СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МАССИВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТО-КАВЕРНОЗНЫМИ ПОРОДАМИ Советский патент 1995 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу разработки массивных нефтяных залежей в карбонатных трещиновато-пористо-кавернозных породах-коллекторах.

Цель изобретения - повышение конечной нефтеотдачи за счет упругого режима залежи с аномально высоким пластовым давлением при упрощении условий бурения и эксплуатации добывающих скважин.

На фиг. 1 приведен вертикальный разрез массивной залежи нефти; на фиг. 2 - массивная залежь нефти с пробуренными на нее добывающими скважинами, вид сверху, где 1 - массивная залежь нефти; 2 - водонефтяной контакт; 3 - направление горизонтальной трещиноватости; 4 - прослои уплотненных литологических разностей; 5 - добывающие скважины 1-го этажа разработки; 6 - добывающие скважины 2-го этажа разработки; 7 - добывающие скважины 3-го этажа разработки; 8 - контур нефтеносности; 9 - кольцевой экран 1-го этажа разработки; 10 - кольцевой экран 2-го этажа разработки; 11 - экран 3-го этажа разработки.

Способ осуществляется следующим образом.

После открытия массивной залежи нефти производят ее разведку, выявляют геологическое строение продуктивной толщи, определяют направленность трещин породы и прослоев уплотненных литологических разностей, коллекторские свойства и емкостную характеристику коллекторов, естественный режим работы пластов.

С учетом положения и направленности уплотненных литологических разностей породы устанавливают количество этажей разработки и их размеры.

Определяют по глубинным пробам состав и свойства пластовой и поверхностной нефти, подсчитывают и утверждают запасы нефти и нефтяного газа отдельно по этажам разработки и в целом для залежи.

Составляют и осуществляют технологическую схему опытно-промышленной разработки залежи, выявляют добывные возможности скважин, пробуренных на различные этажи разработки, уточняют параметры коллекторов и пластовой нефти по результатам геофизических и гидродинамических исследований пластов и скважин.

Составляют технологическую схему разработки нефтяной залежи, предусматривая поэтажное разбуривание нефтяной толщи.

На первый этаж разработки бурят добывающие скважины, глубину и положение которых рассчитывают исходя из условий аномально высоких пластовых давлений (АВПД) без спуска дополнительных обсадных колонн.

В случае выявления возможного проникновения подошвенных вод в нефтяную часть залежи по трещинам латерального направления для 1-го этажа разработки создают, например, с помощью закачки через вспомогательные скважины известных химреагентов (например, растворы силиката натрия, гипаноформалиновая смесь и др.) под водонефтяным контактом водонепроницаемый кольцевой экран по периметру контура нефтеносности, с целью предотвращения внедрения подошвенных вод в первый этаж разработки; временно останавливают скважины, пробуренные на другие этажи разработки в период пробной эксплуатации залежи.

После снижения пластового давления в 1-м этаже разработки в процессе отбора нефти до расчетной величины бурят добывающие скважины на 2-й этаж разработки без спуска дополнительных обсадных колонн при прохождении продуктивного разреза 1-го этажа, что обуславливается "снятием" АВПД.

В случае обнаружения возможного подтягивания подошвенных вод в нефтяную часть залежи на первом этаже разработки, перед началом эксплуатации добывающих скважин 2-й серии и возобновлением работы скважины, ранее пробуренных на 2-ой этаж, под водонефтяным контактом образуют второй водонепроницаемый кольцевой экран в продолжение к первому, с целью недопущения проникновения подошвенных вод во второй этаж разработки и обводнения добывающих скважин, проведенных на него.

Аналогично выполняют работы при вводе в эксплуатацию других этажей разработки нефтяной залежи массивного типа.

Предполагаемым объектом внедрения изобретения является месторождение, на котором выявлена крупная нефтяная залежь в интервале глубин от 4000 до 5000 м в трещиновато-кавернозно-поровых известняках каменноугольного возраста. В разрезе имеются слабопроницаемые интервалы и, наоборот, зоны повышенной трещиноватости с преимущественно горизонтальным распространением трещин. Залежь характеризуется аномально высоким пластовым давлением (АВПД), достигающим 830-850 кг/см². В растворенном в нефти газе отмечается повышенное содержание кислых компонентов (H₂S и СО₂) соответственно до 18 и 5%.

Обычная технология разработки массивных залежей, предполагающая вскрытие и эксплуатацию продуктивной толщи единой сеткой скважин, в данных условиях характеризуется низкой эффективностью. При наличии АВПД вскрытие продуктивной толщи должно осуществляться на тяжелом буровом растворе, что из-за высокой поглощающей способности трещинно-кавернозного коллектора ограничивает глубину вскрытия примерно 200-300 м. Бурение на большую глубину требует спуска дополнительных технических колонн. Если сетка скважин вскрывает только верхнюю часть залежи, то из-за отмеченных особенностей коллектора (наличия горизонтальной трещиноватости и слабопроницаемых зон) снижение давления в разрабатываемом интервале недостаточно компенсируется давлением более глубокозалегающих интервалов продуктивной толщи. В результате в верхней части залежи начинается интенсивное разгазирование пластовой нефти с негативными последствиями этого процесса в условиях трещинно-каверзного коллектора (в частности отсечение движущимся по трещинам газом нефтесодержащей матрицы), осложненное тем, что в пласте в свободном состоянии оказываются сероводород и углекислый газ, что резко увеличивает коррозионную агрессивность среды.

Если единая сетка скважин, пробуренных со спусков необходимого количества дополнительных технических колонн, вскрывает продуктивную толщу на большую глубину - почти до поверхности водонефтяного контакта, то снижение пластового давления компенсируется напором подошвенных вод. При этом для предотвращения образования конусов обводнения практикуют последовательные заливки цементов нижней части стволов скважин и перенос зоны отбора вверх по разрезу. В этом случае разработка залежи осуществляется на водонапорном режиме, который в трещинно-кавернозном коллекторе также характеризуется низкой эффективностью.

Для месторождения вследствие большой разницы между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, высокой пластичности нефти (в ней растворено до 600 м³/м³ газа) и трещинно-кавернозного типа коллектора наиболее эффективным является упругий режим разработки. Реализация упругого режима и предотвращение отмеченных выше недостатков односеточной технологии могут быть достигнуты примечанием предложенного поэтажно-поэтапного способа разработки массивных залежей. В соответствии с этим способом на первом этапе бурят сетку добывающих скважин со вскрытием продуктивной толщи на 200-300 м, что соответствует условия бурения без спуска дополнительной технической колонны. Разбуривание ведется по относительно редкой сетке, общее число добывающих скважин на первом этапе составляет около 50. Таким образом формируется верхний этаж разработки. Добыча нефти в скважинах верхнего этажа продолжается до снижения пластового давления в верхнем интервале продуктивной толщи до уровня ≈ 400 атм, что на 150 атм выше давления насыщения, благодаря чему разгазирование нефти в пласте еще не проявляется в заметных количествах.

Далее начинается второй этап разработки. Бурят вторую сетку добывающих скважин (также в количестве ≈ 50 скважин) со вскрытием продуктивной толщи на глубину 500-600 м. Благодаря снижению на первом этапе пластового давления в верхней части продуктивной толщи проводка скважин среднего этажа на указанную глубину будет возможной без спуска дополнительной технической колонны. После начала добычи нефти в скважинах среднего этажа скважины верхнего этажа останавливаются. В период эксплуатации скважин среднего этажа пластовое давление в верхнем и среднем интервалах продуктивной толщи снижается до 300 атм, оставаясь, в целом, выше давления насыщения. Начинается заметное снижение давления в нижней части продуктивной толщи.

На третьем этапе разработки бурят третью сетку добывающих скважин в количестве ≈50 скважин со вскрытием продуктивной толщи на глубину 750-850 м, т. е. на 150-200 м выше водонефтяного контакта. С начала добычи нефти в скважинах нижнего этажа, скважины среднего этажа отключаются. В период эксплуатации скважин нижнего этажа интенсивное снижение давления в нижнем интервале продуктивной толщи вызывает активное проявление подошвенных вод, их внедрение в залежь и переход ее разработки с упругого на водонапорный режим. По мере обводнения скважин нижнего этажа в них осуществляются цементные заливки и перевод зоны отбора нефти на средний интервал продуктивной толщи. Одновременно возобновляется эксплуатация скважин среднего этажа. В дальнейшем фонд скважин нижнего и среднего этажей переводится на эксплуатацию верхнего интервала продуктивной толщи с одновременным возобновлением добычи нефти в скважинах верхнего этажа.

Рассмотренный процесс может осложняться латеральным (боковым) подтягиванием пластовых вод по зонам высокой горизонтальной трещиноватости на первом и втором этапах разработки. В случае проявления такого подтягивания в процессе разработки верхнего и среднего этажей потребуется пробурить вспомогательные скважины по периферии эалежи с целью закачки непосредственно под водонефтяной контакт специальных химических реагентов для изоляции высокопроницаемых зон.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МАССИВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТО-КАВЕРНОЗНЫМИ ПОРОДАМИ путем бурения добывающих скважин и последовательного дренирования интервалов разреза, отличающийся тем, что, с целью повышения конечной нефтеотдачи за счет упругого режима залежи с аномально высоким пластовым давлением при упрощении условий бурения и эксплуатации добывающих скважин, бурение и дренирование добывающих скважин производят поэтажно и поэтапно сверху вниз самостоятельными сетками скважин, причем скважины верхнего этажа останавливают по достижении пластового давления не ниже давления насыщения и переходят на бурение и дренирование скважин следующего этажа. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что этажи разработки в разрезе выделяют между литологическими экранами. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью предотвращения латерального внедрения пластовых вод в нефтяную часть залежи, непосредственно на контуре нефтеносности создают непроницаемые для воды кольцевые экраны.