СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD OF DEVELOPMENT OF FLOODED OIL FORMATION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи пластового типа, и может быть использовано для добычи остаточной продукции пласта в обводненной залежи.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU №2179234, МПК E21B 43/00, опубл. 10.02.2002 в бюл. №4), включающий бурение вертикальных скважин и боковых горизонтальных стволов от них, спуск в вертикальный ствол глубинного насоса и отбор нефти из скважины на поверхность, причем сначала бурят вертикальную скважину, вскрывают перфорацией продуктивный пласт, извлекают нефть до истощения продуктивного пласта, затем бурят боковой горизонтальный ствол, при этом точку отхода горизонтального ствола располагают ниже динамического уровня жидкости в скважине, перфорируют в боковом стволе тот же продуктивный пласт, затем в вертикальном стволе устанавливают насос двойного действия так, чтобы прием насоса для нефти располагался выше точки отхода бокового ствола, а прием насоса для воды - ниже этой точки, насос снабжен хвостовиком с пакером, который устанавливают в интервале от точки отхода до кровли продуктивного пласта в вертикальном стволе, и эксплуатируют скважину так, что воду, поступившую вместе с нефтью из бокового горизонтального ствола, закачивают в тот же пласт через вертикальный ствол без подъема ее на поверхность.
Недостатком данного способа является то, что режимы интенсивной добычи подбираются из максимального извлечения воды с продукцией для частичного гравитационного разделения на нефть и воду в скважине и задавливания выделившейся воды в пласт, а это приводит к быстрому обводнению продукции в прикровельной части пласта залежи и незначительному увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ доразработки водоплавающей залежи с запасами низконапорного газа (патент RU №2594496, МПК E21B 43/20, E21B 07/04, опубл. 20.08.2016 в бюл. №23), включающий продолжение ее разработки на основе пробуренных вертикальных добывающих скважин и компримирование газа для подачи его в магистральный газопровод, причем в пределах зоны установки комплексной подготовки газа - УКПГ, где за счет конусообразования происходит поступление пластовой воды в добывающие вертикальные скважины, осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных скважин для добычи воды из интервалов ниже текущего уровня газоводяного контакта - ГВК и выше его начального уровня, а в периферийных зонах, за пределами зон разбуривания УКПГ, осуществляют бурение одной или нескольких горизонтальных нагнетательных скважин для закачки воды в интервалы ниже текущей отметки ГВК и вытеснения малоподвижного периферийного низконапорного газа в сторону добывающих вертикальных скважин, причем за пределами зон разбуривания УКПГ бурят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой ствола в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле для поддержания уровня добычи газа.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только для добычи газа, а пластовое давление поддерживается только за счет подпора пластовой водой, значительные материальные затраты, связанные с необходимостью строительства избыточного количества горизонтальных скважин у подошвы пласта для отбора воды, которую необходимо возвращать в пласт.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются расширение области применения за счет использования для добычи также нефти с поддержанием пластового давления закачкой жидкости (вытесняющего агента) в нагнетательные скважины и снижение материальных затрат за счет исключения добычи воды из подошвенной и кровельной частей пласта.
Технические задачи решаются способом разработки обводненной нефтяной залежи, включающим бурение по определенной сетке вертикальных добывающих и нагнетательных скважин в продуктивном пласте залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, после обводнения продукции в одной или нескольких добывающих скважинах на участках расположения этих скважин строят одну или несколько горизонтальных добывающих скважин с проводкой горизонтальных стволов в верхней части продуктивного пласта ближе к кровле для поддержания уровня добычи.
Новым является то, что горизонтальные стволы бурят из обводнившихся скважин в сторону близлежащих двух нагнетательных скважин на равном угловом удалении от них ±7°, отбор продукции из горизонтальных добывающих скважин ведут в режимах, позволяющих не превышать обводненность продукции выше рентабельной, при этом закачку вытесняющего агента в близлежащие нагнетательные скважины осуществляют в объеме, позволяющем поддерживать пластовое давление в призабойной зоне горизонтальных добывающих скважин на одном уровне.
Новым является также то, что отбор продукции из горизонтальных добывающих скважин ведут с контролем обводненности продукции, при увеличении обводненности выше выбранной на базе геофизических исследований интенсивность отбора снижают, а при снижении - увеличивают.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Способ разработки обводненной нефтяной залежи включает разбуривание залежи по определенной сетке вертикальных добывающих 1 и нагнетательных 2 скважин в продуктивном пласте 3 залежи, закачку вытесняющего агента (воды, минерализованной воды, воды с реагентами и т.п.) в нагнетательные скважины 2 и отбор продукции из добывающих скважин 1. Какой вытесняющий агент и в каких режимах закачивают в пласт 3, определяется в зависимости от геолого-физических характеристик и строения продуктивного пласта 3, на что авторы не претендуют. В ходе закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины 2 в пласт 3 за счет гравитационного разделения жидкости вода распределяется на удалении от нагнетательных скважин 2 в подошвенной части пласта 3, а нефть и попутный газ - в прикровельной части пласта 3. Уровень водонефтяного контакта (ВНК) поднимается, и вода начинает «подсасываться» насосами (не показаны) из образовавшегося водного конуса добывающих скважин 1. После обводнения продукции в одной или нескольких добывающих скважинах 4 и 5 на участках расположения этих скважин 4 и 5 строят один или несколько горизонтальных стволов 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5 с проводкой их в верхней части продуктивного пласта 3 ближе к кровле (для месторождений Татарстана обычно не далее 10 м от кровли - не показана) для поддержания уровня добычи из прикровельной части пласта 3, не охваченной заводнением. Горизонтальные стволы 6 и 7 бурят из соответствующих обводнившихся скважин 4 и 5 в сторону соответствующих близлежащих двух 8, 9 и 10, 11 нагнетательных скважин 2 на равном угловом удалении от них α±7°. Отклонение ±7° позволяет производить бурение стволов 6 и 7 для снижения затрат без использования специальных контрольных геолокационных приборов, а при отклонении больше ±7° в два и более раз возрастает вероятность попадания горизонтальных стволов 6 и 7 в обводнившуюся зону (не показана) пласта 3 рядом с соответствующими нагнетательными скважинами 8 или 9 и 10 или 11. Отбор продукции из горизонтальных стволов 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5 ведут в режимах, позволяющих не превышать обводненность продукции выше рентабельной (не выше 98%). Закачку вытесняющего агента в близлежащие нагнетательные скважины 8, 9, 10 и 11 к горизонтальным стволам 6 и 7 осуществляют в объеме, позволяющем поддерживать на одном уровне пластовое давление в призабойной зоне добывающих скважин 4 и 5. Дополнительно могут проводиться геофизические исследования, на базе которых выбирают обводненность продукции в горизонтальных стволах 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5, позволяющую максимально повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) и попутного газа и снизить обводненность уже добытой продукции. При увеличении обводненности выше выбранной на базе геофизических исследований (на месторождениях Татарстана 30-55%) интенсивность отбора продукции из добывающих скважин 4 и 5 снижают, а при снижении - увеличивают.
Пример конкретного выполнения.
3
3
3
3
3
3
Нефтяной пласт 3 карбонатной залежи разбуривают вертикальными добывающими 1 и нагнетательными 2 скважинами по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 на 400 м, производят закачку воды в нагнетательные скважины 2 и отбор продукции из добывающих скважин 1. В добывающих скважинах 1 определяют момент поднятия ВНК по присутствию пластовой воды в продукции скважин на уровне 30-35% от объема. После обводнения продукции выше 98% в добывающих скважинах 4 и 5 строят горизонтальные стволы 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5 длиной 320 и 290 м в сторону соответствующих близлежащих двух 8, 9 и 10, 11 нагнетательных скважин 2 на равном угловом удалении от них α=30°±7° с проводкой их в верхней части продуктивного пласта 3 ближе к кровле (на расстоянии 6-8 м, отклонение связано с неровностью кровли пласта 3 относительно горизонта). Отбирают продукцию из горизонтальных стволов 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5 в режимах не выше рентабельных: в суммарном объеме 38 м/сут (20 и 18 м/сут соответственно с обводненностью 40%). Закачивают воду в близлежащие нагнетательные скважины 8, 9, 10 и 11 по направлению к горизонтальным стволам 6 и 7 в суммарном объеме 48 м/сут для поддержания на одном уровне пластового давления (12 Мпа) в призабойной зоне добывающих скважин 4 и 5. Дополнительно проводят геофизические исследования, определяют оптимальную обводненность продукции на уровне 34% в горизонтальных стволах 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5. При увеличении обводненности до 40% снижают интенсивность отбора продукции до суммарного объема 31 м/сут из добывающих скважин 4 и 5. После 14 месяцев работы добывающих скважин 1 обводненность продукции снизилась до уровня 24%, увеличили интенсивность отбора продукции до суммарного объема 34 м/сут из добывающих скважин 4 и 5. И так далее. Пока через 23 месяца не установилась обводненность продукции в 34% при суммарном отборе 33 м/сут из добывающих скважин 4 и 5. Проведенные мероприятия позволили повысить КИН на 2,7%, увеличить уровни добычи нефти и попутного газа на 11% и снизить обводненность добытой продукции из скважин 4 и 5 с 98 до 34%.
Предлагаемый способ разработки обводненной нефтяной залежи позволяет расширить область применения за счет использования для добычи нефти и газа с поддержанием пластового давления закачкой жидкости (вытесняющего агента) в нагнетательные скважины и снизить материальные затраты за счет исключения добычи большого количества воды из подошвенной и кровельной частей пласта.