Способ разработки высокоамплитудного нефтенасыщенного карбонатного массива

 

Использование: в нефтяной и газовой промышленности. Обеспечивает повышение нефтеотдачи за счет вовлечения в разработку выявленных запасов нефти карбонатных толщ при одновременном сокращении времени разработки залежи. Сущность изобретения: в массиве выделяют локальные гидродинамические экраны. Расстояние между ними - не менее 50 м. Их используют в качестве кровли и подошвы. Весь объем массива расчленяют с помощью гидродинамических экранов на самостоятельные эксплуатационные объекты. По их периметру бурят барьерные нагнетательные скважины. С помощью них осуществляют гидродинамическую изоляцию эксплуатационных объектов друг от друга. Разработку массива осуществляют независимой разработкой эксплуатационных объектов, 1 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности, к разработке высокоамплитудного нефтенасыщенного карбонатного массива, и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности.

В пределах Прикаспийской НГП и ее северным обрамлении открыты крупные нефтяные и нефтегазовые месторождения, приуроченные к высокоамплитудным поднятиям. Поднятия в большинстве своем сложены гигантскими продуктивными карбонатными толщами. Так например, на Тенгизском месторождении продуктивной части разреза достигается более 1000 м, а на Карачаганакском - 800, на Астраханском - 500 м. Тип залежи чаще всего оценивается как массивный. Разрез сложен карбонатными породами. Строение разреза исключительно сложное. Плотные и пористые разности карбонатных пород перемещаются без какой-либо видимой закономерности. Плотные породы различной толщины и протирания характеризуются прерывистостью и не обеспечивают гидродинамического разобщения нефтенасыщенной толщи.

Одной из главных проблем разработки таких месторождений является выбор оптимальной системы добывающих и нагнетательных скважин, обеспечивающей максимальный схват разработкой всего нефтенасыщенного объекта залежи.

Известен способ разработки нефтенасыщенного карбонатного массива путем бурения и эксплуатации единой сетки добывающих и нагнетательных скважин [1]. Каждую скважину бурят со вскрытием всей продуктивной толщи. Недостатком данного способа является то, что в связи с высокой неоднородностью разреза из всей вскрытой толщи дебиты скважины определялись работой лишь нескольких интервалов разреза, суммарная толщина которых составляла не более 10-30% нефтенасыщенной толщины вскрытого разреза. Таким образом, рассмотренный способ разработки обеспечивает лишь частичное вовлечение в активную разработку запасов залежи нефти.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки высокоамплитудного нефтенасыщенного карбонатного массива путем бурения нагнетательных и добывающих скважин и разработки всего массива [2].

Недостатком известного способа является низкая степень извлечения запасов нефти.

Техническим результатом изобретения является увеличение коэффициента извлечения запасов нефти за счет более полного вовлечения в разработку выявленных запасов нефти карбонатных толщ при одновременном сокращении времени разработки залежи.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки высокоамплитудного нефтенасыщенного карбонатного массива путем бурения нагнетательных и добывающих скважин и разработки всего массива согласно изобретению в массиве выделяют локальные гидродинамические экраны с расстоянием между ними не менее 50 м и используют их в качестве кровли и подошвы, весь объем массива расчленяют с помощью гидродинамических экранов на самостоятельные эксплуатационные объекты, по их периметру бурят барьерные нагнетательные скважины, с помощью которых осуществляют гидродинамическую изоляцию эксплуатационных объектов друг от друга, а разработку массива осуществляют независимой разработкой эксплуатационных объектов.

На фигуре представлена схема реализации способа.

На схеме показаны: 1 - нефтенасыщенный объем залежи; 2 - покрышки залежи; 3 - плотные прерывистые непроницаемые пропластки в объеме залежи; I, II, III, IV, V, VI - номера эксплуатационных объектов; 5 - водонефтяной контакт; 6 - площадь распространения нефтяной залежи; 7 - площадь распространения первого эксплуатационного объекта, ограниченная барьерными нагнетательными скважинами 8; 9 - нагнетательные скважины внутриконтурной систем заводнения первого эксплуатационного объекта; 10 - добывающие скважины первого эксплуатационного объекта; 11 - линии равных нефтенасыщенных толщин объекта разработки первого эксплуатационного объекта.

Работу по практической реализации способа проводят в такой последовательности.

На первом этапе на основании комплексной интерпретации промыслово-геофизического материала во всех пробуренных поисковых и разведочных скважинах производят выделение и прослеживание локальных гидродинамических экранов.

Для экранов выявленных в разрезе скважин строят карты их распространения по пощади залежи. На втором этапе производят расчленение залежи на отдельные эксплуатационные объекты, для чего подбирают плотные пропластки, верхний из которых являлся бы кровлей эксплуатационного объекта, а нижний - подошвой. Для того, чтобы эксплуатационный объект содержал остаточные для промышленной разработки запасы нефти, расстояние между экранами по разрезу должно быть не менее 50 м.

На третьем этапе производят подсчет запасов выделенного эксплуатационного объекта. Предварительно определяют условную границу подсчета путем контуров распространения верхнего пропластка (кровля подсчетного объекта) и нижнего ( подошва подсчетного объекта). В пределах установленной условной границы подсчета строят карту эффективных нефтенасыщенных толщин и осуществляют подсчет запасов известным объемным метолом.

На четвертом этапе осуществляется составление технологической схемы разработки эксплуатационного объекта, в которой в обязательном порядке предусматривают бурение барьерных нагнетательных скважин по периметру эксплуатационного объекта для обеспечения гидродинамической закрытости по простиранию выделенного эксплуатационного объекта.

На чертеже в качестве примера показана локализация части объема высокоамплитудного карбонатного массива для формирования первого независимого эксплуатационного объекта 1.

В качестве кровли объекта используют покрышку залежи 2, в качестве подошвы - первый от кровли прерывистый плотный пропласток 3. В нижней части рисунка показана граница распространения плотного пропластка и барьерные нагнетательные скважины 8, динамика изменения эффективных нефтенасыщенных толщин в пределах кровли и подошвы объекта, а также план размещения добывающих и нагнетательных скважин, с помощью которых будут осуществлять промышленную разработку объекта.

Источники информации Крылов А.П. и др., Проектирование разработки нефтяных месторождений, М.: Недра, 1962, с. 20.

Чоловский И.П., Методы геолого-промыслового анализа при разработке крупных нефтяных месторождений, М.: Недра, 1996, с. 24.

Формула изобретения

Способ разработки высокоамплитудного нефтенасыщенного карбонатного массива путем бурения нагнетательных и добывающих скважин и разработки всего массива, отличающийся тем, что в массиве выделяют локальные гидродинамические экраны с расстоянием между ними не менее 50 м и используют их в качестве кровли и подошвы, весь объем массива расчленяют с помощью гидродинамических экранов на самостоятельные эксплуатационные объекты, по их периметру бурят барьерные нагнетательные скважины, с помощью которых осуществляют гидродинамическую изоляцию эксплуатационных объектов друг от друга, а разработку массива осуществляют независимой разработкой эксплуатационных объектов.

РИСУНКИ

Рисунок 1