Способ разработки мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа
METHOD FOR DEVELOPMENT OF POWERFUL LOW-PERMEABLE OIL DEPOSIT WITH APPLICATION OF WATER AND GAS PUMPING

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа.
Известен способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом, включающий использование фонтанного или механизированного способа добычи нефти и формирование системы вертикально-латерального заводнения. Для этого в расконсервируемые простаивающие скважины спускают заливочные трубы выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, полученный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли. Дополнительно создают зумпф для спуска перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли. Затем запускают скважины в добычу нефти фонтанным или механизированным способом. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, полученный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта, создают зумпф для перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта. Затем запускают нагнетательные скважины под закачку воды. Для снижения вероятности потери герметичности цементного камня выше или ниже интервала перфорации создание перфорационных отверстий выполняют методом гидропескоструйной перфорации (патент РФ №2379492, кл. Е21В 43/20, Е21В 43/11, опубл. 20.01.2010).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ организации вертикально-латерального заводнения, включающий использование простаивающих - находящихся в консервации вертикальных или наклонно направленных скважин. Выбирают скважины, расконсервируемые в качестве добывающих и нагнетательных. В расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы - НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта. По одному из вариантов изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом. По другому варианту изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют применением НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта (патент РФ №2531074, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.10.2014 - прототип).
Общим недостатком известных способов является то, что несмотря на создание указанной системы заводнения, нефтеотдача залежей остается невысокой, т.к. не учитываются вытесняющие способности агентов, геологические особенности строения залежи, расположение скважин и режимы их работы, что особенно важно для слабопроницаемых пластов.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощной слабопроницаемой нефтяной залежи.
3
Задача решается тем, что в способе разработки мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа, включающем подбор пробуренных на залежи скважин, применение пакеров для отсечения в скважинах части вскрытого продуктивного пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины в нижнюю часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин из верхней части пласта, согласно изобретению, выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м и газосодержанием в нефти не менее 300 м/т, после первоначального отбора продукции пласта из всех скважин и снижения пластового давления в районе скважин до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, посредством бурения новых скважин доводят плотность сетки скважин до значения, при котором расстояние между стволами скважин в продуктивной части залежи составляет S=300-1500 м, после чего 20-50% скважин переводят под нагнетание рабочего агента, причем для закачки воды подбирают скважины в наиболее пониженных структурах залежи, в которых перфорируют не более ½ части пласта у подошвы, а для закачки газа - в наиболее повышенных структурах залежи, в которых перфорируют не более ½ части пласта у кровли, кроме того, при расположении нагнетательных скважин учитывают, чтобы каждая нагнетательная скважина образовывала очаг с окружающими добывающими скважинами в количестве не менее двух на расстоянии не более, чем S, количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов - закачку газа ведут в скважины в подошвенной части пласта, а воды - в кровельной части пласта, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредством гидродинамического моделирования, прорывы рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.
Сущность изобретения.
Разработка мощной слабопроницаемой нефтяной залежи характеризуется низкой эффективностью закачки воды для целей поддержания пластового давления (ППД) и нефтевытеснения. В результате коэффициент охвата пластов и нефтеотдача остаются низкими. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощной слабопроницаемой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
Способ реализуют следующим образом.
3
Подбирают мощную слабопроницаемую нефтяную залежь с наличием пробуренных скважин. Общая нефтенасыщенная толщина пласта залежи составляет не менее 50 м, газосодержание в нефти - не менее 300 м/т. В качестве скважин, помимо работающих, выбирают находящиеся в консервации скважины, которые расконсервируют в качестве добывающих и нагнетательных.
После первоначального отбора продукции пласта из всех скважин и снижения пластового давления в районе скважин до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, посредством бурения новых скважин доводят плотность сетки скважин до значения, при котором расстояние между стволами скважин в продуктивной части залежи составляет S=300-1500 м.
3
Согласно исследованиям, при общей нефтенасыщенной толщине пласта менее 50 м эффективность предлагаемого способа значительно снижается ввиду уменьшения коэффициента охвата и, соответственно, нефтеотдачи. При газосодержании в нефти менее 300 м/т, эффективность способа снижается ввиду уменьшения закачиваемых объемов газа для целей ППД. Расположение стволов скважин в зависимости от проницаемости на расстоянии 300-1500 м друг от друга в пласте с толщиной не менее 50 м позволяет создать латеральное вытеснение нефти и избежать резкого прорыва рабочего агента к добывающим скважинам. Причем расстояние менее 300 м не обеспечивает должного латерального вытеснения, а при расстоянии более 1500 м - эффект практически не наблюдается ввиду низкой проницаемости коллектора. Следует также отметить, что со снижением проницаемости коллектора, расстояние между скважинами уменьшают. При снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом эффективность способа значительно снижается виду ухудшения характеристик нефти.
Далее 20-50% скважин переводят под нагнетание рабочего агента. Для закачки воды подбирают скважины в наиболее пониженных структурах залежи, в которых перфорируют не более ½ части пласта у подошвы. Для закачки газа подбирают скважины в наиболее повышенных структурах залежи, в которых перфорируют не более ½ части пласта у кровли. Также при необходимости применяют пакера для отсечения в скважинах части ранее вскрытого продуктивного пласта. При расположении нагнетательных скважин учитывают, чтобы каждая нагнетательная скважина образовывала очаг с окружающими добывающими скважинами в количестве не менее двух на расстоянии не более, чем S. Количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи.
Согласно исследованиям, при переводе менее 20% скважин под нагнетание рабочего агента, система ППД слабоэффективна, что приводит к дальнейшему снижению пластового давления в процессе эксплуатации скважин, тогда как при переводе более 50% скважин, снижается общая добыча нефти. В обоих случаях нефтеотдача остается невысокой. Закачка газа более эффективна для слабопроницаемых преимущественно гидрофобных коллекторов по сравнению с закачкой воды, т.к. закачка газа позволяет для таких коллекторов достигать более высокий коэффициент вытеснения нефти. Кроме того, газ намного подвижнее воды, что позволяет ему проникать в глубь пласта, скапливаться в виде газовой шапки (при определенном геологическом строении) и восстанавливать пластовое давление. Из-за частичного растворения газа в нефти, снижается ее вязкость, что положительно сказывается на нефтеотдаче. Однако закачка газа также имеет и недостатки. Ввиду высокой подвижности газ может достаточно быстро прорваться к забоям добывающих скважин. Поэтому для достижения максимальной эффективности необходимо одновременно закачивать воду. Закачка газа в кровельную часть пласта, а воды - в подошвенную, позволяет осуществлять максимальный охват пласта по толщине. При перфорации в нагнетательных скважинах для закачки воды более 1/2 части пласта у подошвы и/или перфорации в нагнетательных скважинах для закачки газа более 1/2 части пласта у кровли, повышается вероятность скорого прорыва рабочего агента к добывающим скважинам. При наличии менее двух добывающих скважин в очаге вокруг нагнетательной скважины, а также при расстоянии более, чем S, эффективность системы ППД снижается, т.к. значительная часть закачиваемого рабочего агента не оказывает влияние на вытеснение нефти.
В процессе разработки периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов - закачку газа ведут в скважины в подошвенной части пласта, а воды - в кровельной части пласта. Такая периодическая инверсия закачки рабочих агентов позволяет повысить как коэффициент охвата, так и коэффициент вытеснения. Также в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредством гидродинамического моделирования. Прорывы рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи мощной слабопроницаемой нефтяной залежи.
Примеры конкретного выполнения способа.
3
Пример 1. Залежь нефти представлена чисто нефтяной зоной со средней проницаемостью коллектора 1 мД, глубиной залегания кровли пласта - 1630 м, вязкостью нефти в пластовых условиях 18 мПа⋅с, газосодержанием в нефти - 300 м/т, начальным пластовым давлением 16 МПа, давлением насыщения нефти газом - 8 МПа и общей нефтенасыщенной толщиной - в среднем 50 м. На залежи пробурен пятиточечный элемент из наклонно-направленных скважин с расстоянием между скважинами (точками забоя) 3000 м. Одна скважина находится в консервации по причине высокой обводненности. Данную скважину расконсервируют в качестве нагнетательной.
Предварительно проводят лабораторные исследования по нефтевытеснению на кернах, отобранных из продуктивной части пласта пробуренных на данную залежь скважин, а также гидродинамическое моделирование залежи. В ходе данных исследований определяют количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа, их объемы с достижением максимальной нефтеотдачи.
После первоначального отбора продукции пласта из всех скважин и снижения пластового давления в районе скважин до уровня давления насыщения нефти газом, посредством бурения 7 новых наклонно-направленных скважин доводят плотность сетки скважин до значения, при котором расстояние между стволами скважин в продуктивной части залежи составляет S=1500 м.
Далее 6 скважин, т.е. 50% от пробуренного фонда, переводят под нагнетание рабочего агента. Для закачки воды подбирают 4 скважины в наиболее пониженных структурах залежи, в которых перфорируют ½ части пласта у подошвы. Для закачки газа подбирают 2 скважины в наиболее повышенных структурах залежи, в которых перфорируют ½ части пласта у кровли. В ранее пробуренных скважинах, переводимых под нагнетание рабочего агента, применяют пакера для отсечения в скважинах части ранее вскрытого продуктивного пласта. Каждая из 6 нагнетательных скважин образует очаг с окружающими добывающими скважинами в количестве от 2 до 4 на расстоянии S.
В процессе разработки один раз в полгода осуществляют смену закачки рабочих агентов - закачку газа ведут в скважины в подошвенной части пласта, а воды - в кровельной части пласта. Также в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредством гидродинамического моделирования. Прорывы рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками и размерами. Плотность сетки скважин доводят до значения, при котором расстояние между стволами скважин в продуктивной части залежи составляет S=300 м. Под нагнетание рабочего агента переводят 20% от пробуренного фонда.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 531 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,238 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 674 тыс.т нефти, КИН составил 0,181 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,057 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения мощной слабопроницаемой нефтяной залежи, повысить охват и равномерность выработки запасов за счет организации закачки воды и газа, а также оптимизации параметров закачки и режимов работы скважин.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи мощной слабопроницаемой нефтяной залежи.