СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
DEVELOPMENT METHOD OF NON-HOMOGENEOUS OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из неоднородных залежей.
Известен способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью (патент RU №2439298, МПК Е21В 43/16, опубл. в бюл. №1 от 10.01.2012 г.), включающий разработку вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, построенных по сетке скважин, строительство дополнительных пологонаправленных стволов, закачку агента в добывающие скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Пологонаклонные стволы бурят из дополнительных нагнетательных и добывающих скважин диаметром долота 144 мм с поверхности с уплотнением сетки до 1-4 га/скв., причем пологонаправленные стволы бурят поперек трещиноватости пласта длиной, равной 2-3 толщинам пласта, с последующей обсадкой стволов и вторичным вскрытием продуктивного пласта, после чего перед запуском дополнительных скважин в работу в обводнившихся пропластках пласта производят из их пологонаправленных стволов водоизоляционные работы, а в нефтеносных - кислотную обработку.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью (патент RU №2443855, МПК Е21В 43/20, 43/14, опубл. в бюл. №6 от 27.02.2012 г.), включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременно-раздельной эксплуатации, а в нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки, выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для одновременно-раздельной закачки, а добычу через добывающие скважины - с использованием установок для одновременно-раздельной эксплуатации.
Недостатками аналогов являются невозможность регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента в зависимости от проницаемости зон залежи, а также вследствие интенсивного отбора продукции из низкопроницаемых участков относительно низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) из залежи.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются интенсификация отбора из низкопроницаемых зон за счет уплотнения сетки скважин, регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента за счет выбора наиболее оптимального количества нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от проницаемости зон залежи и, как следствие, повышение КИН всей залежи.
Технические задачи решаются способом разработки неоднородной нефтяной залежи, включающим бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, уплотнение сетки скважин не более 4 га/скв., закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины.
Новым является то, что зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, среднепроницаемые и высокопроницаемые, уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах, при этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3, после снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта, затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Залежь разбуривают редкой сеткой проектных добывающих 1 и нагнетательных 2 скважин, уточняют геологическое строение, определяют зоны с высокой 3, средней 4 и низкой 5 проницаемостью, после чего определяют границу 6 зон залежи. Причем скважины 1 и 2 могут быть вертикальными, горизонтальными и наклонными (на чертеже показаны условно). В высокопроницаемых зонах 3 создают многорядную систему заводнения с отношением нагнетательных и добывающих скважин не менее 1:5. В среднепроницаемых зонах 4 отношение добывающих и нагнетательных скважин поддерживают в пределах 1:3-5, создавая однорядные или трехрядные системы заводнения. В зонах с низкой проницаемостью 5 производят уплотнение сетки скважин 1 и 2 до 1-4 га/скв., отношение добывающих 1 и нагнетательных 2 скважин устанавливают в пределах 1:1-3.
После снижения дебита на одном из участков (на чертеже не показан) зон 3, 4 или 5 ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта, затем определяют проницаемость на данном участке и относят его после исследования к соответствующей зоне 3, 4 или 5. После чего определяют отношение нагнетательных 2 и добывающих 1 скважин на данном участке.
Пример конкретного выполнения.
Залежь разбурили редкой сеткой проектных добывающих и нагнетательных скважин, скважины могут быть вертикальными, горизонтальными и наклонными с расстоянием между ними 800 м, уточнили геологическое строение, определили зоны с высокой (996 мд), средней (487 мд) и низкой (98 мд) проницаемостью, после чего, используя трехмерные модели, определили границы зон залежи. В высокопроницаемых зонах создали многорядную систему заводнения с отношением нагнетательных и добывающих скважин 1:4. В среднепроницаемых зонах отношение добывающих и нагнетательных скважин поддерживали в пределах 1:3, создавая однорядные или трехрядные системы заводнения. В зонах с низкой проницаемостью произвели уплотнение сетки скважин 0,9 га/скв., отношение добывающих и нагнетательных скважин установили в пределах 1:2.
После снижения дебита в зоне 4 участка ниже рентабельного до 2 т/сут и повышения обводненности продукции до 98% произвели гидроразрыв пласта, затем определили проницаемость (1008 мд) на данном участке, отнесли его к зоне 5 с высокой проницаемостью. После чего привели отношение нагнетательных 2 и добывающих 1 скважин в данной зоне к 1:4. В результате суммарная добыча продукции увеличилась на 8% - с 80 до 96 т/сут, а КИП увеличился с 0,35 до 0,37.
Предлагаемый способ разработки неоднородной нефтяной залежи позволяет интенсифицировать отбор из низкопроницаемых зон за счет уплотнения сетки скважин, регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента в результате определения наиболее оптимального количества нагнетательных и добывающих скважины в зависимости от проницаемости зон залежи и, как следствие, повысить КИП всей залежи до 7% и дополнительно добыть до 10% продукции.