способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение водозаборных скважин в водоносный пласт, нагнетательных и добывающих скважин в продуктивный пласт, отбор воды из водоносных пластов через водозаборные скважины, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что бурение водозаборных и нагнетательных скважин ведут с одного куста, бурят водозаборные скважины со вскрытием водоносных пластов с температурой воды, превышающей или равной температуре основного разрабатываемого нефтяного пласта, бурят нагнетательные скважины в водонасыщенную часть продуктивного пласта, перекачивают воду без ее охлаждения из водозаборных скважин в нагнетательные, величину давления на забое нагнетательных скважин поддерживают выше давления раскрытия трещин, производят опережающую закачку воды через нагнетательные скважины, в качестве добывающих скважин бурят горизонтальные добывающие скважины в кровельной части продуктивного пласта равноудаленно от нагнетательных скважин, пластовое давление в зоне отбора нефти поддерживают на первоначальном уровне сохранением компенсации отбора жидкости закачкой воды в пластовых условиях на определенном уровне, ведут циклическую закачку воды и отбор нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий проведение дренажных добывающих скважин с горизонтальными стволами в кровле месторождения и добычу нефти через добывающие скважины, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины в подошву месторождения (Патент РФ 1623276, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1999 г.).

Известный способ позволяет извлечь основные запасы из залежи, однако значительная их часть остается в залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, отбор пластовой воды из нижележащего пласта через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины в пласты. При этом бурят дополнительные скважины на всю глубину залежи. При прохождении через нефтяной пласт скважины эксплуатируют как добывающие. При прохождении до подстилающего слоя, минуя нефтяной пласт, скважины эксплуатируют как водозаборные, отбирают через них пластовую подстилающую воду и закачивают ее в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины в нефтяные пласты. Пластовую подстилающую воду перекачивают из водозаборной скважины в нагнетательную скважину по герметичным трубопроводам без контакта с кислородом воздуха и без разрыва струи. Водозаборные скважины снабжают электроцентробежными насосами высокой производительности и соединяют с ближайшими нагнетательными скважинами герметичными наземными водоводами (Патент РФ 2061177, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996 г. - прототип).

Известный способ позволяет сократить расходы на водоподготовку, однако способ не позволяет достаточно полно вырабатывать запасы залежи с карбонатным коллектором трещинного типа.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение водозаборных скважин в водоносный пласт, нагнетательных и добывающих скважин в продуктивный пласт, отбор воды из водоносных пластов через водозаборные скважины, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, бурение водозаборных и нагнетательных скважин ведут с одного куста, бурят водозаборные скважины со вскрытием водоносных пластов с температурой воды, превышающей или равной температуре основного разрабатываемого нефтяного пласта, бурят нагнетательные скважины в водонасыщенную часть продуктивного пласта, перекачивают воду без ее охлаждения из водозаборных скважин в нагнетательные, величину давления на забое нагнетательных скважин поддерживают выше давления раскрытия трещин, производят опережающую закачку воды через нагнетательные скважины, в качестве добывающих скважин бурят горизонтальные добывающие скважины в кровельной части продуктивного пласта равноудаленно от нагнетательных скважин, пластовое давление в зоне отбора нефти поддерживают на первоначальном уровне сохранением компенсации отбора жидкости закачкой воды в пластовых условиях на определенном уровне, ведут циклическую закачку воды и отбор нефти.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи часть запасов неизбежно остается в залежи. В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

На залежи, представленной карбонатным коллектором трещинного типа, бурят вначале водозаборные скважины, затем разбуривают сеткой нагнетательных скважин. Водозаборные скважины бурят со вскрытием водоносных пластов залежи с температурой воды, превышающей или равной температуре основного нефтяного пласта залежи. Возможно использование железосодержащих пластовых вод, при закачке которых с серосодержащими водами образуются сульфиды железа, которые не позволяют прорываться воде к добывающим скважинам. С тех же кустов бурят нагнетательные скважины вертикальным стволом со вскрытием бурением водонасыщенной части залежи. Бурение водозаборных и нагнетательных скважин с одного куста позволяет перекачивать воду без ее охлаждения, т.е. использовать преимущества изотермического заводнения.

В процессе бурения и эксплуатации водозаборных и нагнетательных скважин изучают геологическое строение залежи. Строят структурные карты по кровле нефтяного пласта залежи, карты общих и нефтенасыщенных толщин, определяют параметры нефтяного пласта, производят замеры приемистости, замеряют пластовое давление, определяют давление смыкания трещин. Производят расчет требуемого объема закачки воды из условия сохранения первоначального пластового давления после отбора жидкости из пласта за определенный период времени. Производят опережающую закачку воды.

Изучив геологическое строение залежи, производят бурение горизонтальных добывающих скважин. Ствол горизонтальной скважины проводят в кровельной части нефтяного пласта залежи. Для создания равномерного фронта вытеснения нефти водой проводку горизонтального ствола производят равноудаленно от нагнетательной скважины, т.е. начало и конец горизонтального ствола располагают на одинаковом расстоянии от нагнетательной скважины, затем осуществляют обустройство и скважины вводят в эксплуатацию.

Трещины при первоначальном пластовом давлении, разомкнутые после опережающей закачки и последующего отбора нефти, не смыкаются. В последующем пластовое давление в зоне отбора нефти поддерживают на первоначальном уровне путем сохранения компенсации отбора нефти закачкой воды в пластовых условиях на определенном уровне.

Из-за меньших фильтрационных сопротивлений в пласте вытесняющий агент вытесняет флюиды из трещин и из малопроницаемой части коллектора. Так как в нагнетательной скважине перфорацией вскрыта водонасыщенная часть залежи, то закачанная вода в начальной стадии будет фильтроваться под залежь нефти. Поскольку горизонтальный ствол добывающей скважины пробурен в кровельной части нефтяного пласта, то фильтрационным потоком охватывается вся продуктивная толща пласта.

За счет геометрической неравномерности системы плоскорадиального потока "нагнетательная скважина (источник)" - "добывающая скважина (галерея)" вода фильтруется неравномерно. Кроме того, геологическая неравномерность усиливает послойную и зональную неравномерность вытеснения нефти водой. Поэтому переходят на циклическую закачку вытесняющего агента и отбор нефти из скважин.

Схему циклирования выбирают в зависимости от конкретных геолого-физических условий объекта заводнения и стадии разработки. В цикле простоя нагнетательной скважины происходит капиллярная пропитка матрицы блоков карбонатного массива. Так же происходит гравитационное разделение нефти и воды. Капиллярные и гравитационные силы при циклической закачке благоприятно воздействуют на процесс вытеснения нефти водой. Замедляется прорыв воды по трещинам и вытеснение нефти водой происходит более равномерно с подошвы залежи к кровельной части пласта.

Выбор добывающей скважины с горизонтальным стволом обусловлен необходимостью дренирования максимального количества блоков карбонатного массива. Закачка воды в водонасыщенную часть залежи и передача давления по трещинам не требует бурения нагнетательной скважины с горизонтальным стволом. Распространение фильтрационного потока по водоносной части залежи от скважины происходит плоскорадиальным потоком. Радиальный поток наблюдается только вблизи нагнетательной скважины, а затем течение ортогонально к стволу добывающей скважины.

Известно, что фильтрационные свойства карбонатных коллекторов в большой степени обусловлены наличием трещиноватости. Вертикальные трещины удерживаются в открытом состоянии, когда пластовое давление жидкости, заполняющей поры и трещины коллектора, превышает боковое давление. Для раскрытия трещин в пласте величина давления на забое нагнетательных скважин должна превышать боковое горное давление. Величина бокового горного давления определяется экспериментальным или расчетным путем и зависит от глубины залежи, типа и состояния коллектора.

За счет внедрения рассматриваемых мероприятий карбонатный массив дренируется водой, а блоки охвачены заводнением, что позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1200 м, пластовое давление 12 МПа, пластовая температура 25^oС, пористость 18%, проницаемость 0,8 мкм², нефтенасыщенность 60%, вязкость нефти 46 мПас, плотность нефти 930 кг/м³. Нефтенасыщенная толщина нефтяного пласта составляет 15 м, водонасыщенная - 5 м. Балансовые запасы участка залежи, подсчитанные объемным методом, составляют 580 тыс. т. Коллектор карбонатный, трещиноватый. Давление смыкания вертикальных трещин составляет 60-80% горного давления.

На участке залежи нефти в карбонатных коллекторах трещинного типа бурят с одного куста одну водозаборную скважину и пять нагнетательных скважин в водонасыщенную часть продуктивного пласта для формировании пятиточечной схемы заводнения. Нагнетательные скважины бурением вскрывают карбонатный пласт на глубине 1200 м в водонасыщенной части залежи. Перекачивают воду без ее охлаждения из водозаборной скважины в нагнетательные. На устье нагнетательных скважин при закачке воды создают давление закачки (7,4-13,9) МПа, чтобы вертикальные трещины различного вида были раскрыты. Известно, что при меньших давлениях закачки раскрываются трещины в более проницаемых частях пласта. С повышением давления закачки начинают раскрываться трещины в менее проницаемых частях пласта и в более удаленных зонах высокопроницаемой части залежи.

После обустройства водозаборной скважины и нагнетательных скважин осуществляют закачку воды. Производят закачку воды в объеме 2% порового объема залежи при давлении закачки 13,0 МПа. Пластовое давление в залежи повысилось на 4 МПа.

Бурят горизонтальные добывающие скважины в кровельной части нефтяного пласта равноудаленно от нагнетательных скважин. Наименьшее (перпендикулярно) расстояние между вертикальным нагнетательным и горизонтальным стволами скважин составляет 400 м. Пускают добывающие скважины в эксплуатацию. Пластовое давление в зоне отбора поддерживают на первоначальном уровне сохранением компенсации отбора нефти закачкой воды в пластовых условиях. Для этого устанавливают превышение объемов закачки над отборами на 20%. Ведут циклическую закачку воды и отбор нефти на режиме: 15 сут - эксплуатация скважин, 15 сут - остановка.

Расчеты показали, что охват залежи воздействием увеличился с 60 до 67%. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.