НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ СКВАЖИНА

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти с карбонатным коллектором.
Известна нагнетательная скважина, включающая боковые горизонтальные стволы, пробуренные в низкопроницаемых зонах пласта (патент RU №2215128, МПК. Е21В 43/16, опубл. 27.10.2003 г.), Недостатками нагнетательной скважины являются относительно низкая приемистость их горизонтальных стволов, пробуренных в низкопроницаемых зонах пласта.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является нагнетательная скважина, расположенная в карбонатных коллекторах для закачки вытесняющего агента и обеспечения возможности отбора продукции из добывающих скважин (патент RU №2256069, МПК Е21В 43/16, опубл. Бюл. №19 от 10.07.2005).
Недостатками данной скважины, содержащей открытый горизонтальный ствол в низкопроницаемой зоне являются ускоренная динамика обводнения добываемой продукции, часть запасов залежи остается неохваченной воздействием, разработкой охватываются в основном высокопроницаемые, зоны, значительные капитальные и эксплуатационные затраты на разработку месторождения.
Технической задачей полезной модели является увеличение нефтеотдачи залежи за счет повышения эффективности процесса вытеснения нефти и усиления воздействия на слабодренируемые, трудноизвлекаемые запасы нефти в нефтеносных пластах.
Техническая задача достигается тем, что нагнетательная скважина, расположенная в карбонатных коллекторах для закачки вытесняющего агента и обеспечения возможности отбора продукции из добывающих скважин, сообщена с нижележащими водоносными пластами, гидродинамически связанными с вышележащими нефтеносными пластами системой трещин, причем нагнетательная скважина выполнена с возможностью закачки в непрерывном режиме вытесняющего агента, при снижении пластовых давлений до 90% от первоначального, при давлении, не превышающем давления разрыва пород и смыкания микротрещин, с объемом закачки в 2-2,5 раза превышающем объемы отбора из добывающих скважин до восстановления пластовых давлений в нефтеносных пластах и их последующего поддержания.
Сущность полезной модели.
При разработке нефтяной залежи с карбонатным коллектором часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. В предложенном решении решаются задачи повышения нефтеотдачи залежи с карбонатным коллектором за счет непрерывной закачки вытесняющего агента с высоким значением компенсации и с поддержанием пластового давления на уровне первоначального.
На чертеже представлена нефтяная залежь с карбонатным коллектором, где
1 - участок нефтеносного пласта; 2 - участок водоносного пласта; 3 - добывающая скважина; 4 - нагнетательная скважина.
Залежь нефти 1 в карбонатном коллекторе трещинного типа разбурена проектной сеткой добывающих 3 и нагнетательных скважин 4. Добывающие скважины 3 пробурены со вскрытием нефтеносного пласта 1 и введены в эксплуатацию. В процессе эксплуатации залежи проводят исследования скважин методом гидропрослушивания, определяют гидродинамическую связь между нефтеносным пластом и нижележащим водоносным. Замеряют начальное пластовое давление. С помощью метода сейсмоисследования путем вертикального сейсмопрофилирования (ВСП) определяют направление трещиноватости. Нагнетательные скважины 4 пробурены со вскрытием нижележащего водоносного пласта 2, гидродинамически связанного с вышезалегающим нефтеносным пластом развитой системой трещин. В процессе работы и эксплуатации скважины 3 после отбора снижается пластовое давление. При снижении пластового давления происходит интенсивный отбор продукции пласта 1 из высокопроницаемых зон с основным снижением давления в этих зонах, которые под действием веса породы частично смыкаются. При этом вовлекаются в работу более низкопроницаемые участки пласта 1. При снижении пластового давления в продуктивном пласте до 90% от первоначального закачивают вытесняющий агент в нижележащий водоносный пласт 2 через нагнетательные скважины 4 в объеме в 2-2,5 раза превышающем объемы отбора из добывающих скважин 3 до восстановления первоначального, давления в пласте 1. Так как в нагнетательной скважине 4 вскрыт водонасыщенный пласт 2, то вытесняющий агент по трещинам будет фильтроваться под залежь нефти и вытеснять ее в добывающую скважину 3 более равномерно, интенсивно включая в работу трудноизвлекаемые запасы пласта 1.
Пример конкретного выполнения.
На участке залежи нефти 1 с карбонатными коллекторами трещинного типа пробурили одну вертикальную добывающую 3 и одну нагнетательную 4 скважины. Расстояние между добывающей 3 и нагнетательной 4 скважинами составляет 300 м. Добывающей скважиной 3 вскрыт нефтеносный пласт 1 на глубине 1200 м нефтенасыщенной толщиной 15 м. Начальное пластовое давление-12 МПа. Нагнетательной скважиной 4 вскрыт водоносный пласт 2 на глубине 1222 м с водонасыщенной толщиной пласта 7 м. По данным исследования определяют вертикальное направление трещин. Давление смыкания вертикальных трещин составляет 8,5 МПа. На устье нагнетательных скважин давление - 13 МПа. Микротрещины удерживаются в открытом состоянии при пластовом давлении 9 МПа, превышающем боковое горное давление. Величина бокового горного давления определяется экспериментальным или расчетным путем и зависит от глубины залежи, типа и состояния коллектора, составляет 9-10 МПа.
3
3
3
3
В процессе работы и эксплуатации скважины 3 после отбора в объеме 21 м наблюдается снижение пластового давления в продуктивном пласте до 90% от первоначального (10 МПа). В пласт 2 через нагнетательную скважину 4 закачивается вода объемом 15 м/сут в постоянном режиме с давлением 14 МПа при отборе из пласта 1 добывающей скважиной 4-6 м/сут. После восстановления пластового давления до уровня первоначального (12 МПа), нагнетание вытесняющего агента производят в скважину 4 в постоянном режиме в объеме 6 м/сут для поддержания данного давления в пласте 1. В связи с тем, что водоносный горизонт 2 гидродинамически связан с вышележащим продуктивным горизонтом 1, то уход закачиваемых вод через нагнетательную скважину 4 в водоносный горизонт 2 обеспечивает восполнение его энергетического запаса, благодаря которому происходит вытеснение нефти в пласте 1 по вертикали снизу вверх. В результате чего происходят нагнетание вытесняющего агента в интервале нефтеносного пласта 1 и вытеснение снизу из водоносного горизонта 2.
Далее производят непрерывную закачку и отбор продукции до полной выработки пласта 1.
По сравнению с аналогом предлагаемая полезная модель позволяет повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) с 16 до 21-23% на различных участках залежи, т.е. на 5-7%.
Предлагаемая нагнетательная скважина позволяет увеличить нефтеотдачу залежи на 5-7% за счет повышения эффективности процесса вытеснения нефти и усиления воздействия на слабодренируемые и трудноизвлекаемые запасы нефти в нефтеносных пластах.