способ разработки залежей нефти с газовой шапкой и подошвенной водой

Формула изобретения

1. Способ разработки залежей нефти с газовой шапкой и подошвенной водой, заключающийся в том, что осуществляют бурение от центра залежи к контурам нефтеносности в области газонефтяного контакта горизонтальных нагнетательных скважин, субортогональных контуру газоносности с закачкой в указанные скважины вытесняющего агента с различной температурой с созданием барьера в области газонефтяного контакта, и бурение от центра залежи нагнетательных скважин под водонефтяным контактом и над водонефтяным контактом горизонтальных добывающих скважин, субпараллельных водонефтяному контакту и субортогональных контуру нефтеносности, причем забои нагнетательных и добывающих скважин ориентированы в направлении от центра залежи к контурам, соответственно, газоносности и нефтеносности с образованием избирательно-лучевой рядной системы расстановки скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при бурении каждой нагнетательной и добывающей скважины до сооружения горизонтального ствола производят бурение наклонно-направленного пилотного ствола, вскрывающего продуктивные нефтенасыщенные пласты в области середины траектории запроектированного горизонтального забоя, с одновременным съемом информации о геологическом строении продуктивных пластов для определения оптимального положения горизонтальных забоев добывающих и нагнетательных скважин и уточнения положений водонефтяного и газонефтяного контакта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки залежи нефти при упруго-водонапорном режиме.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с использованием рядных систем расстановки скважин, предусматривающий расположение рядов скважин параллельно друг другу или кругами на залежи, которая схематизировалась в виде круга (Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. М., 1998, с.396-398).

Такие схемы расположения скважин эффективны в том случае, когда зональная и послойная неоднородность залежи невелика, а продуктивные пласты характеризуются хорошими коллекторскими свойствами.

Недостатком такой системы является ее низкая эффективность в залежах с малыми коэффициентами песчанистости и связности и высокими коэффициентами расчлененности. При подобной стратегии разбуривания вследствие отсутствия информации о реальном строении пластов значительная часть скважин оказывается гидродинамически изолированной. Охват пластов вытесняющим агентом и, следовательно, нефтеотдача оказываются низкими.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, предусматривающий предварительное бурение вертикальных (наклонно-направленных скважин) по редкой сетке, а затем после уточнения геологического строения залежей бурение новых скважин, с помощью которых оптимизируется система разработки (RU 2188938 С1, 2001).

Недостатком этого способа является тот факт, что его область применения не распространяется на залежи с газовой шапкой и подошвенной водой, где пробуренные на первом этаже вертикальные (наклонно-направленные) скважины по эффективности дренирования запасов будут в разы уступать горизонтальным скважинам, которые должны буриться на втором этапе. Чем меньше эффективные нефтенасыщенные и общие нефтенасыщенные толщины на залежи с газовой шапкой и подошвенной водой, тем больше будет проблем с эксплуатацией вертикальных скважин и тем менее эффективной будет предложенная в этом патенте система разработки.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, в котором предлагается на залежи определять продольную ось и зоны с повышенной и пониженной проницаемостью, при этом вертикальные добывающие скважины размещают рядами вдоль продольной оси, а горизонтальные веерообразно под углом к продольной оси залежи, не меньшим 30°, одновременно в зонах с повышенной и пониженной проницаемостью, при этом разработку залежи ведут на естественном режиме (RU 2061176, 1995).

Недостатком этого способа является низкая нефтеотдача на залежах с газовой шапкой и подошвенной водой. На подобных залежах горизонтальные скважины должны располагаться по всей площади залежи без ограничения размеров угла относительно продольной оси, поскольку в противном случае вследствие высокой расчлененности значительные запасы нефти окажутся вне зоны дренирования, а эксплуатация вертикальных скважин, пробуренных вдоль продольной оси, будет малоэффективной из-за образования газовых и водяных конусов, а также прорывов воды и газа по негерметичному заколонному пространству.

Задачей настоящего изобретения является создание способа разработки залежей нефти с газовой шапкой и подошвенной водой, обеспечивающего повышение коэффициента извлечения нефти при минимальном количестве пробуренных скважин за счет создания с помощью вытесняющего агента герметичного барьера между нефтяной оторочкой и газовой шапкой.

Поставленная задача достигается описываемым способом разработки залежей нефти с газовой шапкой и подошвенной водой, заключающимся в том, что осуществляют бурение от центра залежи к контурам нефтеносности в области газонефтяного контакта горизонтальных нагнетательных скважин, субортогональных контуру газоностности с закачкой в указанные скважины вытесняющего агента с различной температурой с созданием барьера в области газонефтяного контакта, и бурение от центра залежи нагнетательных скважин под водонефтяным контактом и над водонефтяным контактом горизонтальных добывающих скважин, субпараллельных водонефтяному контакту и субортогональных контуру нефтеносности, причем забои нагнетательных и добывающих скважин ориентированы в направлении от центра залежи к контурам, соответственно, газоносности и нефтеносности с образованием избирательно-лучевой рядной системы расстановки скважин.

Предпочтительно при бурении каждой нагнетательной и добывающей скважины до сооружения горизонтального ствола производят бурение наклонно-направленного пилотного ствола, вскрывающего продуктивные нефтенасыщенные пласты в области середины траектории запроектированного горизонтального забоя, с одновременным съемом информации о геологическом строении продуктивных пластов для определения оптимального положения горизонтальных забоев добывающих и нагнетательных скважин и уточнения положений водонефтяного и газонефтяного контакта.

Сущность способа заключается в следующем. Продуктивные пласты, к которым приурочены залежи высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой, имеют очень сложное строение, характеризующееся высокой расчлененностью. Корреляция пропластов затруднена даже в районе кустов скважин, пробуренных на нижние объекты разработки, несмотря на то, что в районе расположения кустов между стволами скважин расстояния не превышают нескольких десятков метров. В таких условиях использование любых известных регулярных систем расстановки скважин не может быть эффективным решением, поскольку значительная часть длины горизонтальных стволов как добывающих, так и нагнетательных скважин, будет вскрывать пропласты, которые не являются коллектором.

В основу изобретения положена идея о необходимости опережающего бурения нагнетательных скважин, с помощью которых в области ГНК создается барьер путем нагнетания горячей воды, в зонах, где существует гидродинамическая связь добывающих скважин с газовой шапкой. На участках, где нефтенасыщенная часть пласта отделена непроницаемой перемычкой от газовой шапки, реализуется опережающее бурение добывающих скважин.

Забои нагнетательных скважин располагаются параллельно газонефтяному контакту (ГНК) и субортогонально контуру газоносности. Забои других нагнетательных скважин и всех добывающих располагаются параллельно водонефтяному контакту (ВНК) и субортогонально контуру нефтеносности (фиг.1 и 2).

Сущность способа поясняется чертежами, где на фиг.1 показана схема расположения горизонтальных забоев нагнетательных и добывающих скважин относительно ГНК и ВНК, на фиг.2 - схема расположения добывающих и нагнетательных скважин относительно контуров газоносности и нефтеносности.

Способ осуществляют следующим образом.

Осуществляют последовательное бурение от центра залежи к контурам нефтеносности в области газонефтяного контакта горизонтальных нагнетательных скважин, субортогональных контуру газоностности. Производят закачку в указанные скважины вытесняющего агента с различной температурой с созданием барьера в области газонефтяного контакта. Одновременно производят последовательное бурение от центра залежи нагнетательных скважин под водонефтяным контактом и над водонефтяным контактом горизонтальных добывающих скважин, субпараллельных водонефтяному контакту и субортогональных контуру нефтеносности. При этом забои нагнетательных и добывающих скважин ориентируют в направлении от центра залежи к контурам, соответственно, газоносности и нефтеносности с образованием избирательно-лучевой рядной системы расстановки скважин.

Залежи нефти с газовой шапкой и подошвенной водой (нефтяные оторочки) при малых нефтенасыщенных толщинах могут рентабельно разрабатываться только горизонтальными скважинами. Если геологическое строение продуктивных пластов неизвестно вследствие отсутствия достаточно плотной сетки скважин, то для внедрения систем с горизонтальными скважинами требуется использовать специальную стратегию разбуривания и систему расстановки скважин. Для того чтобы горизонтальные забои добывающих скважин не оказались слишком высоко над ВНК или под ВНК, а забои нагнетательных скважин располагались близко к ГНК, необходимо сначала бурить пилотные стволы в область запланированного размещения горизонтальных забоев. Разбуривание залежи целесообразно начинать с ее центра, где максимальны нефтенасыщенные толщины и располагаются транзитные стволы скважин, пробуренных на нижние объекты разработки. Используя результаты геофизического исследования скважин в транзитных скважинах, можно составить представление о строении продуктивных пластов в районах расположения кустов скважин.

Для того чтобы повысить охват продуктивных пластов и пропластков процессом дренирования, горизонтальные забои добывающих и нагнетательных скважин располагают максимально ортогонально контурам нефтеносности и газоносности. При такой системе горизонтальные забои «лучами» расходятся от «центра» залежи, а их размещение относительно ВНК, ГНК и друг друга определяется исходя из максимизации коэффициента извлечения нефти. Такая система разработки получила название «избирательно-лучевая» (фиг.1).

Для реализации барьерного заводнения закачка воды опережает пуск добывающих скважин в эксплуатацию. Такой подход позволяет предотвратить прорывы газа из газовой шапки к забоям добывающих скважин. Чем дальше от центра залежи располагаются скважины, тем больше смещаются забои добывающих скважин относительно забоев нагнетательных скважин, через которые осуществляется закачка вытесняющего агента в соответствующие пропластки. Поэтому при разбуривании залежи от центра к периферии бурение нагнетательных скважин будет опережать бурение соответствующих добывающих, а закачка вытесняющего агента будет опережать дренирование запасов. Предлагаемая система не является регулярной, горизонтальные стволы скважин только приблизительно ориентированы на центр залежи, каждый ствол будет располагаться на различных расстояниях относительно ВНК и ГНК, расстояния между скважинами будет также различаться. Целью предлагаемой системы является достижение максимального коэффициента извлечения нефти при минимальном количестве пробуренных скважин.

Фиг.2 иллюстрирует принципиальное расположение скважин. Реальное местоположение скважин, а также длины их горизонтальных забоев должны выбираться исходя из представлений о геологическом строении продуктивных пластов, которое будет складываться из результатов геофизического исследования скважин как по пробуренным ранее скважинам, так и по пилотным стволам. На месторождениях с подобными залежами бурение пилотных стволов будет являться не исключением, а правилом, которое позволит уточнить параметры и местоположение новых горизонтальных стволов эксплуатационного фонда скважин.

Возможно при проводке каждой нагнетательной и добывающей скважины до сооружения горизонтального ствола производить бурение вертикального пилотного ствола, вскрывающего продуктивные нефтенасыщенные пласты до середины траектории запроектированного горизонтального забоя. Одновременно проводят съем информации о геологическом строении продуктивных пластов для определения оптимального положения горизонтальных забоев добывающих и нагнетательных скважин и уточнения положений водонефтяного и газонефтяного контакта.

Ниже приведены примеры реализации предлагаемого способа.

Пример 1.

На месторождении имеется залежь высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой. Залежь находится на глубине 900 м, имеет среднюю общую нефтенасыщенную толщину 15 м и среднюю эффективную нефтенасыщенную толщину 8 м. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 400 мПа·с, поэтому дренировать запасы с использованием наклонно-направленных скважин не представляется целесообразным вследствие низких дебитов скважин и громадных проблем с прорывами газа из газовой шапки и воды от ВНК. Для дренирования запасов используются горизонтальные скважины длиной 500 м. Внедрить скважины с большей длиной горизонтального забоя практически невозможно из-за блочного строения залежи, когда по площади меняется глубина расположения ВНК и ГНК, а забои необходимо располагать субпараллельно ВНК (добывающие скважины) или ГНК (нагнетательные скважины при барьерном заполнении). Пробурить скважины такого профиля с большой длиной забоя в пластах с рыхлым коллектором, когда постоянно меняются литологические характеристики пород, очень сложно.

На основании данных петрофизических и геофизических исследований и по скважинам, пробуренным в центре месторождения на нижележащие объекты разработки, была построена приближенная геологическая модель нашего объекта разработки, которая позволила выбрать местоположение первых горизонтальных скважин в центре залежи. Были пробурены первоочередные нагнетательные и добывающие скважины с уже обустроенных кустовых площадок. Первыми осваивались нагнетательные скважины для создания барьера в области ГНК, а затем пускались в эксплуатацию добывающие скважины и другие нагнетательные скважины. В последующем отсыпались новые кустовые площадки на некотором расстоянии от центра месторождения, с которых сначала бурились нагнетательные горизонтальные скважины, предназначенные для барьерного заводнения, а затем сооружались нагнетательные скважины для закачки под ВНК и добывающие горизонтальные скважины. Во всех случаях в район предполагаемого расположения горизонтальных забоев первоначально забуривались пилотные стволы, в которых с помощью петрофизических исследований уточнялось геологическое строение пластов и положение ВНК и ГНК. Постепенно была разбурена вся залежь высоковязкой нефти. Расположение горизонтальных забоев добывающих скважин ограничивалось контуром нефтеносности.

За счет размещения горизонтальных забоев добывающих и нагнетательных скважин субортогонально контурам нефтеносности и газоносности достигался максимальный охват пластов вытесняющим агентом. Поскольку вытесняющий агент закачивается в область ГНК, то предотвращаются прорывы газа из газовой шапки к забоям добывающих скважин. Благодаря исследованиям в пилотных стволах оптимизировалось расположение горизонтальных забоев и, следовательно, возрастали дебиты и приемистости скважин, а количество скважин сокращалось.

При реализации технологии коэффициент охвата заводнением существенно увеличивался и приближался к 80%, поскольку все пласты оказывались под данным воздействием, при этом, однако, часть запасов нефти оставалась в тупиковых зонах. Конечная нефтеотдача зависит от коэффициента вытеснения. В нашем случае в качестве вытесняющего агента использовалась горячая вода с температурой 125°, при которой коэффициент вытеснения достигает 68%. Таким образом, за счет большого коэффициента охвата нефтеотдача к концу срока разработки залежи превысит 50% при утвержденной в государственном балансе 25%. Высокая нефтеотдача будет получена при сооружении меньшего количества скважин. Количество скважин сократится в 1,5 раза при увеличении их стоимости на 20%.

Пример 2.

На многопластовом месторождении самый верхний объект разработки является залежью высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой. Залежь залегает на глубине 1250 м. Средняя общая нефтенасыщенная толщина составляет 11 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина - 6 м. Вязкость нефти в пластовых условиях - 150 мПа·с. Многочисленные нижележащие объекты введены в разработку и разбурены, поэтому самая верхняя залежь высоковязкой нефти пройдена сотнями транзитных скважин. С использованием результатов петрофизических исследований в транзитных скважинах была построена достоверная геологическая модель верхней залежи. Результаты детальной корреляции свидетельствуют об очень сложном геологическом строении, большой расчлененности, прерывистости и зональной неоднородности пластов. С учетом геологического строения залежь разбурена горизонтальными скважинами, которые располагаются субортогонально относительно контуров газоносности и нефтеносности, что позволяет довести коэффициент охвата заводнением по площади почти до 100%. Чтобы уменьшить количество пробуренных скважин, используются различные варианты многозабойных скважин. Для повышения охвата пластов заводнением по толщине, принимая во внимание прерывистость пропластков, большая часть горизонтальных нагнетательных скважин должна иметь сложный профиль. Максимальная длина горизонтальных забоев у добывающих и нагнетательных скважин достигает 1000 м, что обусловлено имеющимися у недропользователя техническими средствами. Система расстановки скважин является избирательно-лучевой, поскольку большинство пробуренных скважин субортогональны контурам нефтеносности и газоносности и ориентированы на центральную часть залежи, при этом расстояния между забоями скважин и протяженность каждого забоя выбирались исходя из конкретного геологического строения продуктивных пластов в зоне расположения скважин.

В нагнетательные скважины закачивается мелкодисперсная водогазовая смесь с температурой 250°C. При использовании водогазовой смеси коэффициент вытеснения нефти повышается до коэффициента вытеснения нефти водяным паром (80%). За счет высоких коэффициентов охвата (75%) и вытеснения нефтеотдача при данном варианте воздействия на пласт достигает 45%. Такое высокое значение нефтеотдачи получено за счет больших объемов прокачки вытесняющего агента (вначале закачивается горячая мелкодисперсная водогазовая смесь, затем холодная мелкодисперсная водогазовая смесь, а на завершающих этапах разработки - холодная вода).

Таким образом, способ согласно изобретению позволяет повысить коэффициент извлечения нефти при минимальном количестве пробуренных скважин.