способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом

Формула изобретения

1. Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом, 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, отличающийся тем, что 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии нескольких продуктивных пластов в эрозионном врезе горизонтальную скважину строят ступенчато, последовательно охватывая все пласты, начиная с верхнего, причем при обводнении продукции горизонтальную скважину изолируют ступенчато, последовательно, начиная с нижней ступени.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области разработки залежи нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами, осложненной эрозионным врезом.

Известен способ разработки залежей нефти, осложненных эрозионным визейским врезом (патент RU 2298087, Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 27.04.2007 Бюл. № 12), включающий уточнение контуров нефтеносности залежей и определение нефтенасыщенной толщины бобриковско-радаевских коллекторов в эрозионном визейском врезе, бурение добывающих и нагнетательных скважин в прибортовой зоне вреза, отбор продукции и закачку рабочего агента в пласт. Затем бурят, по крайней мере, одну горизонтальную добывающую скважину, две нагнетательные. Горизонтальный ствол добывающей скважины размещают в пределах эрозионного визейского вреза на бобриковско-радаевской залежи параллельно бортовой линии эрозионного визейского вреза и перпендикулярно вытесняющему потоку рабочего агента от горизонтальной или наклонно направленной нагнетательной скважины, размещенной за пределами эрозионного визейского вреза на турнейской залежи. Горизонтальный ствол направляют параллельно линии борта вреза и стволу добывающей горизонтальной скважины. Вторую нагнетательную скважину размещают наклонно направленной в пределах эрозионного визейского вреза на бобриковско-радаевской залежи, согласно откорректированной проектной сетке.

Недостатком этого способа является то, что предлагаемый способ применим для разработки одной залежи нефти, расположенной во врезе и не предусматривает бурение и одновременную эксплуатацию горизонтальными скважинами залежей нефти с разным типом коллекторов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки залежей нефти, осложненных эрозионным врезом, включающий уточнение контуров нефтеносности залежей и определение нефтенасыщенной толщины коллекторов в эрозионном врезе, бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции скважины и закачку рабочего агента в пласт (патент RU 2334087, Е21В 43/20, опубл. 20.09.2008 Бюл. № 26). В высокопроницаемой врезовой зоне бурят разветвленную горизонтальную добывающую скважину с выходом разветвлений за пределы вреза в слабопроницаемую зону турнейского объекта на расстояние, не превышающее двух третьих длины одного разветвления. При этом разветвления размещают в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом или по восходящей или нисходящей траектории и направляют перпендикулярно вытесняющему потоку рабочего агента от вертикальных или наклонно направленных нагнетательных скважин.

Недостатком данного способа разработки является то, что его можно применить только на залежах с эрозионными врезами, имеющих русловой тип, в пределах которых можно пробурить разветвленную горизонтальную скважину. При значительных площадях врезов запасы нефти в карбонатных коллекторах вырабатываются частично из-за ограниченных технических возможностей при бурении скважин такой конструкции.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом, вовлечение в разработку терригенных пластов-коллекторов, расположенных во врезе за счет оптимального размещения и эксплуатации горизонтальных скважин, способствующих более полной выработке запасов нефти.

Техническая задача решается способом разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом, включающим 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.

Новым является то, что 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.

Новым является также то, что при наличии нескольких продуктивных пластов в эрозионном врезе горизонтальную скважину строят ступенчато, последовательно охватывая все пласты, начиная с верхнего, причем при обводнении продукции горизонтальную скважину изолируют ступенчато, последовательно, начиная с нижней ступени.

На фиг.1 изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи нефти.

На фиг.2 изображен разрез А-А по фиг.1.

На фиг.3 изображен разрез А-А по фиг.1 при наличии нескольких продуктивных пластов в эрозионном врезе.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную массивную залежь 1 (фиг.1) в карбонатных коллекторах разбуривают вертикальными скважинами 2-9 по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи по данным глубокого бурения скважин и сейсмических исследований на территории месторождения.

По результатам интерпретации каротажных диаграмм скважин определяют наличие эрозионного вреза 10 в карбонатных коллекторах 11 (фиг.1, 2, 3) и борта 12 (фиг.1) вреза 10, эффективные нефтенасыщенные толщины h1 (фиг.1, 2) карбонатных коллекторов 11 и толщины hi (фиг.1, 2) терригенных коллекторов 13 эрозионного вреза 10, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Затем на структурный план и карту эффективных нефтенасыщенных толщин карбонатных коллекторов 11 (фиг.1) наносят границу борта 12 вреза 10 и уровень водонефтяного контакта (ВНК) 14 (фиг.2, 3). По результатам гидродинамических исследований и работе скважин осуществляют моделирование процесса разработки, устанавливают существование гидродинамической связи между залежью нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами 11 (фиг.1, 2 и 3), осложненной эрозионным врезом 10 и терригенными пластами-коллекторами 13 (фиг.2 и 3), расположенными во врезе 10. Производят замеры пластового давления.

Для системного размещения скважин 2-9 (фиг.1) в непосредственной близости от борта 12 эрозионного вреза 10 выделяют участок залежи 1 с карбонатными коллекторами 11, имеющими нефтенасыщенные толщины h (фиг.2 и 3) более 10 м, а терригенные пласты-коллекторы 13 с нефтенасыщенной толщиной hi более двух метров. В карбонатных коллекторах 11 (фиг.1, 2 и 3) дополнительно бурят скважину с горизонтальным стволом 15 по направлению к врезу 10 с выходом части горизонтального ствола 15 в высокопроницаемые терригенные коллекторы 13 вреза 10 на расстояние, не превышающее половины длины горизонтального ствола 15. Траектория горизонтального ствола 15 проходит в прикровельной части терригенного пласта 13 и имеет нисходящий или субгоризонтальный профили 15а (фиг.2). При наличии нескольких пластов-коллекторов 13а, 13б (фиг.3) с нефтенасыщенной толщиной h1 более двух метров каждый горизонтальный ствол 15 может иметь ступенеобразный профиль 15б, последовательно охватывающий все пласты, начиная с верхнего. Такая траектория горизонтальной скважины увеличивает площадь дренирования скважины 15. Запасы нефти из вреза 10 вырабатываются более полно без необходимости дополнительного бурения скважин.

Длина верхней части горизонтального ствола 15 (фиг.1, 2 и 3), расположенного в карбонатных коллекторах 11, не превышает шага проектной сетки скважин (250-300 м), а длина нижней части горизонтального ствола 15 может быть скорректирована с учетом размеров вреза 10 и зависит от технических возможностей.

Горизонтальную скважину 15 осваивают и пускают в эксплуатацию, причем сначала в эксплуатации находится часть горизонтального ствола 15, расположенная во врезе 10. При обводнении продукции горизонтальную скважину 15 (фиг.3) со ступенчатым профилем изолируют последовательно, снизу вверх, начиная с нижней ступени для исключения обводненности продукции, добываемой из скважины 15.

Из числа добывающих вертикальных скважин 2, 3, 6, 7 (фиг.1), пробуренных во врезе 10 и расположенных в непосредственной близости от горизонтального ствола добывающей скважины, часть скважин 3 переводят в нагнетательные при снижении дебитов нефти до предельно рентабельных или по мере обводнения добываемой продукции скважин. Нагнетательные вертикальные скважины 3, пробуренные в терригенных коллекторах 13 (фиг.2 и 3) вреза 10, должны быть расположены на расстоянии не менее шага сетки от горизонтального ствола 15 (фиг.1) и от борта 12 вреза 10. При снижении давления в залежи нефти 1 в карбонатных коллекторах 11 (фиг.1) производят периодическую закачку рабочего агента в коллекторы 11 до выравнивания пластового давления в ней с давлением в продуктивном терригенном пласте 13 эрозионного вреза 10.

При наличии в пределах залежи двух или более врезов 10 (фиг.1, 2 и 3) предложенный способ размещения скважин повторяется для каждого вреза 10 отдельно.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для массивной залежи нефти турнейского яруса. Залежь нефти 1 (фиг.1) в карбонатных коллекторах разбуривают вертикальными скважинами 2-9 (фиг.1) по сетке 300×300 м. По данным глубокого бурения скважин и сейсмических исследований методом 2D, проведенных на территории месторождения, уточняют геологическое строение залежи.

По результатам интерпретации каротажных диаграмм в скважинах 2, 3, 6, 7 определяют наличие эрозионного вреза 10 в карбонатных коллекторах 11 (фиг.1, 2, 3) турнейского яруса глубиной до 20 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины карбонатных коллекторов 11 (фиг.1) составляют в среднем 12 м, а терригенных коллекторов бобриковско-радаевского возраста 13 в эрозионном врезе 10-5 метров. Проницаемость карбонатных коллекторов равна 0,75 мкм², терригенных - 582 мкм².

На структурный план и карту эффективных нефтенасыщенных толщин карбонатных коллекторов 11 наносят границу борта 12 вреза 10, имеющую северо-восточное направление. Абсолютная отметка водонефтяного контакта (ВНК) 14 (фиг.2, 3) залежи в карбонатных коллекторах установлена на абсолютной отметке минус 1064 м. В терригенных коллекторах подошва нижнего нефтяного пласта определена на абсолютной отметке минус 1062 м. В зоне вреза были выделены два терригенных пласта-коллектора 13а и 13б (фиг.3) с нефтенасыщенными толщинами h1 соответственно 3,8 и 3,2 м. Толщина глинистой перемычки между ними составила 1,0 м. Скважины 4, 5, 8 и 9 были пробурены к востоку от борта эрозионного вреза 12 в направлении увеличения нефтенасыщенных толщин, на участке залежи 1, имеющем нефтенасыщенные толщины h (фиг.2 и 3), более 5 м.

По результатам гидродинамических исследований и работе скважин осуществили моделирование процесса разработки и выявили наличие гидродинамической связи между залежью нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами 11 (фиг.1, 2 и 3), осложненной эрозионным врезом 10 и терригенными пластами-коллекторами 13 (фиг.2 и 3), расположенными во врезе 10. Произвели замеры пластового давления в залежи, которое составило 11,2 МПа.

Дополнительно на участке выделили зону с нефтенасыщенными толщинами более 10 м и пробурили добывающую скважину с горизонтальным стволом 15 по направлению к врезу 10 с выходом части горизонтального ствола 15 в высокопроницаемые терригенные коллекторы 13 вреза 10. Длина верхней части горизонтального ствола 156 (фиг.3), расположенного в карбонатных коллекторах 11, составила 300 м. Траектория горизонтального ствола 15б (фиг.3) во врезе прошла по прикровельной части верхнего терригенного пласта 13а (фиг.2) и ступенчато опустилась в нижний терригенный пласт 136. Его длина составила 280 м.

Горизонтальную скважину 15 освоили и пустили в эксплуатацию нижнюю часть горизонтального ствола 15, расположенную во врезе 10. Начальная обводненность продукции скважины составила 12%.

Добывающие вертикальные скважины 2, 3, 6, 7 (фиг.1), пробуренные во врезе 10, также пустили в эксплуатацию. Через год скважину 3 при снижении дебита нефти до 1 т/сут перевели под нагнетание для поддержания пластового давления в залежи. Расположение скважины обеспечило движение потока закачиваемого агента по минимально возможному расстоянию к горизонтальному стволу скважины.

Работа нагнетательных скважин выполняет задачу по стабилизации пластовой энергетики и способствует постепенному повышению пластового давления в залежи. В течение всего периода стабилизации проводились исследовательские работы по контролю за работой как добывающих, так и нагнетательных скважин. Нагнетательная скважина 3 работала в режиме с избыточным устьевым давлением, превышающим начальное пластовое на 10%, до восстановления начального пластового давления в залежи. Закачка рабочего агента существенно влияет на показатели скважины, особенно на рост пластового и забойного давлений, а также на увеличение доли воды в жидкости и дебита жидкости.

В результате существующей гидродинамической связи между терригенными и карбонатными коллекторами, в процессе закачки рабочего агента в пласты-коллекторы, одновременно прослеживается постепенный подъем уровня ВПК. Через пять лет эксплуатации терригенных пластов-коллекторов обводненность продукции увеличилась до 63%. У горизонтальной скважины 15 (фиг.3) со ступенчатым профилем изолировали нижнюю часть ствола, проходящую в терригенных пластах-коллекторах вреза.

Пластовое давление в залежи нефти 1 в карбонатных коллекторах снизилось до 9,8 МПа, поэтому ввели периодическую закачку рабочего агента в скважину 8 (фиг.1) до выравнивания пластового давления в залежи с карбонатными коллекторами с давлением в терригенных пластах 13 (фиг.3) эрозионного вреза 10.

Анализ технологических показателей работы скважин показал, что последовательная остановка закачки рабочего агента в нагнетательную скважину в течение месяца компенсирует отбор продукции горизонтальной скважины рабочего агента, поэтому нагнетательная скважина 8 (фиг.1) работала в режиме последовательного включения и отключения закачки жидкости при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовое давление, близкое к начальному.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить дебиты нефти добывающих скважин и нефтеотдачу пластов-коллекторов, повысить охват выработкой запасов нефти залежи в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом, а также в продуктивных терригенных пластах-коллекторах, расположенных в прибортовой зоне эрозионного вреза.