Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса
METHOD FOR DEVELOPING AN OIL RESERVOIR IN CARBONATE RESERVOIRS OF BASHKIRIAN STAGE

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки трудноизвлекаемых запасов нефти плотных неоднородных по проницаемости коллекторов, а именно карбонатных коллекторах башкирского яруса.
3
3
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2361072, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.07.2009 в бюл. № 19), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Согласно изобретению замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 10 ч, определение приемистости проводят не ранее чем через 3 ч, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки.
Недостатком указанного способа является низкая эффективность разработки слабопроницаемых карбонатных коллекторов в виду неоптимального подбора режима работы нагнетательных скважин, что приводит к низкой нефтеотдачи. Также прямая закачка воды в пласт приводит к преждевременному обводнению коллектора.
Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения (патент RU №2158821, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.11.2000 в бюл. №31), включающий размещение скважин на выделенном участке разработки залежи по утвержденному проекту, определение коллекторских свойств пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что при разбуривании разрабатываемых участков залежи нефти кустовым способом сначала бурят нагнетательные скважины с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом до вскрытия водоносных пластов, затем бурят добывающие скважины, при этом если гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважин продолжают также до вскрытия упомянутых водоносных горизонтов и после завершения разбуривания участка в пределах этого куста с учетом полученной максимально возможной информации скважины группируют в единую систему разработки по отношению к одному из эксплуатационных объектов в разрезе, например к нижнему, а заводнение пластов через нагнетательные скважины осуществляют путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с водоносных горизонтов или засолоненных питьевых вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка.
Недостатком данного способа является
-низкая эффективность способа для скважин, эксплуатирующихся по уплотненной сетке скважин (100х100 м, 200х200 м), т.к. наличие высокопроницаемых каналов и трещин и малое расстояние от нагнетательной до добывающей скважины, особенно в трещиновато-пористом коллекторе, приводит к опережающему прорыву воды и максимальному обводнению добывающей скважины;
- низкая эффективность способа, связанная невозможностью применения в условиях карбонатного коллектора башкирского яруса с наличием подстилающих вод.
Наиболее близким является способ разработки карбонатного коллектора (патент RU №2515741, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.05.2014 в бюл. №14), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины, отличающийся тем, что заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.
Недостатками данного способа являются:
- низкая эффективность способа, связанная с отсутствием контроля объемов закачиваемой воды в нефтеносный пласт, так как забор воды происходит непосредственно из скважины, что вызывает вероятность преждевременного прорыва воды в добывающую скважину;
- в следствие применения в способе треугольной сетки скважин с расстоянием между скважинами 300 м не обеспечивается требуемая приемистость;
-низкая эффективность способа для скважин, эксплуатирующихся по уплотненной сетке скважин (100х100 м, 200х200 м), т.к. наличие высокопроницаемых каналов и трещин и малое расстояние от нагнетательной до добывающей скважины, особенно в трещиновато-пористом коллекторе, приводит к опережающему прорыву воды и максимальному обводнению добывающей скважины.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения требуемого уровня приемистости, контроля объемов закачиваемой воды в нефтеносный пласт, организации системы поддержания пластового давления в водоносной части пласта.
Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса, включающим бурение добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта и нагнетательной скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов, ввод в эксплуатацию добывающих скважин, заводнение продуктивного пласта перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, при постоянном давлении с поочередными технологическими простоями нагнетательной скважины, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины.
пл
пл
3
Новым является то, что предварительно определяют начальное пластовое давление Р и выявляют водоносный интервал в добывающей и нагнетательной скважинах, нефтеносный интервал в добывающей скважине, породу-покрышку над нефтеносным интервалом и под водоносным интервалом добывающей скважины, толщину породы-покрышки и площадь распространения, при водоносном интервале башкирского яруса и породе-покрышке над нефтеносным интервалом и под водоносным интервалом добывающей скважины с толщиной не менее 2 м и с площадью распространения в целом по залежи бурение добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта осуществляют по уплотненной сетке с расстоянием между скважинами 100 м или 200 м, при этом добывающие скважины выполняют диаметром 102 мм, бурение нагнетательной скважины осуществляют с перфорацией водоносного интервала, после ввода в эксплуатацию добывающих скважин определяют реагирующие добывающие скважины, далее заводнение продуктивного пласта осуществляют в течение 180 дней с закачкой сточной воды с суточным объемом, равным 60-80 м/сут, и давлением, равным 1,5*Р, но не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт, при этом поочередные технологические простои нагнетательной скважины осуществляют длительностью 180 дней.
Сущность способа заключается в следующем.
Предварительно определяют начального пластового давления Рпл, выявляют водоносный интервал в добывающей и нагнетательной скважинах, нефтеносный интервал в добывающей скважине, породу-покрышку над нефтеносным интервалом и под водоносным интервалом добывающей скважины, толщину породы-покрышки и площадь распространения.
При водоносном интервале башкирского яруса и породе-покрышке над нефтеносным интервалом и под водоносным интервалом добывающей скважины с толщиной не менее 2 м и с площадью распространения в целом по залежи бурение добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта осуществляют по уплотненной сетке с расстоянием между скважинами 100 м или 200 м. При этом добывающие скважины выполняют диаметром 102 мм.
Применение такой уплотненной сетки скважин обеспечивает требуемый уровень приемистости, а также снижает риск обводнения скважин в условиях заводнения.
Бурение нагнетательной скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов осуществляют с перфорацией водосного интервала.
После ввода в эксплуатацию добывающих скважин определяют реагирующие добывающие скважины.
3
пл
Далее заводнение продуктивного пласта осуществляют в течение 180 дней с закачкой сточной воды с суточным объемом, равным 60-80 м/сут, и давлением, равным 1,5*Р, но не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт. Такая закачка воды обеспечивает контроль заводнения, что предупреждает преждевременный прорыв воды в добывающую скважину.
При этом поочередные технологические простои нагнетательной скважины осуществляют длительностью 180 дней.
Далее осуществляют отбор жидкости насосом из реагирующих добывающих скважин.
Порода-покрышка под водоносным интервалом создает противодавление в водоносной части пласта при закачке воды и вытеснении нефти, а также исключает движение закачиваемой воды в нижележащий горизонт (серпуховский). Порода-покрышка над нефтеносным интервалом создает противодавление и повышения коэффициента вытеснения нефти.
При заводнении гидродинамическая связь, как и пьезопроводность, между нагнетательной и реагирующими добывающими скважинами снижается в следствие более равномерного фронта вытеснения и более медленного развития обводненности.
Воронка депрессии в добывающей скважине и воронка репрессии в нагнетательной скважине долго не контактируют, в результате чего в нагнетательной скважине быстро достигается ограничение по максимальному забойному давлению.
Применение уплотненной сетки скважин с расстоянием между скважинами 100 м или 200 м сокращает время установления гидродинамическая связь между скважинами, что положительно сказывается на долгосрочной приемистости нагнетательных скважин.
При помощи закачки сточной воды по принципу «снизу-вверх» с определенным объемом и давлением происходит создание дополнительной системы сообщающихся между собой трещин. Из зоны с высокими значениями температуры и давления флюиды двигаются вверх до породы-покрышки над нефтеносным интервалом по ослабленным зонам в режиме компакции короткими возмущениями в виде импульсов.
Организация закачки через водоносную часть, по принципу «снизу-вверх» исключения прорыва воды напрямую в нефтеносную часть продуктивного пласта, что обеспечивает наиболее равномерную выработку запасов нефти и увеличения охвата пласта воздействием.
Пример осуществления способа.
Предварительно определили начальное пластовое давление Рпл=8,8 МПа, выявили водоносный интервал башкирского яруса в добывающей и нагнетательной скважинах 11 м, нефтеносный интервал в добывающей скважине 7,3 м, породу-покрышку над нефтеносным интервалом и под водоносным интервалом добывающей скважины, толщину породы-покрышки 2,6 м и с площадью распространения в целом по залежи.
Пробурили 7 добывающих скважин со вскрытием нефтеносного пласта по уплотненной сетке с расстоянием между скважинами 150 м. При этом добывающие скважины выполнили диаметром 102 мм. Средний начальный дебит по одной скважине по нефти составил 5,3 т/сут.
Пробурили нагнетательную скважину со вскрытием продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с перфорацией водосного интервала.
После ввода в эксплуатацию добывающих скважин определили реагирующие добывающие скважины.
3
Далее заводнение продуктивного пласта провели в течение 180 дней с закачкой сточной воды с суточным объемом, равным 63 м/сут, и давлением, равным 13,2 МПа, не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт.
При этом поочередные технологические простои нагнетательной скважины проводили длительностью 180 дней.
Далее осуществили отбор жидкости насосом из реагирующих добывающих скважин. Максимальный средний дебит по одной скважине по нефти составил 6,2 т/сут, прирост по нефти составил 0,9 т/сут (пример 1 в таблице).
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл. (примеры 2-7).
Таблица. Результаты осуществления способа разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса
№ примера
Начальное пластовое давление Рпл, МПа
Толщина породы-покрышки, м
Расстояние между добывающими скважинами, м
Начальный дебит скважины по нефти, т/сут
Закачка сточной воды
Максимальный дебит по скважине, т/сут
Прирост по нефти, т/сут
Суточный объем, м<sup>3</sup>/сут
Давление закачки, Мпа
1
8,8
2,6
100
5,3
63
13,2
6,2
0,9
2
9,6
2,9
100
5,9
68
14,4
7,3
1,4
3
9,1
2
200
4,6
61
13,7
5,2
0,6
4
9,3
2,4
100
4,2
70
13,95
5,3
1,1
5
9,8
3,1
200
3,9
80
14,7
6,2
2,3
6
8,4
2,2
100
4,4
60
12,6
5,2
0,8
7
8,1
3,5
200
5,1
73
12,2
5,9
0,8
Полученные результаты показывают, что способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах башкирского яруса повышает эффективность охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения требуемого уровня приемистости, контроля объемов закачиваемой воды в нефтеносный пласт, организации системы поддержания пластового давления в водоносной части пласта.