СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
DEVELOPMENT METHOD OF WATER-FLOODED OIL DEPOSIT

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 Е21В 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, что прием насоса для нефти располагают 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 исходя 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 Е21В 43/20, Е21В 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 большого 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 и 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 дополнительных добывающих скважин с проводкой наклонных стволов из верхней части продуктивного пласта ближе к кровле для поддержания уровня добычи.
Новым является то, что наклонные стволы бурят как нисходящие из обводнившихся скважин с зенитным углом 65-85° в сторону близлежащих двух нагнетательных скважин на равном угловом удалении от них ± 7° по горизонтали, отбор продукции из добывающих скважин ведут в режимах, позволяющих не превышать обводненность продукции выше рентабельной, при этом закачку вытесняющего агента в близлежащие нагнетательные скважины производят в объеме, позволяющем поддерживать на одном уровне пластовое давление в призабойной зоне горизонтальных добывающих скважин, при обводнении продукции ниже рентабельной, добываемой из наклонного ствола добывающей скважины, забой этого ствола с обводнившимся участком отсекают, после чего продолжают добычу продукции.
На фиг. 1 изображена схема реализации способа, вид сверху.
На фиг. 2 изображен разрез А-А (см. фиг. 1).
Способ разработки обводненной нефтяной залежи включает разбуривание залежи по определенной сетке вертикальных добывающих 1 (фиг. 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 конуса воды в добывающих скважинах 1. После обводнения продукции в одной или нескольких добывающих скважинах 4 и/или 5 на участках расположения этих скважин 4 и/или 5 строят один или несколько наклонных стволов 6 и/или 7 из добывающих скважин 4 и/или 5 с проводкой их из 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.
Наклонные стволы 6 и 7 бурят как нисходящие из обводнившихся скважин 4 и 5 с зенитным углом 65-85° (фиг. 2) в сторону соответствующих близлежащих двух 8 (фиг. 1), 9 и 10, 11 нагнетательных скважин 2 на равном угловом удалении от них α ± 7° по горизонтали. Отклонение ± 7° позволяет проводить 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. Зенитный угол 65-85° (фиг. 1) наклонных стволов 6 и 7 (фиг. 1), как показала практика и гидродинамические расчеты, позволяет значительно увеличить охват не обводнившихся ниже рентабельности зон пласта 3 (фиг. 2), причем чем толще пласт 3, тем зенитный угол меньше (для месторождений Татарстана при толщине менее 25 м - принимается угол 85°, при толщинах более 50 м - 65°,в интервале 25-50 м изменяется обратно пропорционально толщине от 85° до 65°). Отбор продукции из наклонных стволов 6 (фиг. 1) 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 производят в объеме, позволяющем поддерживать на одном уровне пластовое давление в призабойной зоне добывающих скважин 4 и 5. В ходе заводнения пласта 3 за счет закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины 2 и отбора продукции из добывающих скважин 1 уровень ВНК поднимется к забою наклонных стволов 6 и 7 добывающих скважин 4 и 5, что может привести к обводнению продукции ниже рентабельной, добываемой из наклонного ствола 6 (фиг. 2) добывающей скважины 4. После геофизических исследований с определением участка заводнения (не показан на фиг. 2) забой 12 наклонного ствола 6 добывающей скважины 4 с обводнившимся участком отсекают (например, пакером 13, цементным мостом 13 или т.п.), после чего продолжают добычу продукции из этой скважины 4.
Пример конкретного выполнения.
3
Нефтяной пласт 3 карбонатной залежи средней толщиной 41 м разбурили вертикальными добывающими 1 и нагнетательными 2 скважинами по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 на 400 м, произвели закачку воды в нагнетательные скважины 2 и отбор продукции из добывающих скважин 1. После обводнения продукции скважин выше 98% в добывающих скважинах 4 и 5 на участках расположения этих скважин 4 и 5 провели наклонные стволы 6 и 7 из добывающих скважин 4 и 5 с проводкой их из верхней части продуктивного пласта 3 ближе к кровле на расстоянии 6 м от кровли для поддержания уровня добычи из прикровельной части пласта 3, не охваченной заводнением. При этом наклонные стволы 7 и 6 (фиг. 2) провели с нисходящим зенитным углом ≈ 70° в сторону соответствующих близлежащих двух 8 (фиг. 1), 9 и 10, 11 нагнетательных скважин 2 на равном угловом удалении от них α ≈ 30°±7° (±7° - это максимальное отклонение при бурении) по горизонтали. Для снижения затрат стволы 6 и 7 бурили без использования специальных контрольных геолокационных приборов. Закачку вытесняющего агента в близлежащие нагнетательные скважины 8, 9, 10 и 11 к горизонтальным стволам 6 и 7 произвели с приемистостью 68 м/сут на одну скважину 8, 9, 10 или 11. Закачка позволяет поддерживать на одном уровне пластовое давление в призабойной зоне добывающих скважин 4 и 5.
После 14 мес эксплуатации в скважине 4 (фиг. 2) обводненность продукции достигла 98%. Провели геофизические исследования в добывающей скважине 4 и определили участок заводнения (не показан на фиг. 2), после этого забой 12 наклонного ствола 6 добывающей скважины 4 с обводнившимся участком отсекли пакером 13 и продолжили добычу продукции из этой скважины 4 в режиме, при котором обводненность продукции не превышала рентабельную (не выше 98%).
Дополнительная добыча нефти за весь период эксплуатации скважин составила 124 тыс.т. Среднегодовой экономический эффект на одну скважину составляет 18,7 млн. руб. в ценах 2017 года.
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.