Способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения
METHOD FOR DEVELOPING A SHALLOW DEPOSIT AND INDIVIDUAL LENSES OF AN OIL FIELD

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз.
Внедрение систем разработки небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз с применением горизонтальных скважин является перспективным методом интенсификации добычи нефти и повышения степени извлечения из недр, в связи с тем, что для горизонтальных скважин характерны увеличенные зоны дренирования и низкие фильтрационные сопротивления призабойной зоны, что обеспечивает высокий охват продуктивного пласта воздействием по сравнению с наклонно-направленными скважинами.
Однако анализ разработки небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз, показывает, что плановая добыча и достижение планового коэффициента извлечения нефти (КИН) достигается не всегда. Причиной низкого КИН, помимо низкого коэффициента вытеснения нефти рабочим агентом, является низкий коэффициент охвата пласта заводнением и, в связи с этим частичное не вовлечение запасов в разработку залежи.
Проведенные исследования по анализу разработки небольших залежей показывают, что расположение горизонтальных нагнетательных скважин является одним из ключевых факторов эффективности заводнения, что оказывает существенное влияние на коэффициент извлечения нефти (КИН).
Известен способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения (патент RU №2065927, МПК E21B 43/00, опубл. 27.08.1996), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На залежи выделяют участки разработки, имеющие гидродинамическую связь в их пределах, далее на каждом участке разработки останавливают добывающие скважины и увеличивают пластовое давление до обеспечения взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами, затем запускают в работу добывающие скважины и эксплуатируют их в режиме фонтанирования, устанавливают объемы закачки рабочего агента, обеспечивающие режим фонтанирования добывающих скважин, при этом на участке разработки дополнительно размещают скважину-сборник и нефть из фонтанирующих добывающих скважин направляют в затрубное пространство скважины-сборника, откуда по колонне насосно-компрессорных труб ее откачивают в напорный нефтесборный коллектор.
Недостатком известного способа является неэффективная разработка залежи в связи с тем, что, добиваясь режима фонтанирования добывающих скважин, нагнетают большой объем рабочего агента и повышают давление в пласте, и как следствие происходит раннее обводнение добывающих скважин.
Известен способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения (патент RU №2101475, МПК E21B 43/20, опубл. 10.01.1998), включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, которую определяют по результатам эксплуатации месторождения и моделированием. Дополнительные скважины бурят с горизонтальным стволом или бурят горизонтальные стволы из старых скважин, причем горизонтальные стволы проводят по линии, соединяющей застойные целики нефти, а при наличии зон замещения, линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами - по линии, соединяющей эти зоны.
Недостатком известного способа является неэффективная разработка залежи в связи с тем, что возникают промытые зоны в пласте, приводящие к преждевременному прорыву закачиваемых вод в добывающие скважины и как следствие выбытие добывающих скважин из эксплуатационного фонда. При этом значительная часть запасов нефти остается невыработанной.
Известен способ разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения (патент RU 2447271, МПК E21B 43/20, опубл. 10.04.2012 в бюл. № 10), включающий бурение вертикальных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 метров внутрь залежи от указанных линий в плане. Забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м. Горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин. Отбирают продукцию через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов.
Недостатком известного способа является неэффективная разработка залежи в связи с тем, что перфорацию выполняют радиальным способом по всей площади эксплуатационной колонны горизонтальных нагнетательных скважин, то есть значительная часть закачиваемого рабочего агента является непроизводительной и уходит за пределы контура нефтеносности.
Технической задачей является увеличение нефтеотдачи месторождения за счет повышения охвата пласта, коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения непроизводительной закачки рабочего агента при разработке небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз.
Техническая задача решается способом разработки мелкой залежи и отдельных линз нефтяного месторождения, включающим бурение горизонтальных нагнетательных скважин и вертикальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, отбор продукции через вертикальные добывающие скважины.
3
Новым является то, что предварительно геофизическими методами определяют толщину пласта, угол падения крыла залежи, бурение горизонтальных нагнетательных скважин осуществляют по периферии залежи параллельно контуру водонефтяной контакт с длиной ствола не менее двух расстояний проектной сетки скважин, бурение вертикальных добывающих скважин осуществляют в центральной части залежи, перед закачкой рабочего агента выполняют перфорацию в нагнетательных скважинах в направлении кровли пласта по всей длине горизонтального ствола, при этом определяют количество рядов перфорации  по формуле: , где h - толщина продуктивного пласта залежи, α - угол падения крыла залежи, затем закачку рабочего агента выполняют последовательно, чередуя направления вытеснения нефти, для этого условно разделяют горизонтальные нагнетательные скважины на четыре группы по расположению сторон света - север, юг, запад, восток, затем месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, ориентированные на север и юг, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин, ориентированных на запад и восток, а следующий месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины, ориентированные на запад и восток, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин, ориентированных на север и юг, при этом регулируют режимы работы скважин, добиваясь отбора продукции с компенсацией закачки рабочего агента 100-110 %, в качестве рабочего агента закачивают воду с плотностью выше плотности пластовой воды не менее, чем на 0,04 г/см.
На фиг. 1 представлена схема расположения вертикальных добывающих скважин 1 и горизонтальных нагнетательных скважин 2 при реализации способа.
На фиг. 2 представлена схема устройства перфорации в горизонтальной нагнетательной скважине 2 при реализации способа.
Способ осуществляют следующим образом.
Предварительно геофизическими методами определяют толщину пласта 3 (на фиг. 1 не показан), угол падения крыла залежи α (на фиг. 1 не показан).
Бурят горизонтальные нагнетательные скважины 2 по периферии залежи параллельно контуру водонефтяной контакт 4 с длиной ствола не менее двух расстояний проектной сетки скважин. Бурят вертикальные добывающие скважины 1 в центральной части залежи. Периферийное расположение горизонтальных нагнетательных скважин 2 увеличивает коэффициент охвата пласта 3 заводнением.
Перед закачкой рабочего агента выполняют перфорацию в нагнетательных скважинах 2 в направлении кровли пласта 3, по всей длине горизонтального ствола. Перфорацию выполняют перфоратором, например патент RU № 39165 МПК E21B 43/114 от 20.07.2020.
При этом определяют количество рядов перфорации  по формуле: , где h - толщина продуктивного пласта 3 залежи, α - угол падения крыла залежи.
Затем закачку рабочего агента выполняют последовательно, чередуя направления вытеснения нефти 5 (на фиг. 2 не показано), для этого условно разделяют горизонтальные нагнетательные скважины 2 на четыре группы по расположению сторон света - север, юг, запад, восток. Месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на север и юг, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на запад и восток, а следующий месяц осуществляют закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на запад и восток, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на север и юг. Такая закачка обеспечивает равномерную разработку всей залежи.
Далее регулируют режимы работы скважин 1, 2 и добиваются отбора продукции с компенсацией закачки рабочего агента 100-110 %. Вследствие этого происходит равномерный подъем водонефтяного контакта и усиления водонапорного режима в залежи. Компенсация закачки рабочего агента 100-110 % приводит к оптимальной компенсации отбора пластовой продукции, к поддержанию пластового давления, предупреждает преждевременную обводненность пластовой продукции или недоборы нефти, и как следствие, к повышению нефтеотдачи залежи.
3
В качестве рабочего агента закачивают воду с плотностью выше плотности пластовой воды не менее, чем на 0,04 г/см. Закачка более плотной воды дополнительно увеличит относительную подвижность за счет увеличения вязкости воды и улучшит коэффициент охвата.
Пример осуществления способа.
3
Предварительно геофизическими методами определили среднюю толщину пласта 3 - 5,2 м (на фиг. 1 не показан), угол падения крыла залежи α  - 2° (на фиг. 1 не показан), плотность пластовой воды - 1,12 г/см.
Пробурили горизонтальные нагнетательные скважины 2 по периферии залежи с длиной ствола не менее двух расстояний проектной сетки скважин. Пробурили вертикальные добывающие скважины 1 в центральной части залежи.
Выполнили перфорацию в нагнетательных скважинах 2 в направлении кровли пласта 3 (условно показана на фиг. 1), по всей длине горизонтального ствола.
При этом определили количество рядов перфорации  = 3.
Затем выполнили последовательную закачку рабочего агента, чередуя направления вытеснения нефти, для этого условно разделили горизонтальные нагнетательные скважины 2 на четыре группы по расположению сторон света - север, юг, запад, восток. Месяц закачивали рабочий агент через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на север и юг, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на запад и восток, а следующий месяц закачивали рабочий агент через горизонтальные нагнетательные скважины 2, ориентированные на запад и восток, при отключении горизонтальных нагнетательных скважин 2, ориентированных на север и юг.
Далее регулировали режимы работы скважин 2, 3, добиваясь отбора продукции с компенсацией закачки рабочего агента на уровне 100-110 %. Контролировали в работающих вертикальных добывающих скважинах 1 изменение забойного давления и в тех же вертикальных добывающих скважинах 1 в период их простоя изменение пластового давления. Останавливали вертикальные добывающие скважины 1, если происходило снижение забойного давления на 20 % от допустимых значений, принятых проектным документом на разработку по данному пласту 3; далее проводили контроль за восстановлением пластового давления в остановленных вертикальных добывающих скважинах 1. После восстановления пластового давления в остановленных вертикальных добывающих скважинах 1 до первоначальных значений, производили их запуск в работу. Затем цикл повторялся.
3
В качестве рабочего агента закачивали воду с плотностью 1,16 г/см.
Предлагаемый способ увеличивает нефтеотдачу месторождения за счет повышения охвата пласта, коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения непроизводительной закачки рабочего агента при разработке небольших залежей нефти, тупиковых зон и линз.