Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи
Владельцы патента RU 2676343:
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - увеличение добычи нефти, выработки запасов нефти и предотвращение преждевременного обводнения добываемой продукции. По способу осуществляют разбуривание залежи редкой сеткой скважин. В пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования. Уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта. Определяют направление превалирующей трещиноватости, разуплотнений, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением горизонтальных скважин. Эти скважины размещают под углом 45° к направлению превалирующей трещиноватости - разуплотнениям на расстоянии более 70 метров к ним для предотвращения преждевременного обводнения в добывающих скважинах или поглощения закачки - в нагнетательных. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. 1 ил.
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи.
Известен способ разработки трещиноватых коллекторов (патент RU №2526082, МПК Е21В 43/20, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2014 г.), включающий определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению, выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти. Определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие вертикальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них.
Недостатком данного способа является то, что в добывающих скважинах, расположенных в узлах разуплотнения, происходит преждевременное обводнение продукции, что ведет к недовыработанное™ запасов нефти и низкому КИН.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной малоразведанной залежи (патент RU №2447270, МПК Е21В 43/16, опубл. в бюл. №10 от 10.04.2012 г.), включающий разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. В пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры по трем направлениям, расходящимся не более чем на 60° и в длину не более 600 м, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, выделяют участки повышения гипсометрических отметок, при подтверждении прогнозного структурного плана по результатам исследований проектную скважину бурят в направлении сейсмопрофилей в зону повышенных гипсометрических отметок на расстоянии 300-400 м от пробуренной, при не подтверждении прогнозного структурного плана переразмещают проектную скважину в зону повышенных гипсометрических отметок по новому структурному плану и бурят в новом месте, скорректированном по результатам вертикального сейсмопрофилирования и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее двух м, обсаживают скважину и осваивают в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях структур, контролирующих залежь нефти и/или нагнетательной в пониженных частях структур, в приконтурной области и не менее 70 м от контура нефтеносности, по результатам бурения корректируют размещение проектного фонда скважин.
Недостатком данного способа является то, что он не использует направление трещиноватости, направление зон разуплотнений, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений в карбонатных коллекторах для оптимального размещения проектного фонда скважин с целью предотвращения преждевременного обводнения добываемой продукции, наиболее полной выработки запасов и достижения высокого КИН.
Техническими задачами способа разработки являются наиболее оптимальное размещение проектного эксплуатационного фонда скважин с различным окончанием с учетом направления превалирующей трещиноватости и разуплотненности в карбонатных коллекторах и увеличение их добывных возможностей.
Технические задачи решаются способом разработки нефтяной малоразведанной залежи, включающим разбуривание залежи редкой сеткой скважин или бурят хотя бы одну наклонно-направленную скважину, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что в пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, определяют направление превалирующей трещиноватости - разуплотнений, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением горизонтальных скважин, размещают их под углом 45° к направлению превалирующей трещиноватости - разуплотненииям на расстоянии более 70 метров к ним, для предотвращения преждевременного обводнения в добывающих скважинах или поглощения закачки - в нагнетательных.
Способ осуществляют в следующей последовательности (на примере конкретного выполнения).
Разрабатывают нефтяную залежь (см. фиг. 1) в карбонатных отложениях турнейского яруса. Линейные размеры залежи 1,3×1,5 км.
На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - внешний контур нефтеносности, 2 - вертикальная добывающая скважина, 3 - направление превалирующей трещиноватости, разуплотненй, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, 4-6 - горизонтальные добывающие скважины, 7 - изопахиты (метры).
Залежь оконтурена внешним 1 контуром нефтеносности. Первоначально залежь разбуривают одной вертикальной добывающей 2 скважиной. Осуществляют ее обустройство. Проводят отбор продукции через добывающую скважину. По данным керна и данным каротажных исследований в скважине определяют свойства залежи: глубина 1188 м, общая нефтенасыщенная толщина 21 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 11,9 МПа, пористость 15%, проницаемость 0,090 мкм2, нефтенасыщенность 63,9%. Коллектор карбонатный. Нефть имеет плотность 0,865 г/см3 и вязкость 18,6 мПа*с.
Строят структурный план продуктивного пласта, используя также данные сейсмоисследований 2Д. Из построений следует, что на значительной части залежи свойства продуктивного пласта не определены, поэтому дальнейшее разбуривание залежи невозможно.
В добывающей скважине 2 проводят сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования. Определяют направление превалирующей трещиноватости, направление зон разуплотненй, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений 3 в пласте. По данным сейсмоисследования 2Д определяют толщину нефтенасыщенного пласта.
Бурят горизонтальные скважины 4-6 длиной 150 м в зоне общих нефтенасыщенных толщин 7 не менее 12 метров. Размещают горизонтальный ствол скважины более 70 метров от разуплотнений, узлов разуплотнений под углом 45° к направлению превалирующей трещиноватости - разуплотненииям на расстоянии более 70 метров к ним, для предотвращения преждевременного обводнения в добывающих скважинах или поглощения закачки - в нагнетательных.
Использование предлагаемого способа разработки нефтяной малоразведанной залежи в карбонатных коллекторах позволяет увеличить добычу нефти, наиболее полно выработать запасы нефти и увеличить КИН, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.
Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи, включающий разбуривание залежи редкой сеткой скважин, отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что в пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, определяют направление превалирующей трещиноватости, разуплотнений, узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений, проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением горизонтальных скважин, размещают их под углом 45° к направлению превалирующей трещиноватости - разуплотнениям на расстоянии более 70 метров к ним для предотвращения преждевременного обводнения в добывающих скважинах или поглощения закачки - в нагнетательных.
