Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом


 


Владельцы патента RU 2630324:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом. Способ включает уточнение контура нефтеносности залежи и борта вреза, 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. Изначально определяют количество пластов в эрозионном врезе. Добывающую скважину бурят из залежи нефти в карбонатных коллекторах с несколькими горизонтальными участками, вскрывающими соответствующий продуктивный пласт в эрозионном врезе. Производят вторичное вскрытие в каждом горизонтальном участке скважины в интервалах пластов эрозионного вреза и залежи нефти в карбонатном коллекторе. Отбор продукции производят при помощи устройства для одновременно-раздельной эксплуатации независимо от вреза и карбонатного коллектора. Закачку рабочего агента производят через нагнетательные скважины. Способ позволяет увеличить нефтеотдачу пластов-коллекторов, повысить охват выработкой запасов нефти залежи в карбонатных коллекторах, а также в продуктивных терригенных пластах-коллекторах, расположенных в эрозионном врезе. 2 ил., 1 пр.

 

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 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 способа является то, что имеется ряд ограничений по геологическим условиям и техническим возможностям при бурении скважин таких конструкций.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом (патент RU №2434124, МПК Е21В 43/20, опубл. в Бюл. №32 от 20.11.2011), 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, 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, при этом 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.

Недостатком способа является то, что при наличии нескольких продуктивных пластов в эрозионном врезе горизонтальная скважина разрабатывает пласты последовательно, а при различных свойствах добываемой нефти или большого перепада давлений это недопустимо, при этом малая площадь фильтрации скважины в каждом пласте эрозионного вреза не позволяет добиться высокого коэффициента извлечения нефти (КИН обычно не выше 15-18%).

Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей способа за счет возможности использования одновременно-раздельной добычи в участках пласта с различными пластовыми давлениями и различными свойствами нефти, а также повышение эффективности разработки залежи нефти за счет увеличения площади фильтрации каждого пласта эрозионного вреза.

Технические задачи решаются способом разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом, включающим уточнение контура нефтеносности залежи и борта вреза, 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, причем горизонтальные скважины бурят из залежи нефти в карбонатных коллекторах в продуктивный пласт эрозионного вреза, производят отбор продукции из добывающей скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в пласт.

Новым является то, что определяют количество пластов в эрозионном врезе, добывающую скважину бурят с несколькими горизонтальными участками, вскрывающими соответствующий продуктивный пласт в эрозионном врезе, производят вторичное вскрытие в каждом горизонтальном участке скважины в интервалах пластов эрозионного вреза и залежи нефти в карбонатном коллекторе, а отбор продукции производят при помощи устройства для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) независимо от вреза и карбонатного коллектора.

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

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

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 1 по данным глубокого бурения скважин 2-9 и сейсмических исследований на территории месторождения.

По результатам интерпретации каротажных диаграмм скважин 2-9 определяют наличие эрозионного вреза 10 (фиг. 1, 2) в карбонатных коллекторах и борта 11 вреза 10, эффективные нефтенасыщенные толщины h1 (фиг. 2) карбонатного коллектора и толщину пластов h2 и h3 эрозионного вреза 10, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Затем на структурный план и карту эффективных нефтенасыщенных толщин карбонатных коллекторов наносят границу борта 11 (фиг. 1) вреза 10 и уровень водонефтяного контакта (ВНК) 12 (фиг. 2). По результатам гидродинамических исследований и работе скважин 2-9 осуществляют моделирование процесса разработки, устанавливают существование гидродинамической связи в залежи 1 (фиг. 1, 2) нефти, осложненной эрозионным врезом 10. Производят замеры пластового давления на всех участках залежи 1. Из массивного коллектора в эрозионный врез 10 с вскрытием борта 11 дополнительно бурят добывающую скважину 13 с несколькими горизонтальными стволами 14 (соответственно пластам вреза 10), которые располагают для увеличения охвата и площади фильтрации в эрозионном врезе 10. Горизонтальные стволы 14 (фиг. 2) вскрывают перфорацией 15 в эрозионном врезе 10, а остальной участок 16 скважины 13 с другой от борта 11 стороны вскрывают на всем участке взаимодействия с залежью 1. В скважину 13 спускают колонну труб 17 с пакером 18, которым изолируют вскрытые участки 15 и 16. После чего в скважину 13 спускают вторую колонну труб 19, устанавливают оборудование для ОРЭ (не показано).

Добывающую скважину 13 осваивают и пускают в эксплуатацию под добычу продукции, одновременно эксплуатируя вскрытую перфорацией 15 часть горизонтальных стволов 14, расположенных во врезе 10 и за бортом 11 вреза 10 на участке 16, с помощью оборудования для ОРЭ.

Из числа добывающих вертикальных скважин 2 (фиг. 1), 3, 6, 7, пробуренных во врезе 10 и расположенных в непосредственной близости от горизонтальных стволов 14 добывающей скважины 13, добывающие скважины 2 и 6 переводят в нагнетательные при снижении дебитов нефти до предельно рентабельных или по мере обводнения добываемой продукции скважин 2 и 6. Вертикальные добывающие скважины 4 (фиг. 1), 5, 8, 9, пробуренные в массивной части залежи 1, должны быть расположены на расстоянии не менее шага сетки от горизонтальных стволов 14 добывающей скважины 13 и от борта 11 вреза 10. Добывающие вертикальные скважины 4 и 8 переводят в нагнетательные при снижении давления в залежи 1, в них производят периодическую закачку рабочего агента (воды, воды с хим. реагентами, пара и т.д.) до выравнивания и повышения пластового давления в залежи 1.

Пример конкретного выполнения.

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

По результатам интерпретации каротажных диаграмм в скважинах 2, 3, 6, 7 определяют наличие эрозионного вреза 10 в карбонатных коллекторах и борта 11 вреза 10 (фиг. 1 и 2) турнейского яруса глубиной до 25 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины карбонатных коллекторов h1 (фиг. 2) составляют в среднем 14 м, а терригенных коллекторов бобриковско-радаевского возраста в эрозионном врезе 10 - h2=11 м и h3=8 м. Проницаемость карбонатных коллекторов равна 0,139 мкм2, терригенных - 0,580 мкм2.

На структурный план и карту эффективных нефтенасыщенных толщин h1 карбонатных коллекторов наносят границу борта 11 вреза 10, имеющую северо-западное направление. Абсолютная отметка ВНК 12 залежи 1 в карбонатных коллекторах установлена на абсолютной отметке минус 1068 м. В терригенных коллекторах подошва нижнего нефтяного пласта определена на абсолютной отметке минус 1063 м. В зоне борта 11 (фиг. 2) вреза 10 были выделены два терригенных пласта-коллектора с нефтенасыщенной толщиной h2=4,2 м и h3=5,3 м. Скважины 4 (фиг. 1), 5, 8 и 9 были пробурены к востоку от борта эрозионного вреза 10 в направлении увеличения нефтенасыщенных толщин, на участке залежи 1 (фиг. 2), имеющей нефтенасыщенную толщину h1=13,6 м.

По результатам гидродинамических исследований и работе скважин 2-9 (фиг. 1 и 2) осуществили моделирование процесса разработки и выявили наличие гидродинамической связи между залежью 1 нефти, представленной слабопроницаемыми коллекторами, осложненной эрозионным врезом 10, и двумя терригенными пластами-коллекторами (фиг. 2). Произвели замеры пластового давления в залежи 1, которое составило в нижнем пласте эрозионного вреза 10-14,2 МПа, в верхнем пласте эрозионного вреза 10-14,1 МПа, в карбонатной части залежи 1-14,9 МПа.

Из массивного коллектора в эрозионный врез 10 (фиг. 1 и 2) с вскрытием борта 11 дополнительно бурят добывающую скважину 13 с двумя горизонтальными стволами 14, которые располагают в соответствующих пластах эрозионного вреза 10 для увеличения охвата и площади фильтрации в этих пластах. Горизонтальные стволы 14 (фиг. 2) вскрывают перфорацией 15 в эрозионном врезе 10, а остальной участок 16 скважины 13 с другой от борта 11 стороны вскрывают на всем участке взаимодействия с залежью 1. В скважину 13 спустили колонну труб 17 с пакером 18, которым изолировали вскрытые участки 15 и 16. После чего в скважину 13 спустили вторую колонну труб 19, установили оборудование для ОРЭ (не показано). Начальная обводненность продукции скважины во врезе 10 составила 7%, в карбонатном коллекторе 8%.

Добывающие вертикальные скважины 2, 3, 6, 7 (фиг. 1), пробуренные во врезе 10, также пустили в эксплуатацию. Через 1,5 года скважины 3 и 7 при снижении дебита нефти до 1,1 т/сут перевели под нагнетание для поддержания пластового давления в залежи. Расположение скважин 3 и 7 обеспечило движение потока закачиваемого агента по минимально возможному расстоянию к горизонтальному стволу скважины. Добывающие вертикальные скважины 4, 5, 8, 9 пробурили на расстоянии не менее шага сетки от горизонтальных стволов 14 добывающей скважины 13 и от борта 11 вреза 10 в массивной части залежи 1, пустили их в эксплуатацию. Из числа добывающих вертикальных скважин 4, 5, 8, 9, после снижения давления на 30% (до 10,4 МПа) от начального пластового в залежи 1, добывающие скважины 4 и 8 перевели в нагнетательные и произвели периодическую закачку рабочего агента - минерализованной воды. Пластовое давление в залежи 1 повысилось до начального пластового давления - 14,1 МПа.

В результате проделанных работ добыто дополнительно 18,3 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) повысился от 0,262 до 0,311 д. ед. При этом химический состав до поднятия на поверхность добываемой продукции из карбонатного коллектора залежи 1 и вреза 10 не исследовался, так как смешения продукции при добыче из них через скважину 13 не происходит.

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 эрозионном врезе.

Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом, включающий уточнение контура нефтеносности залежи и борта вреза, 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, причем горизонтальные скважины бурят из залежи нефти в карбонатных коллекторах в продуктивный пласт эрозионного вреза, производят отбор продукции из добывающей скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в пласт, отличающийся тем, что определяют количество пластов в эрозионном врезе, добывающую скважину бурят с несколькими горизонтальными участками, вскрывающими соответствующий продуктивный пласт в эрозионном врезе, производят вторичное вскрытие в каждом горизонтальном участке скважины в интервалах пластов эрозионного вреза и залежи нефти в карбонатном коллекторе, а отбор продукции производят при помощи устройства для одновременно-раздельной эксплуатации независимо от вреза и карбонатного коллектора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии отбора продукции из продуктивных пластов разветвленной горизонтальной скважиной.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям отбора продукции из пласта и нагнетания жидкости для поддержания пластового давления.

Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности и, в частности, к методам увеличения коэффициента извлечения продукции пласта - нефти, газа и газоконденсата.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к области разработки залежи нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами, осложненной эрозионным врезом.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к закачке технологической жидкости в скважину. Изобретения могут быть использованы при бурении, эксплуатации, ремонте скважин, а также в других областях, где важным показателем является контролируемый уровень загрязнения технологической жидкости механическими примесями.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах. Технический результат - повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах при низконапорном заводнении.

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для одновременно-раздельной закачки агента в пласты скважины. Варианты устройства одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) агента в пласты скважины содержат устьевую запорно-перепускную арматуру, насосно-компрессорные трубы (НКТ), пакеры с нажимным и опорным якорными устройствами и безъякорным пакером, разобщающими затрубное пространство на участки, сообщающиеся с пластами, и скважинными камерами распределения закачиваемого агента по пластам.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к области разработки залежи нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами, осложненной эрозионным врезом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для испытания и освоения глубоких скважин с близкорасположенными продуктивными пластами, а также в многопластовом разрезе, преимущественно на ачимовские или юрские отложения.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в нефтепромысловых скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для последовательного отбора нефти и воды из скважины. Устройство содержит спущенный в скважину электроцентробежный насос с заглушенным снизу приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий верхний и нижний пласты, и имеющим отверстия для выхода продукции нижнего пласта в надпакерное пространство и отверстия для входа расслоившихся нефти и воды нижнего пласта в приемный патрубок, верхний и нижний поплавки промежуточной плотности с посадочными седлами, расположенными перед входными отверстиями, глубинный прибор, спущенный внутрь приемного патрубка и соединенный с телеметрической системой погружного электродвигателя кабелем.

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта, эксплуатируемого одной скважиной.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Скважинный управляемый электромеханический клапан состоит из корпуса, присоединительного “мокрого контакта”, привода, включающего микроэлектродвигатель, питающийся от “нулевой точки” электродвигателя центробежного насоса, и редуктор с выходным валом, жестко соединенным с гайкой винтопары, внутри которой перемещается винт, соосно сочлененный с полым штоком с проходным отверстием для измерения давления в пласте.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при совместной эксплуатации продуктивного и водоносного пластов с применением гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности способа за счет исключения дополнительных энергетических затрат на закачку воды в нагнетательные скважины. По способу осуществляют бурение скважины с ориентацией горизонтальных стволов в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения. Выполняют многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП) в горизонтальном стволе добывающей скважины. В продуктивном пласте забуривают вертикальную скважину. С забоя вертикальной скважины в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения, бурят первый горизонтальный ствол. Производят обсаживание первого горизонтального ствола и перфорацию. Производят многостадийный ГРП с образованием трещин с последующим их креплением проппантом фракции, соответствующей проницаемости продуктивного пласта. В продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 50 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом фракции 20/40 меш. В продуктивном пласте с проницаемостью от 50 до 500 мД для крепления трещины закачивают жидкость-носитель с проппантом 12/18 меш. Производят временное отсечение горизонтального ствола на входе. С забоя вертикальной скважины забуривают второй горизонтальный ствол в направлении, перпендикулярном направлению максимального напряжения и противоположном направлению первого горизонтального ствола. Производят обсаживание второго горизонтального ствола и перфорацию. В горизонтальном стволе в интервале перфорации производят ГРП с образованием трещины, проникающей через непроницаемый пропласток в нижележащий водоносный пласт. Для образования трещины первой порцией закачивают жидкость гидроразрыва с облегченным проппантом фракции 40/70 меш. Второй порцией закачивают жидкость гидроразрыва с утяжеленным проппантом фракции 16/20 меш. Отсекают горизонтальный ствол на входе и перед интервалом ГРП. В вертикальную скважину спускают скважинный насос и запускают скважину в эксплуатацию. 3 ил.
Наверх