Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ДОРАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.

Известен способ разработки монолитного малопродуктивного зонально-неоднородного нефтяного пласта (патент РФ №2455471, МПК Е21В 43/14, Е21В 43/20, Е21В 43/30, опубл. 10.07.2012 г.), включающий создание системы разработки с добывающими многозабойными веерными скважинами с основным вертикальным стволом и боковыми стволами, горизонтальные участки которых в продуктивном пласте направлены симметрично в радиальных направлениях относительно основного ствола, и вертикальными нагнетательными скважинами, размещенными по равномерной квадратной пятиточечной схеме заводнения.

Недостаток способа заключается в том, что указанный способ не реализуется на поздней стадии разработки, не учитывает зоны скопления остаточных запасов нефти после первичного вытеснения, кроме того, происходит преждевременный прорыв воды в добывающую скважину через горизонтальные стволы, направленные к нагнетательным скважинам перпендикулярно фронту вытеснения.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (патент РФ №2101475, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.01.1998 г.), 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 и моделированием. Особенностью способа является то, что 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 способа является низкий охват залежи заводнением из-за трудности обнаружения и вовлечения в разработку горизонтальными скважинами застойных зон вязкой нефти, остающихся между нагнатетельными и добывающими скважинами после первичного вытеснения, не указывается точное направление бурения скважин, способ подходит только для рядной сетки скважин, нет возможности регулировать обводненность новых горизонтальных скважин в ходе эксплуатации путем отсечения обводненной части ствола.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку застойных зон нефти, остающихся между добывающими и нагнетательными скважинами после первичного вытеснения.

Указанная задача разрешается описываемым способом, включающим бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин по площадной схеме, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием.

Новым является то, что бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции выше 80% и определения соответствующих нагнетательных скважин - источников обводнения, причем бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами, при этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимает 30-70% от этого расстояния, причем отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии, а при обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды.

Также новым является то, что длину продуктивной части дополнительной скважины оборудуют фильтрами с водонабухающим составом, разделенными заколонными водонабухающими пакерами, для изоляции интервалов поступления воды.

На фиг. 1 изображена залежь, разбуренная по квадратной сетке.

На фиг. 2 изображена залежь, разбуренная по треугольной сетке.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь 1 (фиг. 1 и 2) разбуривают вертикальными добывающими скважинами 2 и нагнетательными скважинами 3 по равномерной квадратной либо треугольной сетке 4. Пускают добывающие 2 и нагнетательные скважины 3 в эксплуатацию, осуществляют отбор продукции, заводнение залежи.

Затем, после возрастания обводненности продукции добывающих скважин 2 выше 80%, проводят исследование залежи 1 (например, химический анализ воды, закачку трассеров) на предмет определения застойных зон скопления остаточных запасов нефти (зон) 5. При этом предлагаемый способ разработки нефтяной залежи 1 базируется на известном факте о характере продвижения контура закачиваемой воды от нагнетательных скважин 3 к добывающим 2. Вначале контур наступающей воды 6 близок по форме к кругу. Затем по мере приближения к добывающей скважине контур 6 искажается вследствие быстрого движения воды по главным линиям, соединяющим нагнетательные скважины с добывающими. Непосредственно к добывающей скважине контуры воды 6 подходят узкими языками 7 (Р.Т. Фазлыев. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979. 255 с.). В результате в межскважинном пространстве в застойных зонах 5 образуются скопления остаточной нефти, заблокированные водой, добыча нефти из которых после первичного заводнения пласта значительно затруднена. Причем с увеличением вязкости нефти площадь застойных зон 5 и объем остаточной нефти также увеличивается. Бурение дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 в эти зоны 5 обеспечит ввод остаточных запасов нефти в разработку. Использование именно горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 будет способствовать наиболее полной выработке запасов, уменьшит вероятность преждевременного обводнения скважин 2 и 8, обеспечит возможность производить отбор нефти при небольшой депрессии на залежь 1 (не более 1 МПа), что дополнительно повысит эффективность нефтеизвлечения.

Опытом эксплуатации доказано, что оптимальной величиной обводненности является 80% и выше, т.е. на поздней стадии разработки, в пластах со скважинами, обводняющимися закачиваемой водой.

Определив центры скопления зон 5, намечают бурение дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых добывающих скважин 2 в направлении ближайших добывающих скважин 2′. При этом источники обводнения - нагнетательные скважины 3 и 3′ должны оставаться между дополнительными скважинами 8 (фиг. 1 - устье не указано) или стволами 8′ (фиг. 1 и 2), а горизонтальные участки дополнительной скважины 8 или ствола 8′, находящиеся в нефтяном пласте, расположены на примерно равном расстоянии от добывающих скважин 2 и 2′ и занимают 30-70% от этого расстояния. Повариантные расчеты на модели показали, что величина 30-70% является оптимальной, увеличение этого диапазона не способствует дальнейшему существенному приросту дополнительной добычи нефти, а уменьшение приводит к снижению добычи нефти вследствие снижения охвата по площади.

Бурят дополнительные горизонтальные скважины 8 или горизонтальные стволы 8′ со старых скважин 2, размещая их по предлагаемому способу. Пускают дополнительные горизонтальные скважины 8 или горизонтальные стволы 8′ со старых скважин 2 в эксплуатацию и продолжают разработку месторождения. При этом нефть, сосредоточенная в областях зон 5, обойденных вытесняющим агентом, вследствие искажения контура закачиваемой воды 6 между добывающими 2 и 2′ и нагнетательными скважинами 3 и 3′ вводится в активную разработку. Пуск дополнительных горизонтальных скважин 8 или горизонтальных стволов 8′ со старых скважин 2 приводит к снижению обводненности продукции добывающих скважин 2, увеличению добычи нефти, вовлечению дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения вследствие эксплуатации дополнительных горизонтальных скважин 8 или боковых горизонтальных стволов 8′ в зоне 5.

В случае, если в ходе разработки выявится, что дополнительная горизонтальная скважина 8 или боковой горизонтальный ствол 8′ начнут обводняться, возможно отсечение обводненного интервала путем установки пакера (глухого, если обводнение идет с забоя, и проходного, если обводнение идет от начала точки входа в пласт, что определяется опытным путем). Также отсечение возможно в автоматическом режиме без участия человека: для этого длину продуктивной части дополнительной горизонтальной скважины 8 или бокового горизонтального ствола 8′ оборудуют фильтрами с водонабухающим составом, разделенными заколонными водонабухающими пакерами, для изоляции интервалов поступления воды.

Таким образом продлевают рентабельную разработку практически заводненной выработанной залежи 1. Нефть, скопившаяся в зонах 5 в процессе разработки при первичном вытеснении до применения способа, начинает поступать в дополнительные горизонтальные скважины 8 (фиг. 1) или горизонтальные стволы 8′ (фиг. 1 и 2) со старых скважин 2, причем нефть этих скважин имеет более низкую обводненность, чем нефть вертикальных добывающих скважин 2. Это приводит к повышению нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере конкретного нефтяного месторождения. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими параметрами: пористость - 14,4%, проницаемость - 0,111 мкм, нефтенасыщенность - 78%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 687,5 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 8,7 м, начальное пластовое давление - 8,9 МПа, пластовая температура - 25°C, параметры пластовой нефти: плотность - 891 кг/м³, вязкость - 52,7 мПа·с, давление насыщения - 2,9 МПа, газосодержание - 10,2 м³/т.

Участок разбурили проектной квадратной сеткой 4 (фиг. 1) с расстоянием между скважинами 300 м, осуществили их обустройство. Произвели закачку воды в нагнетательные 3, 3′ и добычу нефти из добывающих скважин 2, 2′. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки. Определили скважину 2, в которой дебит по нефти составил 0,8 т/сут, по воде - 12 т/сут. Текущая обводненность продукции достигла 94%. Затем произвели исследования скважин, экспериментальное изучение участка и трехмерное моделирование, которые показали, что остаточные запасы нефти сосредоточены в зонах 5 между двумя соседними нагнетательными скважинами 3 и 3′.

В эти зоны 5 скопления остаточных запасов нефти между вертикальными соседними нагнетательными скважинами 3 и 3′, находящимися на расстоянии друг от друга 420 м, произвели бурение трех боковых горизонтальных стволов 8′ из обводненной вертикальной скважины 2 на одинаковом расстоянии от нагнетательных скважин 3, 3′ (210 м) и одной горизонтальной скважины 8 также на одинаковом расстоянии от нагнетательных скважин 3, 3′. При этом длина горизонтального участка скважины 8 и боковых горизонтальных стволов 8′ в нефтяном пласте составила 240 м (или 57%) от расстояния между добывающими скважинами 2 и 2′.

Промысловые испытания при этом показали, что суммарный дебит участка, включающего горизонтальную скважину 8 и три боковых горизонтальных ствола 8′, по нефти составил 8 т/сут при средней обводненности продукции 60%. Годовая добыча этого участка залежи 1 составила 2,7 тыс. т нефти, что позволило продлить его рентабельную эксплуатацию. После начала обводнения одного ствола 8′ и определения интервала обводнения в него был установлен забойный пакер (на фиг. 1 не показан) для отсечения обводнившегося участка.

Дальнейшая эксплуатация такой скважины позволила повысить коэффициент нефтеизвлечения по участку залежи 1 на 7%.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии позволяет повысить КИН на величину до 7%, снизить обводненность продукции на 20-30% за счет освоения невыработанных участков и регулирования интервалов поступления жидкости в скважину.