослоев в продуктивном пласте возникает необходимость химической обработки закачиваемой воды с целью предотвращения их разбухания с соответствующими негативными последствиями. Такие обработки воды с использованием хлористого калия, катионоактивных ПАВ, пластовой минерализованной воды распространены в практике нефтедобычи и они входят в качестве составного элемента в предлагаемый способ разработки.

Пример.

В качестве объекта разработки рассматривается залежь нефти с низкопроницаемыми коллекторами с развитой слоистой неоднородностью коллекторских свойств (Западная Сибирь). Геологические запасы нефти оцениваются в 20 млн т.

Традиционный подход к разработке данной залежи обеспечивает конечный КИН в 20%, следовательно, извлекаемые запасы нефти составляют 4 млн т.

Предпочтительные расстояния между скважинами при традиционном подходе равняются 450 м, в случае предлагаемой технологии оптимальные расстояния между горизонтальными стволами возрастают до 630 м.

Вследствие роста начальных и текущих дебитов по нефти добывающих горизонтальных скважин общее потребное число скважин на разработку залежи оказывается в 1,5 раза меньше. С учетом затрат на ГРП капитальные затраты на разработку по предлагаемой и традиционной технологиям становятся практически одинаковыми.

Тогда реализация предлагаемой технологии с химической обработкой закачиваемой воды обеспечивает конечный КИН в размере 39%, т.е. извлекаемые запасы нефти оказываются равными 7,8 млн т или на 3,8 млн т больше, чем при традиционном подходе.

Такая дополнительная добыча нефти делает процесс разработки рассматриваемой залежи рентабельной при любых ценах на нефть выше 11 долларов за баррель.

Таким образом, приведенные результаты исследований подтверждают справедливость предлагаемого подхода к разработке залежей нефти из рассматриваемого типа коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к разработке залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. Обеспечивает повышение эффективности способа при учете слоистой неоднородности пластов. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт для вытеснения нефти к добывающим скважинам и проведение гидравлического разрыва пласта. Согласно изобретению, добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами, параллельными друг другу в плане, с пересечением всех низкопроницаемых пластов от кровли до подошвы залежи. В своде структуры бурят вертикальные скважины вдоль выявленной или предполагаемой трассировки естественной трещиноватости с расположением забоев этих скважин на продолжении экстраполяционных прямых по отношению к горизонтальным стволам нагнетательных скважин. После этого в данных скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта. Закачку воды производят в вертикальные скважины, в которых осуществлен гидроразрыв пласта, и в горизонтальные нагнетательные скважины. Закачку воды осуществляют с химическими реагентами, предотвращающими разбухание глинистых частиц и пропластков, и реагентами для выравнивания профиля приемистости, которые вводят в закачиваемую воду после обводнения добываемой продукции на 50-80%. 2 з.п.ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки залежи с низкопроницаемыми коллекторами, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в пласт, вытеснение нефти к добывающим скважинам и проведение гидравлического разрыва пласта, отличающийся тем, что добывающие и нагнетательные скважины бурят с горизонтальными стволами, параллельными друг другу в плане с пересечением всех низкопроницаемых пластов от кровли до подошвы залежи, при этом в своде структуры бурят вертикальные скважины вдоль выявленной или предполагаемой трассировки естественной трещиноватости с расположением забоев этих скважин на продолжении экстраполяционных прямых по отношению к горизонтальным стволам нагнетательных скважин, после чего в данных скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта, а закачку воды производят в вертикальные скважины, в которых осуществлен гидроразрыв пласта, и в горизонтальные нагнетательные скважины, при этом закачку воды осуществляют с химическими реагентами, предотвращающими разбухание глинистых частиц и пропластков, и реагентами для выравнивания профиля приемистости, причем последние вводят в закачиваемую воду после обводнения добываемой продукции на 50-80%. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае значительности площадных размеров залежи нефти системы рассматриваемых горизонтальных и вертикальных скважин сооружают на разных высотных отметках продуктивного пласта. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае водоплавающей залежи рассматриваемые элементы разработки относительно равномерно размещают по площади залежи над поверхностью водонефтяного контакта.