Способ разработки нефтегазовых месторождений с низкой вертикальной проницаемостью

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с анизотропными коллекторами. Способ разработки нефтегазового месторождения, содержащего нефтеносный пласт с вертикальной анизотропией пласта, заключается в определении на участке разработки коллекторских свойств и анизотропии пород пласта, бурении вертикальных и горизонтальных скважин в зонах с хорошими коллекторскими свойствами пород и бурении горизонтальных скважин с синусоидальным вертикальным профилем в зонах с низкой вертикальной проницаемостью коллекторов. Бурение горизонтальных скважин с синусоидальным вертикальным профилем производят с амплитудой синусоиды 0,5-0,9 нефтенасыщенной мощности пласта со сдвигом траектории скважины в сторону кровли пласта и максимально допустимым углом к плоскости напластовывания пород в подошве и кровле пласта на участке проведения скважины. Экстремальные значения высот синусоиды, описывающей траекторию скважины, соответствуют минимальным значениям проницаемости породы, слагающей пласт. Минимальное расстояние от ствола скважины до кровли пласта составляет не более 0,5-1,0 метра. Техническим результатом является повышение эффективности разработки за счет расширения охвата процессом дренирования мощности пласта. 3 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, в соответствии с которым бурят скважины и размещают их рядами, отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в режиме снижения пластового давления до достижения его значения 80-85% от первоначального. Определяют линии тока закачиваемого рабочего агента, перпендикулярные рядам нагнетательных скважин. Обводненные добывающие скважины, расположенные на этих линиях тока, переводят в нагнетательные. Продолжают разработку залежи в режиме поддержания пластового давления. Выделяют зоны залежи с пониженными значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, выработанности запасов и скорости обводнения и повышенной глинистостью. Бурят дополнительные добывающие скважины и размещают их в выделенной зоне и/или за этой зоной с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин. Перфорируют дополнительные добывающие скважины в кровельной части продуктивного пласта. Отбор нефти осуществляют при депрессии не ниже 85% от начального пластового давления. Закачку рабочего агента осуществляют в циклическом режиме с обеспечением условия соответствия объемов отбора и закачки жидкости (Патент РФ №2065938, кл. Е21В 43/20).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтегазового месторождения, включающий отбор нефти через добывающие скважины, определение направления трещиноватости коллектора и размещение скважин относительно направления трещиноватости. При этом определяют направление доминирующей трещиноватости, определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте, а после определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Добывающие скважины размещают внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора и выполняют горизонтальными с расположением горизонтальных стволов перпендикулярно выявленному направлению трещиноватости (патент РФ №2230890, кл. Е21В 43/16).

Недостатком известного способа является его низкая эффективность при разработке нефтяной залежи в зонах с низкой вертикальной проницаемостью коллекторов.

В основу изобретения положено решение задачи по созданию способа разработки нефтяной залежи в сложных условиях при наличии ярко выраженной вертикальной анизотропии пород нефтеносного пласта.

Технический результат, который может быть получен при реализации изобретения, заключается в повышении эффективности разработки за счет расширения охвата процессом дренирования мощности пласта.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе разработки нефтегазового месторождения, содержащего нефтеносный пласт с вертикальной анизотропией пород пласта, и заключающемся в определении на участке разработки коллекторских свойств и анизотропии пород пласта, бурении вертикальных и горизонтальных скважин в зонах с хорошими коллекторскими свойствами пород, производят бурение горизонтальных скважин с синусоидальным вертикальным профилем в зонах с низкой вертикальной проницаемостью коллекторов с амплитудой синусоиды 0,5-0,9 нефтенасыщенной мощности пласта, при этом производят сдвиг траектории скважины в сторону кровли пласта под максимально допустимым углом к плоскости напластования пород в подошве и кровле пласта на участке проведения скважины.

Экстремальные значения высот синусоиды, описывающей траекторию скважины, соответствуют минимальным значениям проницаемости породы, слагающей пласт, а минимальное расстояние от ствола скважины до кровли пласта составляет не более 0,5-1,0 метра.

Также за счет того, что после проведения горизонтально-синусоидальной скважины в ней проводят работы по гидроразрыву пласта.

Также за счет того, что определение на участке разработки коллекторских свойств и анизотропии пород пласта производят путем измерения скорости распространения продольных волн в предварительно отобранных образцах.

Также за счет того, что максимально допустимый угол к плоскости напластования пород в подошве и кровле пласта на участке проведения скважины определяют из условия:

Где L - длина системы насос - пакер, м;

d_э- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

d_Н - диаметр глубинного насоса, м;

к - технологический зазор между эксплуатационной колонной и глубинным насосом, м;

f - стрела прогиба системы насос - пакер или другого устройства для испытания пластов.

Способ осуществляется следующим образом. На участке разработки производят определение коллекторских свойств и анизотропии пород пласта. Для этого первоначально месторождение разбуривают вертикальными скважинами. Сетка разбуривания зависит от размеров месторождения и его геологического строения. Разбуривание вертикальных скважин позволяет уточнить геологическое строение месторождения, определить направление и величину анизотропии пород пласта на различных участках и наметить размещение горизонтальных добывающих скважин. При этом традиционными методами проектирования разработки определяют расстояния между рядами скважин и расстояния между скважинами в одном ряду.

При осуществлении предлагаемого способа на первоначальной стадии разработки залежи производят определение направления трещиноватости коллектора по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от первых пробуренных скважин под различными азимутальными углами. При этом по стволу скважины регистрируют сейсмические волны, выделяют прямую продольную сейсмическую волну - Р-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. Определяют интенсивность Р-волны. В интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны, находят отношение амплитуд PS/P-волн и строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам. По направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости, а по отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. После определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора.

Уточнение коллекторских свойств и анизотропии пород пласта на участке разработки, а также оптимальных режимов проведения скважин и условий их работы производят путем измерения скорости распространения продольных волн в предварительно отобранных образцах.

Для составления программы нагружения образцов, отвечающей реальным напряжениям, возникающим вокруг горизонтальной скважины при создании в ней депрессий различного уровня, необходимо установить вид анизотропии породы, поскольку, в случае горизонтальной скважины, от этого во многом зависят действующие вокруг нее напряжения.

Для определения типа анизотропии породы измеряют скорости распространения продольных волн в изготовленных образцах. Скорости измеряют в трех взаимно перпендикулярных направлениях: по оси керна и по двум осям в горизонтальной плоскости. Измерения проводят на специальной установке, представляющей собой два датчика-генератора ультразвуковых волн, между которыми устанавливался исследуемый образец. Между датчиками-генераторами пропускают волны длиной 5 мм и частотой 1,25 МГц. При этом определяется время прохождения волн через образец и затухание амплитуды колебаний.

В зонах с хорошими коллекторскими свойствами пород бурят вертикальную скважину, пересекающую продуктивный пласт. От этой скважины производят врезку наклонного участка ствола скважины. Для повышения точности проводки участка наклонного ствола выше точки местоположения врезки наклонного участка устанавливают искусственный геофизический репер глубины скважины, например магнитный. Относительно репера определяют положение пласта и местоположение врезки наклонного участка ствола, проводку которого осуществляют с использованием отклоняющего приспособления. Траекторию наклонного участка корректируют по глубине относительно репера. Регистрацию местоположения репера осуществляют магнитными датчиками инклинометра.

После проведения наклонного участка и его выхода в продуктивный пласт скважины на участке с хорошими коллекторскими свойствами пород осуществляют проводку горизонтальной скважины до ее выхода к участку нефтеносного пласта с вертикальной анизотропией пород пласта. При выходе горизонтальной скважины к такому участку переходят к технологии проведения горизонтальной скважины с синусоидальным вертикальным профилем.

Для гарантированного предотвращения выхода скважины за пределы нефтеносного пласта амплитуда синусоиды должна лежать в пределах 0,5-0,9 нефтенасыщенной мощности пласта со сдвигом траектории скважины в сторону кровли пласта и максимально допустимым углом к плоскости напластования пород в подошве и кровле пласта на участке проведения скважины.

Максимально допустимый угол к плоскости напластования пород в подошве и кровле пласта на участке проведения скважины определяют из условия соответствия эмпирической формуле:

где L - длина системы насос - пакер, м;

d_э- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

d_Н - диаметр глубинного насоса, м;

k - технологический зазор между эксплуатационной колонной и глубинным насосом, м;

f - стрела прогиба системы насос - пакер или другого устройства для испытания пластов.

При этом экстремальные значения высот синусоиды, описывающей траекторию скважины, должны соответствовать минимальным значениям проницаемости породы, слагающей пласт, а минимальное расстояние от ствола скважины до кровли пласта не должно составлять более 0,5-1,0 метра. При этом происходит наиболее полное вскрытие нефтеносного пласта, позволяющее повысить его нефтеотдачу и избежать обводнения нефтеносного пласта за счет прорыва воды из пород кровли или подошвы пласта.

После проведения горизонтально-синусоидальной скважины в ней производят работы по гидроразрыву пласта, что позволяет еще больше повысить нефтеотдачу.

1. Способ разработки нефтегазового месторождения, содержащего нефтеносный пласт с вертикальной анизотропией пласта, заключающийся в определении на участке разработки коллекторских свойств и анизотропии пород пласта, бурении вертикальных и горизонтальных скважин в зонах с хорошими коллекторскими свойствами пород и бурении горизонтальных скважин с синусоидальным вертикальным профилем в зонах с низкой вертикальной проницаемостью коллекторов, с амплитудой синусоиды 0,5-0,9 нефтенасыщенной мощности пласта со сдвигом траектории скважины в сторону кровли пласта и максимально допустимым углом к плоскости напластования пород в подошве и кровле пласта на участке проведения скважины, при этом экстремальные значения высот синусоиды, описывающей траекторию скважины, соответствуют минимальным значениям проницаемости породы, слагающей пласт, а минимальное расстояние от ствола скважины до кровли пласта составляет не более 0,5-1,0 м.

2. Способ разработки нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что после проведения горизонтально-синусоидальной скважины в ней проводят работы по гидроразрыву пласта.

3. Способ разработки нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что определение на участке разработки коллекторских свойств и анизотропии пород пласта производят путем измерения скорости распространения продольных волн в предварительно отобранных образцах.

4. Способ разработки нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что максимально допустимый угол к плоскости напластования пород в подошве и кровле пласта на участке проведения скважины определяют из условия

где L - длина системы насос-пакер, м;
d_э - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
d_н - диаметр глубинного насоса, м;
k - технологический зазор между эксплуатационной колонной и глубинным насосом, м;
f - стрела прогиба системы насос-пакер или другого устройства для испытания пластов.