Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

 

Сущность изобретения: определяют скважины с наибольшим взаимодействием друг с другом. Между этими скважинами размещают добывающие скважины с вертикальными и горизонтальными стволами. Горизонтальные стволы добывающих скважин размещают перпендикулярно направлению между этими скважинами. Дополнительно между этими скважинами размещают одну или несколько нагнетательных скважин. Нагнетание вытесняющего агента проводят в циклическом режиме. В остальных нагнетательных скважинах вскрывают пласт у кровли, а давление нагнетания близко к горному давлению. 2 з. п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке терригенных и карбонатных коллекторов, осложненных наличием зон с различной проницаемостью породы.

Известен способ разработки нефтяного пласта согласно которому бурят вертикальные и горизонтальные скважины и располагают их по площади залежи, образуя правильные фигуры. При этом нагнетательную скважину (вертикальную) располагают в центре, а добывающие скважины - вертикальные и горизонтальные по периферии элемента, представленного в виде многоугольника, в частности квадрата [1] .

Недостатком такого размещения скважин применительно к условиям неоднородного по проницаемости пласта является то, что многие добывающие скважины могут попасть в зону с пониженной проницаемостью, вследствие чего эффективность разработки пласта будет занижена.

Известна работа, в которой нагнетательные скважины предложено располагать в зонах с пониженной проницаемостью. При этом за счет расположения добывающих скважин в зонах с повышенной проницаемостью и поддержания в нагнетательных скважинах высокого давления, создаются условия для высокоэффективной разработки неоднородного нефтяного пласта [2] .

Недостатком способа, описанного в вышеназванной работе, является то, что для его применения необходимо иметь данные об изменении проницаемости пласта-коллектора по площади всей залежи, а для этого при сильно изменчивой проницаемости необходимо предварительно пробурить большое число скважин, что усложняет и удорожает разработку нефтяного пласта. Кроме того, в некоторых случаях возможно наличие отложений, имеющих проницаемость, ориентированную в каком-либо одном направлении (например, это могут быть отложения палеорусел, протяженные трещины и т. п. ), что не учитывается в упомянутой работе.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки неоднородных нефтяных пластов: обеспечение высоких дебитов добывающих скважин и увеличение коэффициента извлечения нефти за счет более рационального использования природных факторов.

Достигается это тем, что по результатам исследования первой группы скважин, пробуренных по разреженной сетке, определяют направления наилучшего взаимодействия между парами скважин, после чего новые скважины (вертикальные, горизонтальные) бурят в промежутках между хорошо взаимодействующими скважинами, причем в случае проводки горизонтальных скважин располагают горизонтальный участок ствола перпендикулярно к линии, проходящей через пары скважин с хорошим гидродинамическим взаимодействием.

Существенным здесь является то, что по взаимодействию между соседними скважинами выявляются полосы, по которым в пласте-коллекторе имеется повышенная гидродинамическая взаимосвязь. Пробурив в такой полосе скважины, можно вскрыть зону повышенной проницаемости. Особенно эффективно может здесь применение горизонтальных скважин, направленных перпендикулярно полосе с повышенными фильтрационными свойствами. В этом случае повышается вероятность вскрытия каналов, по которым взаимодействуют соседние скважины (трещины, прослои с повышенной гидродинамической связью) за счет чего горизонтальная скважина, пробуренная в промежутке между данными скважинами, может иметь продуктивность в 10-30 раз выше, чем продуктивность скважин, расположенных за пределами указанной полосы.

Коэффициент извлечения нефти при отборе продукции из скважин, пробуренных в полосе повышенного гидродинамического взаимодействия, также должен возрасти вследствие того, что при интенсивном отборе жидкости (особенно при повышенной и высокой вязкости нефти) из высокопроводящих каналов в них понижается давление, за счет чего пониженное давление распространяется вдоль всей названной полосы, благодаря этому снижается давление и в низкопроницаемой породе по обе стороны от данной полосы, создаются в низкопроницаемой породе повышенные градиенты давления, превосходящие предельные для фильтрации нефти, следовательно, снижаются размеры застойных зон. Коэффициент извлечения нефти за счет этого может возрасти на 5-10% .

Для интенсификации процесса извлечения нефти в пределах полосы повышенного гидродинамического взаимодействия предлагается кроме добывающих расположить одну или несколько нагнетательных скважин, за счет периодического нагнетания в эту (эти) скважины вытесняющего агента обеспечивают ускорение вытеснения нефти из указанной полосы. После прекращения нагнетания вытесняющего агента в данные скважины в непрерывном или циклическом нагнетании его в скважины, расположенные за пределами полосы повышенного гидродинамического взаимодействия, происходит приток нефти из окружающих пород в указанную полосу. При следующем цикле после пуска в работу остановленных нагнетательных скважин заполнившая полосу повышенного гидродинамического взаимодействия нефть начинает интенсивно вытесняться к добывающим скважинам (горизонтальным, вертикальным), расположенным в данной полосе.

Для большего охвата вытеснением объема неоднородного пласта в нагнетательных скважинах, расположенных за пределами полосы повышенного гидродинамического взаимодействия, вскрытие пласта предлагается проводить только в прикровельной части, а нагнетание вытесняющего агента вести при давлении, близком или равном давлению гидроразрыва пласта. В трещины, образующиеся за счет этого в верхней части пласта, вокруг нагнетательных скважин поступает вытесняющий агент, охватывая значительные площади прикровельной зоны, а отсюда вследствие высоких перепадов давления преодолевая гидродинамические сопротивления, в вертикальном направлении фильтруются сверху-вниз, охватывая вытеснением дополнительный объем породы. Вытесняемая из расширенной зоны воздействия нефть поступает в полосу повышенного гидродинамического взаимодействия, а оттуда - к добывающим скважинам.

Способ иллюстрируется фиг. 1 и фиг. 2.

Способ осуществляется следующим образом.

После бурения первой группы скважин, проведения их гидродинамических исследований и пробных закачек воды или газа выявляют пары скважин с хорошей гидродинамической связью (на фиг. 1 эти скважины показаны сплошными кружками). После этого по линии, проходящей через скважины, между которыми установлено хорошее гидродинамическое взаимодействие, закладывают новые скважины (показаны пунктиром). При этом горизонтальную скважину располагают так, чтобы горизонтальный участок ее ствола был перпендикулярен к линии с повышенной гидродинамической связью.

В пределах полосы, в которой расположены хорошо взаимодействующие скважины, закладывают новую нагнетательную скважину и (или) переводят в нагнетательные пробуренную ранее скважину.

В нагнетательные скважины, находящиеся в полосе с повышенной гидродинамической связью, вытесняющий агент нагнетают циклически, при этом продолжительность периода нагнетания вытесняющего агента в эти скважины устанавливают по данным об обводненности продукции добывающих скважин, расположенных в полосе с повышенной гидродинамической связью.

Вскрытие продуктивного пласта в нагнетательных скважинах, находящихся за пределами полосы с повышенной гидродинамической связью, производят в верхней прикровельной части пласта в интервале 0,1-0,5 толщины пласта. Величина вскрытого интервала определяется геолого-физической характеристикой пласта, наличием и толщиной слабопроницаемых пропластков, приемистостью скважин. При вскрытии менее 0,1 толщины пласта может значительно уменьшиться приемистость, что не всегда удается компенсировать за счет образования трещин в прикровельной части, а при вскрытии более 0,5 толщины пласта увеличивается вероятность прорыва вытесняющего агента по более проницаемым пропласткам.

П р и м е р 1. Объект разработки - участок залежи мелекесского горизонта Жирновского месторождения (фиг. 2). Продуктивные отложения включают несколько прослоев песчаников, разделенных прослоями глин, сплошность прослоев непостоянна по площади. Нефть в пластовых условиях имеет повышенную вязкость - 20 мПа ˙с. На общем фоне низкопродуктивных скважин, работающих с дебитом 1-2 т/сут, имеется несколько скважин, дебит которых составлял 8-10 т/сут и выше. На рассматриваемом участке осуществляется нагнетание в пласт горячей воды при температуре на устье 100^оС. По данным, полученным в процессе закачки вытесняющего агента, установлена хорошая гидродинамическая связь между скважинами, располагающимися по линии: скв. 1015 (добывающая), скв. 1016 (нагнетательная), скв. 925, скв. 967 (добывающие). В то же время остальные добывающие скважины, не попавшие в пределы полосы, проходящей через указанные скважины, не имеют хорошей гидродинамической связи с нагнетательной скв. 1016, а их дебиты низкие. На основе этих данных сделан вывод о том, что через скважины 1015, 1016, 925, 967 проходит полоса (показано штрихпунктиром), характеризующаяся повышенной гидродинамической связью. Возможно, эта полоса представлена отложениями палеорусла, повышенная проницаемость которых ориентирована по линии, проходящей через упомянутые выше скважины. В промежутке между скважинами 925 и 967 заложена горизонтальная скв. 968. Горизонтальная часть ее ствола направлена перпендикулярно к линии, соединяющей скв. 925 и 967. Дебит нефти скважины 968 оказался равным 9-10 т/сут, в то время как дебит скважин, не попавших в указанную полосу, на порядок ниже.

П р и м е р 2. В выявленной полосе повышенной взаимосвязи располагается нагнетательная скв. 1016, а по обе стороны от нее - добывающие скв. 1015, 925, 968, 967. Нагнетание вытесняющего агента (горячей воды) в скв. 1016 осуществляется в циклическом режиме: 15 сут осуществляют нагнетание горячей воды, после чего на 15 сут нагнетание прекращают, затем цикл повторяют.

В нагнетательные скважины, находящиеся за пределами полосы с повышенной гидродинамической связью, вытесняющий агент может нагнетаться либо непрерывно, либо тоже периодически. В данном примере в скв. 700, 1011 и 1020 нагнетание горячей воды осуществляется периодически, с полупериодом, равным 15 сут.

Периодической работой нагнетательной скв. 1016 обеспечены высокие дебиты нефти добывающих скв. 1015, 968, 967.

П р и м е р 3. В нагнетательных скважинах, находящихся за пределами полосы с повышенной гидродинамической связью (скв. 700, 1011, 1020), продуктивный пласт вскрыт только в верхней части (до 40% от толщины пласта). За счет этого, а также высокого давления нагнетания - на устье нагнетательных скважин поддерживается давление 10-12 МПа (при глубине пласта 650 м забойное давление равно 15-16 МПа, что примерно соответствует горному давлению), процессом вытеснения охвачен повышенный объем породы, в том числе и слабопроницаемой. В прикровельной части пласта образуются трещины (т. к. при закачке горячей воды забойное давление близко к горному), по которым вытесняющий агент продвигается без значительного снижения давления вдоль радиуса, а из этих трещин горячая вода фильтруется вниз, охватывая большие объемы породы. За счет этого значительно продляется продолжительность работы скважин, находящихся в полосе с повышенной гидродинамической связью. В эту полосу поступает большое количество нефти из объемов, которые дополнительно охвачены процессом вытеснения горячей водой, поступающей в верхнюю часть пласта из скв. 700, 1011, 1020. Благодаря предлагаемой технологии коэффициент нефтеизвлечения рассматриваемого участка увеличивается до 0,35-0,38 (без учета комплекса мер, изложенных в рассмотренных выше примерах, коэффициент нефтеизвлечения составил бы не выше 0,28-0,33, одновременно с этим в несколько раз возрастает темп извлечения нефти. (56) Патент США N 4727937, кл. 166-245, 1986.

В. А. Суслов. Размещение нагнетательных скважин при площадном заводнении зонально-неоднородных пластов. Тр-ды "Гипровостокнефть", вып. ХХVII. Геология и разработка нефтяных месторождений, 1976, с. 22, 27.

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин с вертикальными и горизонтальными стволами и расположение нагнетательных скважин в зонах с пониженной проницаемостью пласта коллектора, отличающийся тем, что после бурения первых скважин по разреженной сетке производят их исследование и определяют направление между двумя скважинами с наибольшим взаимодействием друг с другом, после чего вертикальные и горизонтальные стволы новых добывающих скважин располагают в промежутке между двумя скважинами с наибольшим взаимодействием, причем горизонтальные стволы размещают перпендикулярно направлению между этими двумя скважинами.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что между двумя скважинами с наибольшим взаимодействием друг с другом размещают дополнительно одну или несколько нагнетательных скважин, причем нагнетание через них вытесняющего агента осуществляют в циклическом режиме.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в зонах с пониженной проницаемостью пласта коллектора, расположенных за пределами промежутка между двумя скважинами с наибольшим взаимодействием, в нагнетательных скважинах продуктивный пласт вскрывают у кровли, а нагнетание вытесняющего агента осуществляют при давлении, близком к горному.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2