Спосіб розробки покладу нафти в тріщинуватих шаруватих карбонатних колекторах

Реферат: Спосіб розробки покладу нафти в тріщинуватих шаруватих карбонатних колекторах, за яким проводять буріння вертикальних нагнітальних і видобувних свердловин, закачування води через нагнітальні свердловини, відбір продукції видобувними свердловинами. Перед бурінням бокового горизонтального стовбуру (БГС) з малодебітної або ліквідованої свердловини або горизонтальної свердловини визначають структурно-тектонічну схему покладу, розповсюдження продуктивних пластів і гідродинамічно ізолюючих перемичок між ними по площі і розрізу покладу. Будують детальну постійно діючу геолого-технологічну модель (ПДГТМ), визначають зони локалізації максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації залишкових запасів. Визначають ефективні об'єми закачування води і провідність основних тектонічних порушень на етапі адаптації ПДГТМ з використанням результатів трасування фільтраційних потоків. Визначають зони локалізації максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації за умов наявності зон розповсюдження гідродинамічно ізолюючих перемичок між обводненими і нафтонасиченими пластами, які рівні або більші зони дренування видобувної вертикальної свердловини. В зонах локалізації потенціалу інтенсивності фільтрації визначають місце розташування вертикальних/горизонтальних видобувних свердловин, БГС з малодебітного або ліквідованого фонду свердловин. UA 97827 U (54) СПОСІБ РОЗРОБКИ ПОКЛАДУ НАФТИ В ТРІЩИНУВАТИХ ШАРУВАТИХ КАРБОНАТНИХ КОЛЕКТОРАХ UA 97827 U UA 97827 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до способів вдосконалення систем розробки покладів нафти шляхом дії на поклад, щонайменше через одну свердловину, пробурену у покладі, технічними засобами, які забезпечують одержання інформації про геолого-фізичні показники покладу на завершальній стадії його експлуатації. Відомий спосіб розробки нафтових родовищ на завершальній стадії експлуатації, представлений неоднорідними колекторами [RU 2172395, МПК Е21В43/20, опубл. 2001.08.20.], згідно з яким буриться проектна кількість нагнітальних і видобувних свердловин. Заводнюють пласт та вилучають нафту на поверхню з послідовним бурінням додаткових свердловин, які враховують об'ємну неоднорідність пласта. Дорозробку родовища здійснюють з одночасним пошуком і видобуванням залишкових запасів шляхом буріння горизонтальних і бокових стовбурів із свердловин, які виведені з експлуатації через технічні і технологічні причини. Бокові стовбури буряться в напрямку тієї із оточуючих свердловин, яка має технологічні показники експлуатації, за яких її водонафтовий фактор до моменту однакового обводнення оточуючих свердловин був би максимальним. Недоліком цього технічного рішення є те, що спосіб не дозволяє під час буріння бокових і горизонтальних стовбурів точно визначити в трьохмірному просторі напрямок їх проводки, довжину та траєкторію стовбура, а також не може використовуватись для дорозробки шаруватих покладів. Відомий також спосіб розробки нафтових покладів [RU 2424425, МПК Е21В43/20, опубл. 2011.07.20.], представлених карбонатними тріщинуватими колекторами, що включає буріння видобувних і нагнітальних свердловин, закачування робочого агента через нагнітальні і відбір продукції через видобувні свердловини, проведення досліджень з визначення переважаючих напрямів тріщинуватості порід, зон з мінімальною і середньою щільністю тріщинуватості. Відомий спосіб дозволяє розміщувати видобувні і нагнітальні свердловини з врахуванням зон щільності тріщинуватості, для збільшення ефективності розробки покладів нафти в карбонатних колекторах, але спосіб не передбачає можливості врахування наявності багатьох продуктивних пластів в розрізі покладу з різними фільтраційно-ємнісними властивостями, що може спричинити до передчасного прориву робочого агента високопроникними пластами від нагнітальних свердловин до видобувних, і як наслідок зменшення нафтовіддачі пластів. Найбільш близьким аналогом способу, що заявляється, вибраним як прототип, є спосіб розробки нафтових покладів в шаруватих карбонатних колекторах [RU 2387815, МПК Е21В43/20, опубл. 2010.04.27], що включає розміщення, буріння вертикальних нагнітальних і розгалуженої горизонтальної видобувної свердловини з горизонтальними стовбурами, закачування витісняючої рідини через вертикальні свердловини і відбір продукції через розгалужену горизонтальну видобувну свердловину. При цьому виділяють не менше двох тонких карбонатних пластів-колекторів, які співпадають в плані, розміщених в безпосередній близькості один біля одного, розділених глинистими прошарками-перемичками. Уточнюють розповсюдження нафтонасичених товщин пластів-колекторів по площі покладу, визначають ділянки з гранично допустимими ефективними нафтонасиченими товщинами пластів-колекторів не менше двох метрів кожен. Потім бурять розгалужену горизонтальну свердловину для одночасної розробки двох і більше пластів-колекторів, розміщують горизонтальні стовбури в найбільш проникних інтервалах пластів. Відомий спосіб забезпечує швидку окупність витрат на освоєння покладу, але нафтовіддача покладу може залишитись на невисокому рівні, оскільки, одночасна експлуатація декількох пластів за наявності закачування може призвести до передчасного прориву робочого агенту одним із пластів. В основу корисної моделі поставлена задача підвищення нафтовіддачі пластів, за рахунок зниження обводнення продукції свердловин, збільшення коефіцієнту охоплення вироблення запасів нафти та продуктивності свердловин, а також зменшення собівартості видобутої нафти. Поставлена задача вирішується тим, що у способі розробки покладу нафти в тріщинуватих шаруватих карбонатних колекторах, проводиться буріння вертикальних видобувних і нагнітальних свердловин, закачують витісняючи рідину через вертикальні нагнітальні свердловини і відбирають продукцію через вертикальні видобувні свердловини, визначають структурно-тектонічну схему покладу та розповсюдження продуктивних пластів і гідродинамічно ізолюючих перемичок між ними по площі і розрізу покладу, на основі якої будують постійно діючу геолого-технологічну модель (ПДГТМ) і, за результатами її адаптації визначають локалізовані зони максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації та ефективні об'єми закачування витісняючої рідини, провідність тектонічних порушень під час етапу адаптації ПДГТМ з використанням результатів трассерних (індикаторних) досліджень фільтраційних потоків, визначають місце розташування мало дебітних або ліквідованих вертикальних 1 UA 97827 U 5 свердловин в зонах локалізації максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації за наявності ділянок розповсюдження гідродинамічно ізолюючих перемичок між обводненими і нафтонасиченими пластами, яка рівна або більша зони дренування вертикальної свердловини, а з цих вертикальних свердловин проводять буріння бокових горизонтальних стовбурів (БГС) і/або горизонтальних свердловин (ГС). При цьому зону дренування визначають за формулою: 2  n lij  Si       ,  j1 2    (l) 2 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 де: S i - площа зони дренування вертикальної свердловини для буріння БГС або ГС, м ; lij - віддаль між вертикальною свердловиною для буріння БГС або ГС і оточуючих видобувних свердловин, м; n - кількість оточуючих вертикальну свердловину для буріння БГС або ГС. Крім того, проводку БГС і/або ГС можна орієнтувати паралельно фронту нагнітання робочого агенту і перпендикулярно напряму тріщино утворенню пласта-колектора. В запропонованому способі обґрунтовано застосування комплексної технології розробки нафтових покладів в шаруватих карбонатних колекторів на завершальній стадії експлуатації. Проведення і аналіз результатів комплексу геологічних, сейсмічних, геофізичних, гідродинамічних досліджень покладу нафти, визначення структурно-тектонічної схеми покладу, детальної кореляції розповсюдження продуктивних пластів і гідродинамічно ізолюючих перемичок між ними по площі та розрізу покладу являються основою для побудови детальної ПДГТМ. В процесі розробки покладу нафти в тріщинуватих шаруватих карбонатних колекторах з підтриманням пластового тиску шляхом закачування води відбувається нерівномірне розповсюдження фронту витіснення пластами з різними фільтраційно-ємнісними характеристиками, що приводить до утворення зон з слабодренованими залишковими запасами ти передчасним обводненням видобувних свердловин. В результаті чого, на завершальній стадії розробки необхідно здійснювати оптимізацію об'ємів закачування води за рахунок запобігання втрат робочого агенту в законтурну водоносну область і заколонних перетоків, а також застосування потоковідхилюючих технологій для вирівнювання фронту витіснення, що визначається за результатами трасування фільтраційних потоків і їх узгодження з результатами адаптації ПДГТМ. Виявлення обводнених інтервалів і зон локалізації максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації дозволяє визначити невироблені ділянки нафтового покладу і комірок ПДГТМ, що характеризуються оптимальним поєднанням значень основних геолого-фізичних параметрів пласта. Просторовий розподіл потенціалу інтенсивності фільтрації будується на основі адаптованої ПДГТМ і дозволяє визначити недреновані ділянки пластів (моделі) з максимальними (ефективними) значеннями їх параметрів, що впливають на інтенсивність фільтрації флюїдів і, відповідно, на дебіти свердловин, розміщених в цих зонах. Кожна комірка трьохмірної моделі покладу характеризується відповідними значеннями геолого-фізичних показників (проникність, нафтонасичення, водонасичення, пластовий тиск, тощо) тобто кожна комірка представляє собою точку в w - мірному просторі, де n - кількість геолого-фізичних показників. Якщо всі координати (значення геолого-фізичних показників) нормуються в інтервалі від 0 до 1, що відповідає розподілу показників від гіршого до кращого значення, то точка з координатами [1,1,1, … 1] завжди буде відповідати гіпотетичній комірці, яка має найкращу з можливих комбінацій значень всіх параметрів. Відстань dij від цієї точки до інших точок, що характеризують поточний стан комірок трьохмірної моделі покладу, відповідає віддаленню комірок від найкращого значення. Побудова трьохмірного розподілу значень dij дозволяє отримати локалізацію оптимальних зон покладу серед комірок моделі, що характеризуються найменшими значеннями відстані dij і віддаленням від інтервалу максимального припливу в діючих свердловинах, поточних положень водонафтового контакту (ВПК), газонафтового контакту (ГНК), підошви і крівлі покладу, тектонічних порушень, непроникних пластів - отримані значення відповідають потенціалу інтенсивності фільтрації в пласті кожної комірки моделі Pij=1/dij [Гришаненко В.П., Гунда М.В., Смих П.Μ. Совершенствование систем разработки месторождений нефти и газа за счет оптимизации размещения эксплуатационных скважин /Nauka, technika i technologia w rozwojuposzukiwan і wydobyciaweglowodorow w warunkachladowych і morskich-Krakow. Prace nr.150 InstytutNafty I Gazu. 2008. s.779-782.]. 2 UA 97827 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Ефективним способом дорозробки нафтового покладу є ущільнююче буріння БГС із малодебітних або ліквідованих вертикальних свердловин, а також ГС. Для попередження передчасних проривів робочого агента високопроникними пластами від нагнітальних свердловин до БГС і/або ГС в якості об'єкту для ущільнюючого буріння обирають вертикальні свердловини в зонах локалізації максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації за наявності зони розповсюдження гідродинамічно ізолюючої перемички між обводненими і нафтонасиченими пластами, що рівні або більше ніж зона дренування вертикальної свердловини, що визначається за формулою (1). Проводку стовбура БГС і/або ГС необхідно орієнтувати паралельно фронту нагнітання води і перпендикулярно напряму тріщино утворення колектора, що забезпечить рівномірність просування фронту витіснення та підвищення коефіцієнту охоплення. Після вилучення основного об'єму видобувних запасів і виснаження пластової енергії відбувається перехід на режим розчиненого газу для довилучення залишкової нафти. За умов зниження пластового тиску нижче тиску насичення з нафти виділяються бульбашки газу, які розширюючись, витісняють залишкову нафту із матриці породи до видобувних свердловин і таким чином, сприяють збільшенню рухомості нафти та підвищенню кінцевого коефіцієнту нафтовилучення. Спосіб розробки покладу нафти в шаруватому колекторі наведено на фігурі 1, на якому в плані зображено принцип розробки ділянки покладу нафти. Спосіб здійснюють в такій послідовності. Пластовий поклад в шаруватих карбонатних колекторах розбурюють вертикальними видобувними (1) та нагнітальними (2) свердловинами. Закачують воду через вертикальні нагнітальні (2) свердловини та відбирають продукцію вертикальними видобувними (1) свердловинами. Визначають структурно-тектонічну схему покладу і розповсюдження продуктивних пластів і зони (3) гідродинамічно ізолюючих перемичок між ними по плащі і розрізу покладу. Будують детальну ПДГТМ і за результатами її адаптації визначають зони локалізації максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації (4). Розраховують ефективні об'єми нагнітання витісняючої рідини і провідності основних тектонічних порушень на етапі адаптації ПДГТМ з використанням результатів трасування фільтраційних потоків. Визначають зони локалізації максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації (4) за наявності зони розповсюдження гідродинамічно ізолюючих перемичок (3) між обводненими і нафтонасиченими пластами, що дорівнює або більше зони дренування (5) вертикальною видобувною свердловиною. Визначення зон локалізації максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації (4) дозволяють виявити невироблені ділянки залишкових запасів нафтового покладу і відповідні комірки ПДГТМ, що характеризуються оптимальним поєднанням значень основних геолого-фізичних параметрів пласта. В зонах локалізації максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації (4) за наявності зони розповсюдження гідродинамічно ізолюючих перемичок (3) між обводненими і нафтонасиченими пластами визначають місце розташування свердловин із малодебітного або ліквідованого фонду свердловин і з них бурят БГС і/або ГС (6). Зона дренування визначається за формулою (1). Крім того, проводку ствола БГС і/або ГС (6) орієнтується паралельно фронту нагнітання води (7) і перпендикулярно напряму тріщиноутворення (8) колектора. Після відбору основного об'єму видобувних запасів і виснаження пластової енергії може відбуватись перехід роботи покладу на режим розчиненого газу. Приклад застосування способу Міжсольовий поклад Південно-Осташківського нафтового родовища розробляють із такими 2 характеристиками: площа 5337 тис. км , середня ефективна товщина 83 м, початковий пластовий тиск 54,7 МПа, проникність 55 мД, пористість 7,5 %, в'язкість нафти 1,36 мПа·с, 3 3 густина нафти 845 кг/м , газовий фактор 150 м /т, тиск насичення 12,7 МПа. Застосування способу на завершальній стадії розробки після досягнення коефіцієнта вилучення нафти в 44 % дозволяє за рахунок буріння трьох БГС в зонах локалізації максимуму потенціалу інтенсивності 3 фільтрації і обмеження об'ємів закачування на рівні 160 тис. м (зменшено на 45 %) досягнути збільшення нафтовилучення на 380 тис. т (збільшення на 3 %) у порівнянні з базовим варіантом розробки покладу. Обмеження об'ємів закачування води додатково забезпечить економічний ефект, еквівалентний видобутку 900 т нафти або приросту річного видобутку на 2 %, за умов відсутності капітальних вкладень і зменшення експлуатаційних витрат. Застосування заявленого способу дозволить збільшити нафтовіддачу та знизити собівартість видобутку нафти. 3 UA 97827 U ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 5 10 15 1. Спосіб розробки покладу нафти в тріщинуватих шаруватих карбонатних колекторах, за яким проводять буріння вертикальних нагнітальних і видобувних свердловин, закачування води через нагнітальні свердловини, відбір продукції видобувними свердловинами, який відрізняється тим, що перед бурінням бокового горизонтального стовбуру (БГС) з малодебітної або ліквідованої свердловини або горизонтальної свердловини визначають структурно-тектонічну схему покладу, розповсюдження продуктивних пластів і гідродинамічно ізолюючих перемичок між ними по площі і розрізу покладу, будують детальну постійно діючу геолого-технологічну модель (ПДГТМ), визначають зони локалізації максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації залишкових запасів, визначають ефективні об'єми закачування води і провідність основних тектонічних порушень на етапі адаптації ПДГТМ з використанням результатів трасування фільтраційних потоків, визначають зони локалізації максимуму потенціалу інтенсивності фільтрації за умов наявності зон розповсюдження гідродинамічно ізолюючих перемичок між обводненими і нафтонасиченими пластами, які рівні або більші зони дренування видобувної вертикальної свердловини, в цих зонах локалізації потенціалу інтенсивності фільтрації визначають місце розташування вертикальних/горизонтальних видобувних свердловин, БГС з малодебітного або ліквідованого фонду свердловин. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що зону дренування визначають за формулою: 2 20 25  n lij  Si       , (1)  j1 2    2 де: S i - площа зони дренування вертикальної свердловини для буріння БГС або ГС, м ; lij - відстань між вертикальною свердловиною для буріння БГС або ГС і оточуючими видобувними свердловинами, м; n - кількість свердловин, оточуючих вертикальну свердловину для буріння БГС або ГС. 3. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що проводку БГС і/або ГС орієнтують паралельно фронту нагнітання води і перпендикулярно напряму тріщиноутворення в пласті-колекторі. Комп’ютерна верстка В. Мацело Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4