способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающий бурение, по крайней мере, одной горизонтальной добывающей и нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающую скважины, отличающийся тем, что добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяному контакту на расстоянии, позволяющем ввести скважину в эксплуатацию с безводным периодом, нагнетательную вертикальную или горизонтальную скважину размещают над добывающей скважиной в кровельной части продуктивного пласта и ведут закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяных залежей с водонефтяными зонами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения массивного типа, включающий разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными скважинами (патент RU № 2095551, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.11.1997 г.). Первоначально бурят вертикальный ствол со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. В случае благоприятной характеристики геологического строения продуктивного пласта бурят горизонтальный ствол в нефтенасыщенной части в той же скважине. Затем циклически осуществляют закачку вытесняющего агента в водонасыщенную часть пласта вертикального ствола и отбор продукции из горизонтального ствола.

Недостатком данного способа является то, что закачанный вытесняющий агент по субвертикальным трещинам фильтруется под залежь нефти, а часть нефти оттесняется под залежь в водоносную часть пласта. Это снижает охват пластов заводнением, нефтеизвлечение из них и быстрое обводнение.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа, включающий разбуривание месторождения системой скважин с вертикальными и горизонтальными стволами (патент RU № 2196885, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.01.2003 г.). Нагнетательную скважину бурят с вертикальным стволом и вскрывают нижнюю подошвенную водонасыщенную часть пласта, а добывающую скважину с горизонтальным стволом располагают в кровельной части продуктивного пласта. В нагнетательную скважину закачивают тампонирующий раствор, а добывающую скважину на время закачки останавливают, причем закачку тампонирующего раствора производят при давлении, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин.

Недостатком известного способа является низкая эффективность при эксплуатации обводненных залежей, конусообразование, способствующее быстрому обводнению добываемой продукции.

Технической задачей предлагаемого способа является продление безводного периода добычи нефти, увеличение нефтеизвлечения залежи, повышение эффективности разработки нефтяных залежей с водонефтяными зонами за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших продуктивных пластов в добывающих скважинах.

Указанная задача решается способом разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающим бурение, по крайней мере, одной горизонтальной добывающей и нагнетательной скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающую скважины.

Новым является то, что добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяному контакту на расстоянии, позволяющем ввести скважину в эксплуатацию с безводным периодом, нагнетательную вертикальную или горизонтальную скважину размещают над добывающей скважиной в кровельной части продуктивного пласта и ведут закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды.

Проведенные патентные исследования по патентному фонду и технической библиотеке института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию «новизна» и «изобретательский уровень».

На фиг.1 представлен разрез нефтенасыщенного пласта с размещенной нагнетательной вертикальной и добывающей горизонтальной скважинами в водонефтяной зоне по предлагаемому способу.

На фиг.2 представлен разрез нефтенасыщенного пласта с размещенной нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами в водонефтяной зоне по предлагаемому способу.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь 1 (фиг.1, фиг.2) с водонефтяными зонами разбуривают проектной сеткой скважин. Уточняют геологическое строение залежи, строят структурную карту, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят лабораторные исследования керна, определяют вязкость нефти, проницаемость пласта, распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи. Определяют фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, проводят гидродинамические исследования с обязательным определением пластового давления и осуществляют моделирование процесса разработки. Выбирают залежь с нефтенасыщенными толщинами более 12 метров.

Бурят, по крайней мере, одну добывающую горизонтальную скважину 2 (фиг.1, фиг.2). Горизонтальный ствол проводят в интервале наиболее проницаемого прослоя залежи, причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают параллельно водонефтяному контакту (ВНК) на расстоянии пяти-шести метров до водонефтяного контакта нефтяной залежи, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Уменьшение расстояния до ВНК 3 (фиг.1, 2) приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей горизонтальной скважины в результате резкого различия вязкостей нефти и пластовой воды.

Нагнетательную вертикальную скважину 4 (фиг.1) бурят над добывающей горизонтальной скважиной в вертикальной плоскости над серединой горизонтального ствола добывающей скважины. В вертикальной скважине перфорируют один-два метра в кровле продуктивного пласта 5 (фиг.1) и осуществляют закачку вытесняющего агента 6 (фиг.1) с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, например попутного газа, угарного газа.

Расстояние от нижнего интервала перфорации вертикальной нагнетательной скважины до горизонтального добывающего ствола скважины составляет 4,0-5,0 м, которое определяют по геогидродинамическому моделированию.

Ствол нагнетательной горизонтальной скважины 4 (фиг.2) проводят параллельно стволу добывающей горизонтальной скважины выше него в вертикальной плоскости так, что начало горизонтального ствола нагнетательной скважины находится ближе к концу горизонтального ствола добывающей скважины, а конец нагнетательной - ближе к началу горизонтального ствола добывающей скважины.

Расстояние между горизонтальными стволами скважин не превышает 4-5 м, что предотвращает преждевременный прорыв попутного газа к стволу добывающей горизонтальной скважины. Минимальное расстояние между ними и расстояние от забоя ствола нагнетательной горизонтальной скважины до вертикальной части ствола добывающей горизонтальной скважины по горизонтали зависит от проницаемости пород-коллекторов, вязкости нефти и определяется по геогидродинамическому моделированию.

Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают параллельно водонефтяному контакту (ВНК) на расстоянии пяти-шести метров до водонефтяного контакта нефтяной залежи, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин.

Закачку вытесняющего агента 6 (фиг.2) осуществляют циклически через нагнетательную вертикальную скважину или нагнетательный горизонтальный ствол скважины, отбор нефти осуществляют постоянно через добывающий горизонтальный ствол скважины 5 (фиг.2).

Механизм вытеснения нефти вытесняющим агентом, имеющим удельный вес ниже удельного веса пластовой воды (например, попутным газом и т.д.), заключается в распространении зоны воздействия вытесняющего агента вниз по разрезу и по площади продуктивного пласта при увеличении давления закачки. Вытесняющий агент стремится в верхнюю часть пласта. Нефть вытесняется под действием сил гравитации к нижнему восходящему добывающему горизонтальному стволу скважины.

Режим закачки выбирают в зависимости от проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин пласта по площади залежи, вязкости нефти.

С целью максимального использования эффекта гравитации давление на забое нагнетательного горизонтального ствола скважины поддерживают близким к гидростатическому. В результате обеспечивается стабильное и непрерывное воздействие на продуктивный пласт по всей длине нагнетательного горизонтального ствола скважины, расположенной над добывающим горизонтальным стволом в вертикальной плоскости, эффективное использование попутного газа, увеличение дебита и объемов добываемой продукции.

Периодически замеряют дебит скважины, пластовое давление, температуру пласта по всей длине горизонтального ствола добывающей скважины, обводненность продукции и регулируют режимы работы скважины.

Закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления до появления газа из добывающего горизонтального ствола. Затем нагнетательную вертикальную или горизонтальную скважину останавливают, а добывающая горизонтальная скважина продолжает работать.

Отбор продукции производят при помощи насоса из добывающего горизонтального ствола скважины до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного. Затем нагнетательную вертикальную или горизонтальную скважину вводят в работу.

Разработка нефтяной залежи с водонефтяными зонами предлагаемым способом позволяет повысить эффективность вытеснения нефти, увеличить безводный период работы добывающей горизонтальной скважины, а также дебит и объем добычи нефти за счет повышения эффективности закачки вытесняющего агента, повышения охвата выработкой запасов по площади и разрезу.

Пример 1 практического выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере нефтяной залежи в турнейских карбонатных отложениях с водонефтяными зонами. Залежь разбуривают редкой сеткой вертикальных и горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами 350 м, осуществляют их обустройство. Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 1 составляет 15,4 м (фиг.1), водонасыщенная - 6,2 м. Водонефтяной контакт 3 (фиг.1) на залежи установлен на глубине 1086,5 м.

В наиболее проницаемой части продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину 2 (фиг.1) параллельно водонефтяному контакту по направлению к куполу залежи длиной 300 м. Затем бурят вертикальную нагнетательную скважину над серединой добывающего горизонтального ствола.

В вертикальной нагнетательной скважине 4 (фиг.1) на глубине 1071-1073 м в кровельной части продуктивного пласта перфорируют два метра коллектора 5 (фиг.1). Расстояние от нижнего интервала перфорации до добывающего горизонтального ствола составляет 5,0 м.

Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины располагают выше водонефтяного контакта 3 (фиг.1) на пять метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Определяют данное расстояние путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до водонефтяного контакта приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей горизонтальной скважины в результате резкого различия вязкостей нефти и пластовой воды.

Закачку попутного газа 6 (фиг.1) осуществляют циклически через нагнетательную вертикальную скважину с устья скважины при давлении нагнетания 13 МПа. Одновременно осуществляют отбор нефти через добывающий горизонтальный ствол с использованием насоса. Периодически определяют объемы нагнетаемого попутного газа и добываемой нефти, обводненность продукции, давление на устье и забое скважин.

Производят закачку в течение 20 суток со средней приемистостью 15 м³/сут. Через 20 суток в отобранной продукции наблюдается увеличение доли попутного газа. Нагнетательную вертикальную скважину останавливают на перераспределение пластового давления по пласту на 5 суток. Время простоя от закачки рассчитывают по пьезопроводности коллектора из условия равномерного перераспределения давления по пласту. Затем циклы закачки и отбора продукции повторяют.

Пример 2 практического выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере нефтяной залежи в турнейских карбонатных отложениях с водонефтяными зонами. Залежь разбуривают редкой сеткой вертикальных и горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами 350 м, осуществляют их обустройство. Эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 1 составляет 16,2 м (фиг.2), водонасыщенная - 4,8 м. Водонефтяной контакт на залежи установлен на глубине 1086,5 м.

В наиболее проницаемой части продуктивного пласта бурят добывающую горизонтальную скважину параллельно водонефтяному контакту по направлению к куполу 2 залежи длиной 300 м (фиг.2). Затем бурят нагнетательную горизонтальную скважину 4 длиной 300 м (фиг.2). Горизонтальные стволы размещают субпараллельно один над другим в вертикальной плоскости параллельно ВНК залежи 3 (фиг.2).

Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины располагают выше водонефтяного контакта на пять метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Определяют данное расстояние путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до водонефтяного контакта приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей горизонтальной скважины в результате резкого различия вязкостей нефти и пластовой воды. Расстояние от горизонтального нагнетательного ствола скважины до горизонтального добывающего ствола скважины составляет 4,0 м, которое определяют по геогидродинамическому моделированию.

Закачку попутного газа 6 (фиг.2) осуществляют циклически через нагнетательную горизонтальную скважину 4 (фиг.2) с устья скважины при давлении нагнетания 13,2 МПа. Одновременно осуществляют отбор нефти через нижний добывающий горизонтальный ствол с использованием насоса. Периодически определяют объемы нагнетаемого газа и добываемой нефти, обводненность продукции, давление на устье и забое скважин.

Производят закачку в течение 10 суток со средней приемистостью 25 м ³/сут. Через 10 суток в отобранной продукции наблюдается увеличение доли попутного газа. Нагнетательную горизонтальную скважину останавливают на перераспределение пластового давления по пласту на 5 суток. Время простоя от закачки рассчитывают по пьезопроводности коллектора из условия равномерного перераспределения давления по пласту. Затем циклы закачки и отбора продукции повторяют.

Предлагаемый способ позволяет продлить безводный период работы скважины, увеличить коэффициент охвата выработкой запасов нефти и, как следствие, конечное нефтеизвлечение. Применение способа позволяет расширить технологические возможности разработки залежи, включить в работу водонефтяные зоны залежи, ранее не участвовавшие в добыче нефти.