СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в поздней стадии разработки.

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 (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 в поздней стадии разработки, 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, причем вторичное вскрытие в вертикальной скважине выше горизонтального ствола производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже горизонтального ствола для создания более равномерного фронта заводнения.

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 - 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, причем вторичное вскрытие 5 вертикальной скважины 3 выше горизонтального ствола 2 производят с большей плотностью вскрываемых отверстий 5 как минимум в два раза, чем вскрытие 5¹ ниже горизонтального ствола 3 для создания более равномерного фронта заводнения. Так как кровельная часть пласта, как правило, с ухудшенными коллекторскими свойствами остается несовершенной по степени вскрытия, то из-за больших фильтрационных сопротивлений призабойной зоны нефть поступает с незначительной скоростью и в малых количествах. В результате скважина работает с малым темпом отбора. Поэтому процесс эксплуатации залежи становится малоэффективным при значительной остаточной нефтенасыщенной толщине пласта. Поэтому такое вскрытие способствует более быстрому продвижению вытесняющего агента к стволу добывающей скважины 2.

Между интервалами вскрытия во избежание перетоков нагнетаемого агента устанавливают пакер 6.

Далее для выравнивания профиля приемистости производят закачку водоизолирующего состава в нагнетательную скважину 3, 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 в объеме, определяемом расчетным путем и составляющем 2 м на 1 т добываемой нефти. В качестве вытесняющего агента используют воду или подогретый реагент в зависимости от типа коллектора и интервалов вязкости продуктивного пласта. 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. Верхний интервал перфорационных отверстий 5 разместили на уровне 3 м от кровли пласта с частотой отверстий 1 м, а нижний интервал перфорационных отверстий 5¹ расположили на уровне 5 м от подошвы продуктивного пласта залежи 1 с частотой перфорационных отверстий 3 м. Между интервалами вскрытия установили пакер 6. Далее для выравнивания профиля приемистости произвели закачку полиакриламида в нагнетательную скважину 3 в объеме, равном 2,7 м³.

Далее в нагнетательную скважину 3 подают вытесняющий агент в объеме, составляющем 9,2 м. В качестве вытесняющего агента используют воду. После чего осуществляют отбор продукции.

Благодаря применению предложенного способа разработки залежей нефти в поздней стадии разработки темп отбора нефти увеличивается с 3 до 9% от извлекаемых запасов.

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 126 тыс. т нефти.

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