Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением заводнения.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2011 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину-с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукции температуры 80-90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой к температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.

Недостатками способа являются сложность в строительстве двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия.

Техническими задачами настоящего изобретения являются повышение нефтеотдачи, повышение эффективности процесса вытеснения нефти за счет нагнетания рабочего агента выше и ниже гипсометрического положения траектории низа горизонтального ствола добывающей скважины.

Техническая задача решается способом разработки залежей нефти с применением заводнения, включающим бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины.

Новым является то, что горизонтальную скважину бурят выше уровня водонефтяного контакта (ВНК), а вертикальную - на расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины, производят вторичное вскрытие залежи в вертикальной скважине выше и ниже горизонтальной скважины, спускают в нагнетательную скважину колонну труб с установкой пакера между вскрытиями, закачивают вытесняющий агент через верхнее вскрытие по межтрубному пространству, а через нижнее вскрытие - по колонне труб.

Сущность изобретения.

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности вытеснения нефти, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора, увеличения охвата воздействием по площади и вертикали.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей нефти в поздней стадии разработки, где

1 - участок нефтяной залежи; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - вертикальная нагнетательная скважина; 4 - водонефтяной контакт (ВНК); 5,5¹ - интервалы перфорации; 6 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 7 - пакер.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи нефти 1 в продуктивном пласте выше уровня ВНК 4 бурят как минимум одну горизонтальную добывающую скважину 2, через которую в дальнейшем производится отбор продукции. На расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины 2 осуществляют строительство вертикальной нагнетательной скважины 3. В нагнетательной скважине 3 цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие залежи с образованием перфорационных отверстий 5,5¹ выше и ниже гипсометрического положения траектории низа горизонтального ствола добывающей скважины 2, спускают в нагнетательную скважину 3 колонну насосно-компрессорных труб с установкой пакера 7 между вскрытиями 5,5¹ во избежание перетоков вытесняющего агента.

Для выравнивания профиля приемистости производят закачку водоизолирующего состава в нагнетательную скважину 3, например полиакриламида, задавливая в пласт в объеме, необходимом для частичной изоляции водопритока из водонасыщенной части продуктивного пласта залежи 1. Объем приравнивается объему ствола скважины при давлении в затрубье не более 2-3 МПа. Для этого используется или центробежный насос автоцистерны, обеспечивающий давление на выкиде 0,6-1,0 МПа, или передвижной насосный агрегат. Давление должно контролироваться двумя манометрами на 5-10 МПа, установленными на затрубье и на устье скважины.

Далее в нагнетательную скважину 3 подают вытесняющий агент через верхнее вскрытие 5 по межтрубному пространству, а через нижнее вскрытие 5¹ по колонне труб 6, что позволяет регулировать фронт заводнения выше и ниже добывающей скважины 2, добиваясь равномерного фронта вытеснения. Объем вытесняющего агента определяется расчетным путем и составляет 2 м² на 1 т. добываемой нефти. В качестве вытесняющего агента используют воду или подогретый реагент в зависимости от типа коллектора и интервалов вязкости продуктивного пласта. Регулирование режима закачки и давления закачки нагнетаемого агента позволит существенно повысить эффективность процесса вытеснения нефти к стволу добывающей скважины 2.

После чего осуществляют отбор продукции.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают залежь нефти 1 с терригенным коллектором. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 30-40 м с температурой 25°С, давлением 13 МПа, нефтенасыщенностью 0,93 д. ед., пористостью 26%, проницаемостью 0,82 мкм², плотностью нефти 911 кг/м³ и вязкостью 56 мПа·с.

На залежи нефти 1 в продуктивном пласте выше уровня ВНК на 12 м пробурили одну горизонтальную добывающую скважину 2 длиной 300 м. На расстоянии 80 м от забоя горизонтальной скважины 2 пробурили вертикальную нагнетательную скважину 3. В нагнетательной скважине 3 зацементировали затрубное пространство, произвели вторичное вскрытие 5 залежи с образованием перфорационных отверстий 5 выше и ниже гипсометрического положения траектории низа горизонтального ствола добывающей скважины 2. Далее в нагнетательную скважину 3 спустили колонну насосно-компрессорных труб с установкой пакера 7 между вскрытиями 5, 5¹ во избежание перетоков вытесняющего агента. Закачали вытесняющий агент через верхнее вскрытие 5 по межтрубному пространству, а через нижнее вскрытие 5¹ - по колонне труб 6.

Далее для выравнивания профиля приемистости произвели закачку водоизолирующего состава в нагнетательную скважину 3 в объеме, равном 3 м³.

Далее в нагнетательную скважину 3 подали вытесняющий агент в объеме, составляющем 9,5 м³. В качестве вытесняющего агента использовали воду. После чего осуществили отбор продукции.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,5. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 15%, дополнительная добыча нефти за весь срок эксплуатации участка составила 122 тыс.т нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, темп отбора нефти, увеличить охват пласта воздействием.