Патент на изобретение №2331761

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ

(57) Реферат:

Изобретение относится к разработке нефтяной залежи и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение эффективности извлечения нефти из низкопроницаемых залежей путем увеличения дебитов добывающих скважин и коэффициента отдачи пластов за счет увеличения проводимости внутренних и внешних фильтрационных зон и градиентов давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в системах их размещения на эксплуатационном объекте. Сущность изобретения: способ включает закачку воды в залежь через нагнетательные скважины в режиме пропитки матрицы горных пород залежи и под давлением раскрытия естественных трещин залежи геологического характера или образования межзерновых трещин. При этом контролируют направления развития упомянутых трещин и фронта вытеснения воды от нагнетательных скважин с установлением генеральных тенденций развития трещин, которые регулируют периодическими остановками одних добывающих скважин, расположенных в направлении генеральных тенденций развития трещин, и форсированными отборами нефти в других добывающих скважинах, расположенных в направлениях, преимущественно нормальных установленным генеральным тенденциям развития трещин. Этим обеспечивают в залежи массовое объемное разветвленное развитие трещин, через которые вытесняют нефть из залежи к добывающим скважинам, отбор которой осуществляют при депрессии, обеспечивающей забойное давление в этих скважинах на 5-15% выше давления необратимой деформации горных пород. 9 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к разработке нефтяной залежи и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласты через нагнетательные скважины воды и отбора из добывающих скважин нефти и воды (Ю.Е.Батурин и др. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири, Свердловск, Средне-Уральское книжное издательство, 1975, 175 с. – 1).

Нагнетательные и добывающие скважины располагают на эксплуатационных объектах согласно известным линейным или площадным принципам их размещения. По профилю эти скважины могут быть различного типа, с различным характером вскрытия продуктивных пластов залежи, разными методами воздействия на призабойные и удаленные зоны скважин и разными приемами эксплуатации (Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденные приказом МПР РФ от 21.03.2007, № 61, 95 с. – 2).

Недостатком известного способа при его применении в низкопроницаемых залежах являются невысокие дебиты скважин и коэффициенты нефтеотдачи, что делает добычу нефти нерентабельной.

Известен способ разработки низкопроницаемой залежи нефти с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП), в котором с целью повышения эффективности извлечения продукции проводят гидравлический разрыв пласта на всей совокупности добывающих и нагнетательных скважин, продлевают период эффективной работы трещин закачкой в них композиций физико-химических веществ, в сложно построенных залежах изолируют низ и/или верх трещины разрыва пород продуктивного пласта от подошвенной воды и/или газа газовой шапки (см. например, патент РФ № 2135750, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.08.1999).

Недостатком известного способа является невозможность проводить рентабельную эксплуатацию низкопроницаемых залежей в силу непродолжительных эффектов от мероприятий по воздействию на призабойные зоны скважин и недостаточно высоких градиентов давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности извлечения нефти из низкопроницаемых залежей путем увеличения дебитов добывающих скважин и коэффициента отдачи пластов за счет увеличения проводимости внутренних и внешних фильтрационных зон и градиентов давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в системах их размещения на эксплуатационном объекте.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки низкопроницаемой залежи нефти, включающий закачку воды в залежь через нагнетательные скважины в режиме пропитки матрицы горных пород залежи и под давлением раскрытия естественных трещин залежи геологического характера или образования межзерновых трещин, при этом контролируют направления развития упомянутых трещин и фронта вытеснения воды от нагнетательных скважин с установлением генеральных тенденций развития трещин, которые регулируют периодическими остановками одних добывающих скважин, расположенных в направлении генеральных тенденций развития трещин, и форсированными отборами нефти в других добывающих скважинах, расположенных в направлениях, преимущественно нормальных установленным генеральным тенденциям развития трещин, чем обеспечивают в залежи массовое объемное разветвленное развитие трещин, через которые вытесняют нефть из залежи к добывающим скважинам, отбор которой осуществляют при депрессии, обеспечивающей забойное давление в этих скважинах на 5-15% выше давления необратимой деформации горных пород.

Кроме того:

при разработке залежи используют площадные системы размещения добывающих и нагнетательных скважин;

отбор продукции осуществляют при дополнительном условии создания такого забойного давления, чтобы оно было ниже давления насыщения нефти попутным газом до 10-20%;

отбор продукции осуществляют при дополнительном условии создания такого забойного давления, чтобы оно было выше давления насыщения нефти попутным газом;

закачку воды в залежь через нагнетательные скважины осуществляют с периодическими остановками последних;

добывающие скважины работают в периоды простоя нагнетательных скважин и простаивают в периоды закачки воды в залежь через нагнетательные скважины;

закачку воды в залежь через нагнетательные скважины осуществляют с возможностью изменения направления фильтрационных потоков;

закачку воды в режиме раскрытия естественных трещин или образования межзерновых трещин осуществляют синхронно по меньшей мере через часть нагнетательных скважин;

в качестве нагнетательных принимают вертикальные скважины, или вертикально-наклонные – пологие скважины, или горизонтальные;

в качестве добывающих принимают вертикальные скважины, или вертикально-наклонные – пологие скважины, или горизонтальные, или многоствольные, или многоствольно-разветвленные, или многозабойные, или многозабойные горизонтальные скважины.

Сущность предложенного решения заключается в активации, как правило, густой сети существующих естественных микротрещин геологического характера, а также образовании искусственной межзерновой трещиноватости, поскольку механические свойства цемента между зернами коренной породы существенно ниже механических свойств зерен. При этом эти трещины раскрывают перераспределением направлений сил от давлений закачки воды через нагнетательные скважины за счет периодических остановок добывающих скважин в направлении действия силы (генеральной тенденции раразвития трещин) и форсированных отборов нефти в направлении, нормальном генеральной тенденции развития трещин. Такие действия повторяют многократно в течение продолжительной (от нескольких месяцев до нескольких лет) закачки воды в режиме пропитки матрицы пород до раскрытия (активации) на эксплуатационном объекте объемной густо разветвленной сети естественных трещин геологического характера (не трещин гидроразрыва). Закачку воды осуществляют под давлением, превышающим начальное пластовое давление. Вода с высокой проникающей способностью под давлением закачки, продвигаясь за счет пъезо- и гидропроводности вглубь залежи (ее продуктивных пластов), делает ее массово трещиноватой. Тем самым повышают проводимость залежи во всем массиве, но исключают прямое сообщение (с низкими градиентами давлений) нагнетательных скважин с добывающими. Работы по активации трещиноватости моделируют на численных моделях, которые сопоставляют и адаптируют к фактическим показателям на объектах. На объектах осуществляют контроль за развитием трещиноватости геофизическими методами, например широкополосными акустическими, натурными измерениями с применением наблюдательных скважин, трассерных (меченых) жидкостей. Периодической остановкой добывающих скважин развивают зону внешней трещиноватости (от зоны нагнетательных скважин) до зон внутренних фильтрационных сопротивлений добывающих скважин. Возможное языкообразование воды ликвидируют периодической остановкой нагнетательных и добывающих скважин, изменением направлений фильтрационных потоков и применением потокоотклоняющих технологий. Проводимость пласта повышают также за счет синергетического эффекта при синхронной активации трещин через разные нагнетательные скважины. Высокое давление нагнетания и увеличенная проводимость фильтрационных зон обеспечивают повышенные отборы жидкости из добывающих скважин. Это позволяет назначить в них пониженные забойные давления (как правило, на уровне или на 10-20% ниже давления насыщения нефти газом) и тем самым повысить дебиты скважин. Поскольку раскрытая густо разветвленная сеть пронизывает весь объем эксплутационного объекта, т.е. в фильтрацию подключают застойные и тупиковые зоны пласта, то это, в свою очередь, увеличивает коэффициент охвата залежи (по ее толщине и протяженности) заводнением и нефтеотдачу пласта.

При оптимально выбранном управляющем алгоритме перераспределения действующих сил от взаимодействующих объектов (скважин) в зоне фильтрации, инициированной сетью трещин (не одиночными высокопроводящими трещинами разрыва), может быть достигнуто не только перераспределение фильтрационных потоков, но и обратная связь – перерождение самой среды фильтрации с разветвлением трещин в этой среде по мультифрактальному типу. Поскольку общая длина таких трещин стремится к бесконечности, то резерв повышения коэффициента отдачи продуктивного пласта может быть весьма значительным.

Показателем успешной разработки является также устойчивость скелета горной породы в зоне трещиноватости при пониженном забойном давлении и обеспечение необходимой фильтрации. Поэтому общим условием успешной работы этих факторов в различных геологических условиях является такая величина забойного давления в добывающих скважинах, чтобы она на 5-15% превышала давление необратимой деформации горных пород.

Предложенный способ реализуют следующим образом. Залежь нефти для применения способа должна быть разведана и исследована. Дополнительно к стандартному набору геолого-физической информации должны быть обоснованы (в зависимости от геологического строения залежи) механические свойства продуктивных отложений (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, коэффициенты прочности на сжатие и растяжение), зависимость проницаемости литотипов породы от величины пластового давления, градиент давления гидроразрыва (для предотвращения нежелательного гидроразрыва в его классическом понимании при активации естественных трещин). Проводят оценку эффективности способа в соответствии с положениями работы (2). Для выполнения технико-экономических расчетов строят трехмерные геологическую и фильтрационную модели эксплуатационного объекта. В фильтрационной модели должна иметься возможность учитывать изменения проницаемости ячеек в зависимости от величины пластового давления. По результатам технико-экономических расчетов определяют: расстановку добывающих и нагнетательных скважин, режимы их работы, технико-экономическую эффективность запроектированной системы разработки. В соответствии с проектными решениями реализуют способ разработки.

В качестве примера осуществления предлагаемого способа приведены сравнительные результаты расчетов технико-экономических показателей разработки экспериментального участка пласта ЮС¹ ₂ Федоровского месторождения для двух вариантов разработки: вариант 1 – реализация известного способа, вариант 2 – реализация предлагаемого способа.

Пласт залегает на глубине 2868,2 м, характеризуется следующими параметрами: коэффициенты пористости – 0,16, проницаемости – 0,005 мкм², начальной нефтенасыщенности – 0,70; толщины – общая – 27,0 м, эффективная нефтенасыщенная – 6,66 м; вязкость в пластовых условиях – нефти – 2,52 мПа·с, воды – 0,38 мПа·с. На участке размещено 33 скважины (из которых 16 добывающих) по пятиточечной системе с плотностью сетки 32 га/скв. Добывающие скважины горизонтальны с длиной горизонтального участка 400 м. Во всех 33 скважинах на стадии их строительства проводят ГРП.

В известном способе разработки поддерживают давление на забоях скважин добывающих – 15,0 МПа, нагнетательных – 41,0 МПа; в предлагаемом способе соответственно – 8,0 МПа и 56,0 МПа. В обоих вариантах участок разбуривают за два года.

В соответствии с положениями работы (2) проведена технико-экономическая оценка вариантов разработки. За проектный период по варианту 1 добыто из участка 1747 тыс.т нефти, достигнут КИН – 0,179. Чистый дисконтируемый доход недропользователя (при норме дисконта 15%) составил 116,2 млн. рублей. По варианту 2 соответственно: 2724 тыс.т нефти; 0,278; 1215,7 млн. руб.

Как видно из результатов проведенных расчетов, эффективность предложенного решения на порядок выше эффективности известного способа разработки, его реализация позволит вовлечь в промышленную эксплуатацию многие миллиарды тонн нефти низкопроницаемых залежей, запасы которых в настоящее время являются забалансовыми.

Формула изобретения

1. Способ разработки низкопроницаемой залежи нефти, включающий закачку воды в залежь через нагнетательные скважины в режиме пропитки матрицы горных пород залежи и под давлением раскрытия естественных трещин залежи геологического характера или образования межзерновых трещин, при этом контролируют направления развития упомянутых трещин и фронта вытеснения воды от нагнетательных скважин с установлением генеральных тенденций развития трещин, которые регулируют периодическими остановками одних добывающих скважин, расположенных в направлении генеральных тенденций развития трещин, и форсированными отборами нефти в других добывающих скважинах, расположенных в направлениях, преимущественно нормальных установленным генеральным тенденциям развития трещин, чем обеспечивают в залежи массовое объемное разветвленное развитие трещин, через которые вытесняют нефть из залежи к добывающим скважинам, отбор которой осуществляют при депрессии, обеспечивающей забойное давление в этих скважинах на 5-15% выше давления необратимой деформации горных пород.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при разработке залежи используют площадные системы размещения добывающих и нагнетательных скважин.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор продукции осуществляют при дополнительном условии создания такого забойного давления, чтобы оно было ниже давления насыщения нефти попутным газом до 10-20%.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор продукции осуществляют при дополнительном условии создания такого забойного давления, чтобы оно было выше давления насыщения нефти попутным газом.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку воды в залежь через нагнетательные скважины осуществляют с периодическими остановками последних.

6. Способ по п.4, отличающийся тем, что добывающие скважины работают в периоды простоя нагнетательных скважин и простаивают в периоды закачки воды в залежь через нагнетательные скважины.

7. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что закачку воды в залежь через нагнетательные скважины осуществляют с возможностью изменения направления фильтрационных потоков.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку воды в режиме раскрытия естественных трещин или образования межзерновых трещин осуществляют синхронно, по меньшей мере, через часть нагнетательных скважин.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве нагнетательных принимают вертикальные скважины, или вертикально-наклонные – пологие скважины, или горизонтальные.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве добывающих принимают вертикальные скважины или вертикально-наклонные – пологие скважины, или горизонтальные, или многоствольные, или многоствольно-разветвленные, или многозабойные, или многозабойные горизонтальные скважины.