СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD OF OIL DEPOSIT DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления.
Известен 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 водоносного 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 (Патент РФ №2061177, кл. Е21В 43/20, опублик. 1996 г.).
Известный способ позволяет извлечь основные запасы из залежи, сократить расходы на водоподготовку, однако способ не позволяет достаточно полно выработать запасы залежи в карбонатном коллекторе трещинно-порового типа, в результате ухода основного объема закачиваемого агента под залежь, снижая эффективность закачки.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является 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. Бурение водозаборных и нагнетательных скважин ведут с одного куста, 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 поддерживают на первоначальном уровне сохранением компенсации отбора жидкости закачкой воды в пластовых условиях на определенном уровне, ведут циклическую закачку воды и отбор продукции скважин (Патент РФ №2203405, кл. Е21В 43/20, опублик. 2003 г. - прототип).
Существенным недостатком этого способа является то, что закачиваемая вода по макро- и микротрещинам фильтруется под залежь, не обеспечивая необходимого поддержания пластового давления на уровне начального в зоне отбора нефти, дебита добывающих скважин и, как следствие, полного нефтеизвлечения.
В изобретении решается задача более эффективного вытеснения нефти, увеличения темпов отбора нефти и повышение степени нефтеизвлечения.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение водозаборных скважин в водоносный пласт, нагнетательных вертикальных скважин и добывающих горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта равноудаленно от нагнетательных скважин, отбор воды из водоносных пластов через водозаборные скважины, перекачку воды из водозаборных скважин в нагнетательные, опережающую циклическую закачку воды через нагнетательные скважины при давлении на забое нагнетательных скважин выше давления раскрытия трещин с поддержанием пластового давления в зоне отбора сохранением компенсации отбора жидкости закачкой воды и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению на залежи выделяют зоны с продуктивным пластом, нижняя часть которого или непроницаемый подстилающий слой имеет интервал повышенных значений гамма-каротажа от 1,5 мкр/час и значений нейтронного гамма-каротажа от 2 усл.ед., на выделенных зонах разделяют нагнетательный фонд скважин на 2 группы, к первой группе относят нагнетательные скважины, вскрывшие нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта, подстилаемый плотными породами, к второй группе относят нагнетательные скважины, вскрывшие нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта, подстилаемый водоносным коллектором, в первой группе нагнетательных скважин производят перфорацию в нижней части пласта от его подошвы и вверх на 3-5 м, во второй группе нагнетательных скважин перфорацию производят на 1-5 м ниже траектории горизонтальной добывающей скважины.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи часть запасов неизбежно остается в залежи. В изобретении решается задача повышения нефтеизвлечения залежи. Задача решается следующим образом.
На залежи, представленной карбонатным коллектором трещинно-порового типа, бурят прежде вертикальные нагнетательные и водозаборные скважины.
В процессе бурения и эксплуатации скважин уточняют 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. Затем производят отбор воды из водоносных пластов через водозаборные скважины, опережающую или одновременную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины. На следующем этапе бурят добывающие горизонтальные и вертикальные скважины, посредством которых производят отбор нефти.
Ствол горизонтальной добывающей скважины проводят в кровельной части нефтяного пласта залежи. Для создания равномерного фронта вытеснения нефти водой горизонтальный ствол проходит равноудаленно от нагнетательной скважины, т.е. начало и конец горизонтального ствола расположен на одинаковом расстоянии от нагнетательной скважины.
Производят отбор нефти через добывающие скважины, поддержание пластового давления в зоне отбора и закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины.
Известно, что фильтрационные свойства карбонатных коллекторов в большой степени обусловлены наличием трещиноватости и нагнетаемая вода, прежде всего, фильтруется по трещинам, поэтому, по результатам геофизических исследований (ГИС), разделяют нагнетательный фонд скважин на две группы:
1) нагнетательные скважины, вскрывшие интервал продуктивного пласта, подстилаемый плотными породами;
2) нагнетательные скважины, вскрывшие интервал продуктивного пласта, подстилаемый водоносным коллектором.
На следующем этапе в первой группе нагнетательных скважин производят перфорацию обсадной колонны в нижней части нефтенасыщенного коллектора от его подошвы и вверх на 3-5 м (фиг.1), во второй группе нагнетательных скважин перфорацию обсадной колонны производят на 1-5 м ниже траектории горизонтальной скважины в разрезе пласта конкретного элемента (фиг.2).
Геофизические исследования (ГИС) включают гамма-каротаж и нейтронный гамма-каротаж. При наличии интервала повышенных значений гамма-каротажа от 1,5 мкр/час и значений нейтронного гамма-каротажа от 2 усл.ед. перфорацию обсадной колонны производят выше таких значений.
Повышенные значения гамма-каротажа и нейтронного гамма-каротажа отражают уплотнение породы и в этом случае при наличии подошвенных вод такие прослои способствуют удержанию вытесняющего агента в продуктивной части пласта и повышают его работу по вытеснению нефти от нагнетательных скважин к добывающим. В противном случае при закачке под него хотя бы относительно уплотенный прослой агент будет уходить под залежь и его действие окажется малоэффективным. Граничными значениями по гамма-каротажу являются 1,5 мкр/час и по нейтронному гамма-каротажу 2 усл.ед.
В последующем пластовое давление в зоне отбора нефти поддерживают на первоначальном уровне нагнетанием вытесняющего агента циклически, путем сохранения компенсации отбора нефти закачкой вытесняющего агента в пластовых условиях.
Из-за меньших фильтрационных сопротивлений в пласте вытесняющий агент вытесняет флюиды из трещин и из малопроницаемой части коллектора - блоков. Так как в первой группе нагнетательных скважин перфорацией вскрыта нижняя часть нефтенасыщенного коллектора залежи, а именно от его подошвы и вверх 3-5 м, а во второй группе нагнетательных скважин перфорацией вскрыта часть нефтенасыщенного коллектора залежи на 1-5 м ниже траектории горизонтальной добывающей скважины, то закачанный вытесняющий агент на начальной стадии будет фильтроваться в блоках карбонатного массива.
Поскольку горизонтальный ствол добывающей скважины расположен в кровельной части нефтенасыщенного коллектора, то фильтрационным потоком охватывается вся продуктивная толща пласта.
Выбор добывающей скважины с горизонтальным стволом обусловлен необходимостью увеличения охвата вытеснением межскважинного пространства.
За счет внедрения рассматриваемых мероприятий карбонатный массив максимально дренируется вытесняющим агентом в пределах продуктивного пласта, минимизируется уход вытесняющего агента под залежь и за счет цикличности происходит перераспределение давления и воздействие на блоки, вытеснение нефти из них. Блоки охвачены заводнением, что позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения.
Пример конкретного выполнения.
2
3
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1200 м, начальное пластовое давление 11,5 МПа, начальная пластовая температура 23°С, пористость 12%, проницаемость 0,04 мкм, нефтенасыщенность 62%, вязкость нефти 20,8 мПа*с, плотность нефти 0,89 т/м. Общая нефтенасыщенная толщина нефтяного пласта составляет 18,6 м, общая водоносная - 10,2 м. Балансовые запасы элемента участка, подсчитанные объемным методом, составляют 525 тыс.т. Дебит ГС по нефти составляет 10 т/сут. Коллектор карбонатный, трещинно-поровый.
На залежи выделяют зоны (элементы) с продуктивным пластом, нижняя часть которого или непроницаемый подстилающий слой имеет интервал повышенных значений гамма-каротажа от 1,5 мкр/час и значений нейтронного гамма-каротажа НГК от 2 усл.ед.
На выделенном элементе участка залежи нефти в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа размещены одна водозаборная скважина, одна нагнетательная скважина, пробуренная в водоносный коллектор, четыре горизонтальных добывающих скважины. В нагнетательной скважине производят перфорацию исходя из результатов ГИС. Горизонтальные добывающие скважины проводят в кровельной части нефтенасыщенного коллектора равноудаленно от нагнетательной скважины. Наименьшее (перпендикулярно) расстояние между вертикальной нагнетательной и горизонтальными стволами добывающих скважин составляет 400 м. Пускают добывающие скважины в эксплуатацию. Пластовое давление в зоне отбора поддерживают на первоначальном уровне с сохранением компенсации отбора нефти закачкой воды в пластовых условиях. Для этого устанавливают превышение объемов закачки над отборами на 18-20%. Ведут циклическую закачку вытесняющего агента и отбор нефти.
На устье нагнетательных скважин при закачке вытесняющего агента создают давление закачки 7,5-14,0 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.
Расчеты показали, что за пять лет разработки по одному элементу, по известному способу, будет добыто 54,6 тыс.т нефти, дебит нефти составит 8,1 т/сут, КИН - 0,104 доли ед.; по предлагаемому способу будет добыто 62,5 тыс.т нефти, дебит нефти практически на падает и составит 9,9 т/сут, КИН достигнет 0,145 доли ед. Дополнительная добыча нефти на одном элементе составит 7,9 тыс.т.
При стоимость одной тонны нефти 8,5 тыс.руб экономический эффект составит 67,15 млн.руб за пять лет разработки.
Применение предложенного способа позволит увеличить темпы отбора нефти и коэффициент нефтеизвлечения залежи.