Способ доразработки нефтяной залежи - RU2600255C1

Чертежи

Описание

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.

Известен способ разработки монолитного малопродуктивного зонально-неоднородного нефтяного пласта (патент РФ №2455471, МПК Е21В 43/14, Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 10.07.2012 г.), включающий создание системы разработки с добывающими многозабойными веерными скважинами с основным вертикальным стволом и боковыми стволами, горизонтальные участки которых в продуктивном пласте направлены симметрично в радиальных направлениях относительно основного ствола, и вертикальными нагнетательными скважинами, размещенными по равномерной квадратной пятиточечной схеме заводнения.

Недостаток способа заключается в том, что указанный способ не реализуется на поздней стадии разработки, не учитывает зоны скопления остаточных запасов нефти после первичного вытеснения, кроме того, происходит преждевременный прорыв воды в добывающую скважину через горизонтальные стволы, направленные к нагнетательным скважинам перпендикулярно фронту вытеснения.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (патент РФ №2101475, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.01.1998 г.), включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, которую определяют по результатам эксплуатации и моделированием. Особенностью способа является то, что дополнительные скважины бурят с горизонтальным стволом или бурят горизонтальные стволы из старых скважин, причем горизонтальные стволы проводят по линии, соединяющей застойные целики нефти, а при наличии зон замещения, линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами - по линии, соединяющей эти зоны.

Недостатком способа является низкий охват залежи заводнением из-за трудности обнаружения и вовлечения в разработку горизонтальными скважинами застойных зон вязкой нефти, остающихся между нагнатетельными и добывающими скважинами после первичного вытеснения, не указывается точное направление бурения скважин, способ подходит только для рядной сетки скважин, нет возможности регулировать обводненность новых горизонтальных скважин в ходе эксплуатации путем отсечения обводненной части ствола.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку застойных зон нефти, остающихся между добывающими и нагнетательными скважинами после первичного вытеснения.

Указанная задача разрешается описываемым способом, включающим бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин по площадной схеме, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием.

Новым является то, что бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции выше 80% и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения, причем бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами, при этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимает 30-70% от этого расстояния, причем отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии, а при обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды.

Также новым является то, что длину продуктивной части дополнительной скважины оборудуют фильтрами с водонабухающим составом, разделенными заколонными водонабухающими пакерами, для изоляции интервалов поступления воды.

На фиг. 1 изображена залежь, разбуренная по квадратной сетке.

На фиг. 2 изображена залежь, разбуренная по треугольной сетке.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь 1 (фиг. 1 и 2) разбуривают вертикальными добывающими скважинами 2 и нагнетательными скважинами 3 по равномерной квадратной либо треугольной сетке 4. Пускают добывающие 2 и нагнетательные скважины 3 в эксплуатацию, осуществляют отбор продукции, заводнение залежи.

Затем, после возрастания обводненности продукции добывающих скважин 2 выше 80%, проводят исследование залежи 1 (например, химический анализ воды, закачку трассеров) на предмет определения застойных зон скопления остаточных запасов нефти (зон) 5. При этом предлагаемый способ разработки нефтяной залежи 1 базируется на известном факте о характере продвижения контура закачиваемой воды от нагнетательных скважин 3 к добывающим 2. Вначале контур наступающей воды 6 близок по форме к кругу. Затем по мере приближения к добывающей скважине контур 6 искажается вследствие быстрого движения воды по главным линиям, соединяющим нагнетательные скважины с добывающими. Непосредственно к добывающей скважине контуры воды 6 подходят узкими языками 7 (Р.Т. Фазлыев. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979. 255 с.). В результате в межскважинном пространстве в застойных зонах 5 образуются скопления остаточной нефти, заблокированные водой, добыча нефти из которых после первичного заводнения пласта значительно затруднена. Причем с увеличением вязкости нефти площадь застойных зон 5 и объем остаточной нефти также увеличивается. Бурение дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 в эти зоны 5 обеспечит ввод остаточных запасов нефти в разработку. Использование именно горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 будет способствовать наиболее полной выработке запасов, уменьшит вероятность преждевременного обводнения скважин 2 и 8, обеспечит возможность производить отбор нефти при небольшой депрессии на залежь 1 (не более 1 МПа), что дополнительно повысит эффективность нефтеизвлечения.

Опытом эксплуатации доказано, что оптимальной величиной обводненности является 80% и выше, т.е. на поздней стадии разработки, в пластах со скважинами, обводняющимися закачиваемой водой.

Определив центры скопления зон 5, намечают бурение дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых добывающих скважин 2 в направлении ближайших добывающих скважин 2′. При этом источники обводнения - нагнетательные скважины 3 и 3′ должны оставаться между дополнительными скважинами 8 (фиг. 1 - устье не указано) или стволами 8′ (фиг. 1 и 2), а горизонтальные участки дополнительной скважины 8 или ствола 8′, находящиеся в нефтяном пласте, расположены на примерно равном расстоянии от добывающих скважин 2 и 2′ и занимают 30-70% от этого расстояния. Повариантные расчеты на модели показали, что величина 30-70% является оптимальной, увеличение этого диапазона не способствует дальнейшему существенному приросту дополнительной добычи нефти, а уменьшение приводит к снижению добычи нефти вследствие снижения охвата по площади.

Бурят дополнительные горизонтальные скважины 8 или горизонтальные стволы 8′ со старых скважин 2, размещая их по предлагаемому способу. Пускают дополнительные горизонтальные скважины 8 или горизонтальные стволы 8′ со старых скважин 2 в эксплуатацию и продолжают разработку месторождения. При этом нефть, сосредоточенная в областях зон 5, обойденных вытесняющим агентом, вследствие искажения контура закачиваемой воды 6 между добывающими 2 и 2′ и нагнетательными скважинами 3 и 3′ вводится в активную разработку. Пуск дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 приводит к снижению обводненности продукции добывающих скважин 2, увеличению добычи нефти, вовлечению дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения вследствие эксплуатации дополнительных горизонтальных скважин 8 или боковых горизонтальных стволов 8′ в зоне 5.

В случае, если в ходе разработки выявится, что дополнительная горизонтальная скважина 8 или боковой горизонтальный ствол 8′ начнут обводняться, возможно отсечение обводненного интервала путем установки пакера (глухого, если обводнение идет с забоя, и проходного, если обводнение идет от начала точки входа в пласт, что определяется опытным путем). Также отсечение возможно в автоматическом режиме без участия человека: для этого длину продуктивной части дополнительной горизонтальной скважины 8 или бокового горизонтального ствола 8′ оборудуют фильтрами с водонабухающим составом, разделенными заколонными водонабухающими пакерами, для изоляции интервалов поступления воды.

Таким образом продлевают рентабельную разработку практически заводненной выработанной залежи 1. Нефть, скопившаяся в зонах 5 в процессе разработки при первичном вытеснении до применения способа, начинает поступать в дополнительные горизонтальные скважины 8 (фиг. 1) или горизонтальные стволы 8′ (фиг. 1 и 2) со старых скважин 2, причем нефть этих скважин имеет более низкую обводненность, чем нефть вертикальных добывающих скважин 2. Это приводит к повышению нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере конкретного нефтяного месторождения. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими параметрами: пористость - 14,4%, проницаемость - 0,111 мкм, нефтенасыщенность - 78%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 687,5 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 8,7 м, начальное пластовое давление - 8,9 МПа, пластовая температура - 25°C, параметры пластовой нефти: плотность - 891 кг/м³, вязкость - 52,7 мПа·с, давление насыщения - 2,9 МПа, газосодержание - 10,2 м³/т.

Участок разбурили проектной квадратной сеткой 4 (фиг. 1) с расстоянием между скважинами 300 м, осуществили их обустройство. Произвели закачку воды в нагнетательные 3, 3′ и добычу нефти из добывающих скважин 2, 2′. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки. Определили скважину 2, в которой дебит по нефти составил 0,8 т/сут, по воде - 12 т/сут. Текущая обводненность продукции достигла 94%. Затем произвели исследования скважин, экспериментальное изучение участка и трехмерное моделирование, которые показали, что остаточные запасы нефти сосредоточены в зонах 5 между двумя соседними нагнетательными скважинами 3 и 3′.

В эти зоны 5 скопления остаточных запасов нефти между вертикальными соседними нагнетательными скважинами 3 и 3′, находящимися на расстоянии друг от друга 420 м, произвели бурение трех боковых горизонтальных стволов 8′ из обводненной вертикальной скважины 2 на одинаковом расстоянии от нагнетательных скважин 3, 3′ (210 м) и одной горизонтальной скважины 8 также на одинаковом расстоянии от нагнетательных скважин 3, 3′. При этом длина горизонтального участка скважины 8 и боковых горизонтальных стволов 8′ в нефтяном пласте составила 240 м (или 57%) от расстояния между добывающими скважинами 2 и 2′.

Промысловые испытания при этом показали, что суммарный дебит участка, включающего горизонтальную скважину 8 и три боковых горизонтальных ствола 8′, по нефти составил 8 т/сут при средней обводненности продукции 60%. Годовая добыча этого участка залежи 1 составила 2,7 тыс. т нефти, что позволило продлить его рентабельную эксплуатацию. После начала обводнения одного ствола 8′ и определения интервала обводнения в него был установлен забойный пакер (на фиг. 1 не показан) для отсечения обводнившегося участка.

Дальнейшая эксплуатация такой скважины позволила повысить коэффициент нефтеизвлечения по участку залежи 1 на 7%.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии позволяет повысить КИН на величину до 7%, снизить обводненность продукции на 20-30% за счет освоения невыработанных участков и регулирования интервалов поступления жидкости в скважину.

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин. Обеспечивают заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти. При этом бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции ниже предела рентабельной эксплуатации и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения. Бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами. При этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола должна быть расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимать 30-70% от этого расстояния. Отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии. При обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Формула