СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
METHOD OF DEVELOPMENT OF OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений.
Известен способ разработки нефтяного пласта (патент RU №2378502, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 10.01.2010 г., БИ №1), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, нагнетание вытесняющего агента и форсированный отбор пластовой продукции через скважины с фильтром ниже текущего положения водонефтяного контакта, отбор нефти из прикровельного интервала пласта нефтедобывающими скважинами с расположением на повышенных участках структуры, при этом нефтедобывающие скважины на повышенных участках структуры перфорируют в прикровельном интервале пласта и ниже водонефтяного контакта, первоначальный режим работы предусматривает эксплуатацию этими скважинами прикровельной части пласта при нагнетании вытесняющего агента через скважины с фильтром, располагаемым ниже текущего положения водонефтяного контакта, далее, при подтягивании конуса воды к прикровельному интервалу пласта переходят ко второму режиму работы, предусматривающему форсированный отбор жидкости нефтедобывающими скважинами из интервала пласта ниже водонефтяного контакта при одновременном нагнетании и форсированном отборе вытесняющего агента через скважины с фильтром, располагаемым ниже текущего положения водонефтяного контакта, второй режим работы используют до установления стабильного содержания нефти в продукции нефтедобывающих скважин, затем возвращают первоначальный режим работы, два режима работы последовательно чередуют, а во время использования второго режима периодически взаимно заменяют скважины для нагнетания и форсированного отбора вытесняющего агента.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, для осуществления способа необходима перфорация добывающих скважин как в прикровельном интервале пласта, так и ниже границы водонефтяного контакта (ВНК), что влечет за собой дополнительные материальные и финансовые затраты;
- во-вторых, для эффективной разработки месторождения необходимо своевременно чередовать первый и второй режимы работы, несоблюдение которого, например задержка во времени с изменением режима работы, может привести к обводнению добываемой продукции.
Также известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2330945, МПК 8 Е21В 43/16, опубл. 10.08.2008 г., БИ №22), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, при этом в скважинах, расположенных на вершинах куполообразных поднятий, отсекая пакером, изолируют обводнившуюся часть вскрытого продуктивного пласта химическими реагентами и/или тампонажным раствором, продавливая буферной жидкостью, после чего для увеличения нефтеотдачи дополнительно обрабатывают химическими реагентами часть вскрытого продуктивного пласта выше пакера, после дополнительной обработки продуктивного пласта производят дополнительное вскрытие продуктивного пласта выше пакера, но ниже кровли продуктивного пласта, далее используют данные скважины в качестве добывающих, остальные скважины, связанные гидродинамически с данными скважинами в пределах данного продуктивного пласта, переводят в нагнетательные, в которые закачивают рабочий агент.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, при осуществлении способа необходимо производить дополнительное вскрытие продуктивного пласта в добывающих скважинах выше пакера, что влечет за собой дополнительные материальные и финансовые затраты;
- во-вторых, быстрое обводнение добываемой продукции вследствие постоянного притока пластовой воды из зоны ВНК, т.е. из обводнившейся части продуктивного пласта к забоям добывающих скважин, и как результат высокая обводненность добываемой продукции, что снижает эффективность данного способа.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2327860, МПК 8 Е21 В 43/16, опубл. 27.06.2008 г., БИ №18), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, даже с нарушением равномерности проектной сетки с последующим вскрытием продуктивного пласта выше его обводнившейся части, но ниже кровли продуктивного пласта, при этом в скважинах, расположенных на вершинах куполообразных поднятий, изолируют обводнившуюся часть вскрытого продуктивного пласта химическими реагентами и/или тампонажным раствором, которому дают затвердеть, после чего используют эти скважины и дополнительные скважины в качестве добывающих, остальные скважины, связанные гидродинамически с этими скважинами и дополнительными скважинами в пределах данного продуктивного пласта, переводят в нагнетательные, в которые закачивают рабочий агент, причем после затвердевания тампонажного раствора в скважинах, расположенных на вершинах куполообразных поднятий, производят дополнительное вскрытие продуктивного пласта выше его обводнившейся части, но ниже кровли продуктивного пласта. Недостатками данного способа являются:
- во-первых, при осуществлении способа необходимо производить дополнительное вскрытие продуктивного пласта в добывающих скважинах выше пакера, что влечет за собой дополнительные материальные и финансовые затраты;
- во-вторых, при постоянной (без остановок) эксплуатации добывающих скважин происходит быстрое обводнение добываемой из них продукции вследствие образования конуса пластовой воды напротив интервалов перфорации;
- в-третьих, происходит постоянный приток пластовой воды из зоны водонефтяного контакта ВНК, т.е. из обводнившейся части продуктивного пласта к забоям дополнительных скважин вследствие того, что они выполнены вертикально, что не позволяет отобрать остаточную нефть, находящуюся в наивысших точках куполообразных поднятий.
Задачами изобретения являются продление безводного режима эксплуатации скважины и уменьшение обводненности добываемой продукции за счет установки фильтров-сепараторов в добывающих скважинах и снижения объема пластовой воды, поступающей к забоям добывающих скважин, а также увеличение объемов отбора остаточной нефти за счет размещения дополнительных скважин в наивысших точках куполообразных поднятий в виде горизонтального и/или субгоризонтального ствола выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии по нисходящему профилю, обеспечивающему безводный период эксплуатации скважин.
Поставленная задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, даже с нарушением равномерности проектной сетки с последующим вскрытием продуктивного пласта выше его обводнившейся части, но ниже кровли продуктивного пласта, изоляцию обводнившейся части вскрытого продуктивного пласта в скважинах.
Новым является то, что вскрытие продуктивного пласта осуществляют от подошвы до кровли, обводнившуюся часть вскрытого продуктивного пласта в добывающих и нагнетательных скважинах изолируют закачкой тампонажного раствора в виде гидрофильного полимера ниже водонефтяного контакта, после чего добывающие скважины оснащают фильтрами-сепараторами, при этом по мере снижения объема добываемой продукции из этих добывающих скважин на 25-30% от предыдущего значения дебита добываемой продукции добывающие скважины и гидродинамически связанные с ними нагнетательные скважины останавливают и выдерживают технологическую паузу, затем возобновляют эксплуатацию добывающих и гидродинамически связанных с ними нагнетательных скважин, циклически повторяют процесс, описанный выше, до полного обводнения пласта, причем после полного обводнения добывающие скважины выводят из разработки, а скважины, которые гидродинамически связаны с дополнительными скважинами в пределах данного продуктивного пласта, переводят в нагнетательные и закачивают в них рабочий агент, при этом дополнительные скважины размещают в наивысших точках куполообразных поднятий и выполняют их в виде горизонтального и/или субгоризонтального ствола выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии от него по нисходящему профилю, обеспечивающему безводный период эксплуатации скважин.
На фиг.1 и 2 схематично изображен предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения, где 1, 2, 3, 4, 5, 6 - скважины; 1' и 1”, 2' и 2”, 3' и 3”, 4' и 4”, 5' и 5", 6' и 6" - верхний и нижний интервалы перфорации (вскрытие) скважин соответственно; 7 -продуктивный пласт; 8 - вершины куполообразных поднятий; 9 - зоны остаточной нефти; 10 - обводнившаяся часть продуктивного пласта; 11, 12 - фильтры-сепараторы; 13, 14 - конус воды; 15, 16 - дополнительные скважины.
Предложенный способ реализуется следующим образом.
Производят бурение скважин 1, 2, 3, 4, 5, 6 (см. фиг.1 и 2) и соответствующее вскрытие 1' и 1", 2' и 2", 3' и 3", 4' и 4", 5' и 5", 6' и 6" продуктивного пласта 7 в каждой из указанных скважин осуществляют от подошвы до кровли без последующих дополнительных вскрытий. После чего скважины 1, 2, 3, 4, 5, 6 запускают в эксплуатацию как добывающие. В процессе эксплуатации продуктивный пласт 7 постепенно обводняется, снижаются объемы отбора нефти и повышается обводненность нефти из скважин 1, 2, 3, 4, 5, 6, в связи с чем снижается экономическая эффективность разработки данного нефтяного месторождения.
В основном обводняются скважины 1, 3 и 4, 6 (см. фиг.1), находящиеся у основания куполообразных поднятий ниже абсолютных отметок продуктивного пласта 7, а скважины 2 и 5, находящиеся на вершинах куполооборазных поднятий 8, превышающих абсолютные отметки продуктивного пласта 7, обводняются частично, только в нижних интервалах вскрытия 2", 5", а в верхнем интервале вскрытия - 2', 5', т.е. ниже вершины куполообразных поднятий 8 остаются зоны остаточной нефти 9.
8
16
Для снижения обводненности и увеличения объемов отбора нефти, а также повышения экономической эффективности разработки данного нефтяного месторождения, в скважины 1, 2, 3 и 4, 5, 6 через их нижние интервалы вскрытия 1", 2", 3", 4", 5", 6" -, находящиеся ниже границы ВНК, т.е. в обводнившуюся часть 10 продуктивного пласта 7 производят закачку тампонажного раствора в виде гидрофильного полимера с целью уменьшения подвижности жидкости в водоносной зоне. Например, в качестве гидрофильного полимера применяют модификатор фазовой проницаемости (WCA-1-гидрофильный сополимер DMDAAC (коммерческое название - поставщик в Российскую Федерацию: СО. международной торговли Jiangsu Jin Hao De. Ltd. Китайская Народная Республика) - катионоактивный мономер водорастворимый: хлористый аммоний Diallyl этанный или хлорид Diallyldimethylammonium (химическая формула: CHNCl; молекулярный вес: 161.5)] и сшиватель - акриламид (ТУ-6-01-1049-92, производство ООО «ОптХимСнаб-Волга», г.Казань), способный связывать и удерживать воду в пласте и не препятствующий притоку нефти, и уменьшающий обводненность нефти к забою скважин 2 и 5 у интервалов вскрытия 2' и 5', в которых остаются зоны остаточной нефти 9.
Также для закачки в пласт могут использоваться другие известные растворы гидрофильных полимеров, описанные в патентах: (патент RU №2180039, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.02.2002 г. в бюл. №6; патент RU №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.06.2001 г. в бюл. №17; патент RU №2382185, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.02.2010 г.в бюл. №5).
Закачанный в скважины 1, 2, 3, 4, 5, 6 раствор гидрофильного полимера (см. фиг.1) продавливают в обводнившуюся часть 10 продуктивного пласта 7 буферной жидкостью любым известным способом, например по колонне труб с применением продавочной пробки (на фиг.1, 2 не показано), как описано в патенте (патент RU №2330945, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 10.08.2008 г. в БИ №22).
В результате нижние интервалы вскрытия скважин 1, 2, 3, 4, 5 и 6, находящиеся ниже границы ВНК, изолируются гидрофильным полимерным раствором.
Проводят геофизические исследования и определяют, например, что скважины 1, 2 и 3, а также скважины 4, 5 и 6 гидравлически связаны между собой, при этом скважины 1, 3, 4, 6 запускают в эксплуатацию как нагнетательные, причем закачку рабочего агента, например сточной воды, ведут в верхние интервалы в зоны остаточной нефти 9 продуктивного пласта 7 куполообразного поднятия 8 выше уровня ВПК (см фиг.1 и 2), так как через нижние интервалы вскрытия ниже уровня ВНК в обводнившуюся часть 10 продуктивного пласта 7 закачан гидрофильный полимерный раствор. Скважины 2 и 5 запускают в эксплуатацию как добывающие и оснащают их фильтрами-сепараторами 11 и 12 соответственно, при этом отбор нефти ведут из верхних интервалов вскрытия, находящихся выше границы ВНК, т.е. из зон остаточной нефти 9 продуктивного пласта 7, при этом нижние интервалы вскрытия 2"и 5" соответствующих им добывающих скважин 2 и 5 остаются изолированными гидрофильным полимерным раствором.
В процессе разработки продуктивного пласта 7 к интервалам вскрытия 2' и 5' соответствующих добывающих скважин 2 и 5 подтягивается пластовая вода из обводнившейся части 10 продуктивного пласта 7, которая в зонах остаточной нефти 9 выше уровня ВНК (см. фиг.2) напротив интервалов вскрытия 2' и 5' соответствующих добывающих скважин 2 и 5 образует конус воды 13 и 14 соответственно.
Конусы воды 13 и 14 не позволяют нефти проникнуть сквозь интервалы вскрытия 2' и 5' на прием фильтров-сепараторов 11 и 12, соответственно, добывающих скважин 2 и 5, вследствие чего происходит снижение объемов нефти, отбираемой фильтрами-сепараторами 11 и 12 из соответствующих им добывающих скважин 2 и 5.
С целью увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта 7 и объемов отбора нефти в наивысших точках куполообразных поднятий 8 размещают (разбуривают) дополнительные скважины 15 и 16, которые выполняют в виде горизонтального и/или субгоризонтального ствола выше ВНК на минимальном расстоянии от него по нисходящему профилю, обеспечивающему безводный период эксплуатации скважин, оснащают их эксплуатационным оборудованием и пускают в разработку.
По мере снижения объема добываемой продукции из добывающих скважин 2 и 5 на 25-30% от предыдущего значения дебита добываемой продукции эти добывающие скважины 2 и 5 и гидродинамически связанные с ними нагнетательные скважины 1 и 3, а также 4 и 6 соответственно останавливают.
3
3
Например, предыдущее значение дебита добываемой продукции (до установки фильтров-сепараторов 11 и 12 соответственно) из добывающей скважины 2 составляло 15 м/сут, а из добывающей скважины 5 - 12 м/сут. Тогда дебит добываемой продукции из этих добывающих скважин после его снижения на 25-30% (возьмем, например, 30%)
- для добывающей скважины 2:
3
3
3
15 м/сут - (30%×15 м/сут)/100%=11.5 м/сут.
- для добывающей скважины 5:
3
3
3
12 м/сут - (30%×12 м/сут)/100%=8.4 м/сут.
Далее выдерживают технологическую паузу, необходимую для оседания массы воды, подтянутой к забою скважины.
При этом время, на которое необходимо отключить скважину для того чтобы подтянутая масса воды опустилась в водоносную часть пласта, определяется как истинная физическая скорость оседания воды [Алишаев М.Г. Скорость оседания воды, закачанной в массивную однородную залежь нефти // Вестник Дагестанского научного центра. 2008. №31. С.8-15].
Фильтрационную скорость оседания воды определим по формуле:
3
где Δρ - разность плотностей воды и нефти, кг/м;
g - ускорение свободного падения, м/с;
µ - вязкость воды, Па·с;
в
2
k - коэффициент проницаемости для воды, м;
н
µ - вязкость нефти, Па·с;
н
2
K - коэффициент проницаемости для нефти, м.
3
Следовательно, истинная физическая скорость оседания воды составит U/ϕ, м/сут, где ϕ - есть динамическая доля пористости.
3
-12
2
-12
2
-6
-6
в
н
н
в
Приведем оценку фильтрационной скорости оседания воды для месторождений Татарстана, принимая наиболее характерные значения величин: разность плотностей воды и нефти Δρ=300 кг/м; вязкость воды µ=1,2 мПа·с; вязкость нефти µ=4,5 мПа·с; k=300·10 мкм; k=100·10 мкм; ϕ=0.05. По формуле имеем: U=0,1·10 м/с и, следовательно, истинная физическая скорость оседания при ϕ=0,05 составит U/ϕ=2·10 м/с, или 0,1728 м/сут.
Следовательно, для пласта толщиной 3 метра с данными фильтрационно-емкостными свойствами время технологической паузы составит около 17 сут.
По прошествии расчетного количества времени, т.е. 17 сут, возобновляют эксплуатацию добывающих 2 и 5 (см. фиг.2) и гидродинамически связанных с ними нагнетательных скважин 1, 3 и 4, 6 соответственно.
Выдерживать технологическую паузу необходимо, чтобы конусы воды 13 и 14 (см. фиг.2), находящиеся напротив интервалов вскрытия 2' и 5' соответствующих добывающих скважин 2 и 5, за счет сил гравитации снизились (на фиг.1 и 2 не показано) к уровню ВНК, что позволяет при возобновлении эксплуатации добывающих 2 и 5 и гидродинамически связанных с ними нагнетательных скважин 1, 3 и 4, 6 соответственно обеспечить приток продукции из зон с остаточной нефтью 9 продуктивного пласта 7 (см. фиг.1).
По мере снижения объема добываемой продукции из добывающих скважин 2 и 5 на 30% от предыдущего значения дебита добываемой продукции циклически повторяют вышеописанный процесс до полного обводнения продуктивного пласта 7. Таким образом, проводят плавную поэтапную выработку нефти из зон остаточной нефти 9 продуктивного пласта 7.
После полного обводнения верхних интервалов вскрытия 1', 2', 3', 4', 5', 6' скважин 1, 2, 3, 4, 5, 6 их выводят из разработки, а те скважины, которые гидродинамически связаны с дополнительными скважинами 15 и 16 (см. фиг.2) в пределах данного продуктивного пласта 7, переводят в нагнетательные и закачивают в них рабочий агент, например, под закачку рабочего агента переводят нагнетательные скважины 3 и 4 и добывающую скважину 5.
Предлагаемый способ позволяет продлить безводный режим эксплуатации скважины и уменьшить обводненность добываемой продукции за счет установки фильтров-сепараторов в добывающих скважинах, а снижение объема пластовой воды, поступающей к забоям добывающих скважин, и увеличение объемов отбора остаточной нефти достигаются за счет размещения дополнительных скважин в наивысших точках куполообразных поднятий в виде горизонтального и/или субгоризонтального ствола выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии по нисходящему профилю, обеспечивающему безводный период эксплуатации скважин.