Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности залежи нефти, представленной карбонатными слабопроницаемыми трещиноватыми коллекторами с водонефтяным контактом.

Известен способ разработки залежей нефти в трещиноватых пластах с подошвенной водой (патент RU №1811245, МПК ⁸ Е21В 43/22, Е21В 43/20, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2000 г.), включающий вскрытие нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта, закачку воды в водонефтяной пласт через нагнетательные скважины и отбор продукции - одновременно нефти и воды через добывающие скважины, при этом с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта и уменьшения отбора воды, до вскрытия водонасыщенной части пласта отбор продукции ведут из нефтенасыщенной части пласта до образования вокруг добывающих скважин конуса воды, вскрывают водонасыщенную часть пласта перфорацией, осуществляют одновременный отбор нефти и воды из пласта до опускания конуса воды с последующим цементированием водонасыщенной части пласта, причем по мере выработки пласта циклы повторяют.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс разработки добывающих скважин, так как сначала производят отбор нефти, а затем после образования вокруг добывающих скважин конуса воды производят вскрытие водонасыщенной части пласта и осуществляют одновременный отбор нефти и воды через добывающие скважины;

- во-вторых, одновременное заводнение всей нефтяной залежи, т.е. производят закачку воды во все нагнетательные скважины одновременно, что может привести к преждевременному обводнению добывающих скважин по трещинам, при этом часть запасов останется не выработанной;

- в третьих, необходим контроль за перемещением (опусканием) конуса воды для последующего эффективного цементирования водонасыщенной части пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежей нефти в трещиноватых коллекторах (патент RU №2351752, МПК ⁸ Е21В 43/20, опубл. в бюл. №10 от 10.04.2009 г.), включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, при этом разработку залежей осуществляют поэтапно: начинают на естественном режиме до достижения пластового давления порядка 1% от давления насыщения на забое добывающих скважин при минимальном дебите, затем закачивают вытесняющую жидкость без избыточного давления на устье нагнетательной скважины, составляющего не более 4,0% от начального пластового давления до снижения приемистости ниже уровня, обеспечивающего текущую компенсацию отбора закачкой, затем закачивают вытесняющую жидкость с избыточным устьевым давлением, обеспечивающим восстановление начального пластового давления, при восстановлении начального пластового давления в закачиваемую жидкость добавляют 0,05-0,1% высокомолекулярных полимеров, на завершающем этапе разработки залежей осуществляют последовательное включение и отключение закачки вытесняющей жидкости в нагнетательных скважинах перекрестно парами или включение и отключение закачки последовательно по кругу парами скважин при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовые давления, близкие к начальному.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, технологически сложный поэтапный процесс осуществления способа, требующий постоянного контроля за пластовым давлением, а также необходимость закачки высокомолекулярных полимеров, вызывающих удорожание применения данного способа;

- во-вторых, возможно преждевременное обводнение нефтяной залежи, вследствие прорыва воды в нефтенасыщенную часть пласта добывающих скважин, а поскольку изоляция нефтенасыщенной части пласта добывающих скважин не предусмотрена, то это исключает дальнейшее распространение трещины по нефтяной залежи, по которой движется вытесняющая жидкость. Это снижает эффективность воздействия вытесняющей жидкости (снижается зона охвата залежи заводнением) и приводит к прямому перетоку вытесняющей жидкости от нагнетательных скважин в забои добывающих скважин и преждевременному обводнению нефтяной залежи;

- в третьих, заводнение залежи нефти начинают закачкой вытесняющей жидкости во все нагнетательные скважины, при этом часть запасов нефти может остаться невыработанной.

Задачей изобретения является упрощение технологии осуществления способа и повышение эффективности действия вытесняющей жидкости в трещиноватом коллекторе с возможностью контролируемого заводнения нефтяной залежи по мере ее разработки.

Поставленная задача решается способом разработки залежи нефти в трещиноватых коллекторах, включающим размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК пласта, причем отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами пласта, при этом в первую нагнетательную скважину производят циклическую закачку вытесняющей жидкости с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин, затем после обводнения по трещинам одной из добывающих скважин окружающих первую нагнетательную скважину производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала пласта в этой скважине со вскрытием в ней интервала ВНК пласта и переводом ее во вторую нагнетательную скважину под закачку вытесняющей жидкости с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин, после обводнения по трещинам одной из добывающих скважин, окружающих вторую нагнетательную скважину, и производят изоляцию нефтенасыщенного интервала пласта в этой скважине со вскрытием в ней интервала ВНК и переводом ее в третью нагнетательную скважину, постепенно по мере развития трещин создают ряд нагнетательных скважин на залежи нефти, в которые производят закачку вытесняющей жидкости, причем после обводнения на 70-80% добывающих скважин, окружающих каждую из нагнетательных скважин, данную нагнетательную скважину переводят под отбор продукции после изменения интервала вскрытия от ВНК к нефтенасыщенному интервалу пласта.

На фигуре 1 схематично изображена часть нефтяной залежи, поясняющая суть предлагаемого способа.

На фигуре 2 и 3 схематично изображены интервалы вскрытия пласта.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом

Производят разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает размещение (бурение) скважин по любой известной сетке, например такой, которая изображена на фигуре 1.

Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку вытесняющей жидкости с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Например, суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' составляет 75 м³/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме: 75 м³/сут×(400-500%)/100%=300-350 м³/сут. С циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка. По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6 в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 одной из четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''', окружающих первую нагнетательную скважину 2. Например, происходит обводнение добывающей скважины 4. Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 4 и вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.

Например, суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 55 м³/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме: 55 м³/сут×(400-500%)/100%=220-275 м³/сут с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6' одной из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих вторую нагнетательную скважину 2'. Например, происходит обводнение добывающей скважины 7. Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 7 и вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.

Например, суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2'', составляет 65 м³/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме: 65 м³/сут×(400-500%)/100%=260-325 м³/сут с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

Далее, аналогичным образом, производят разработку нефтяной залежи 1, при этом происходит обводнение по трещинам 6ⁿ одной из трех добывающих скважин N; N'; N''…Nⁿ, например N, которую переводят в нагнетательную скважину 2ⁿ.

Таким образом, постепенно создают ряд нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; …2ⁿ, которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6; 6'; 6''…6ⁿ в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости.

Таким образом, происходит постепенное заводнение по трещинам 6; 6'; 6''…6ⁿ залежи нефти 1, повышается эффективность воздействия (вытесняющая способность) на отбираемую из добывающих скважин продукцию, повышается коэффициент вытеснения нефти.

Изоляция нефтенасыщенных интервалов 5 пласта 1' (см. фиг.1, 2 и 3) по мере развития трещины 6; 6'; 6''…6ⁿ в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 и вскрытие интервала ВНК пласта 1' позволяет исключить преждевременное обводнение добывающих скважин и развить трещину в нефтяной залежи 1.

После обводнения на 70-80% добывающих скважин, окружающих каждую из нагнетательных скважин, данную нагнетательную скважину переводят под отбор продукции, изменив интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1'. Например, если обводнение добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих вторую нагнетательную скважину 2', достигает 70-80%, то в нагнетательной скважине 2' изменяют интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1', т.е. изолируют интервал вскрытия ВНК 3 и перфорируют нефтенасыщенную часть 5 пласта 1' и пускаю ее под отбор продукции, т.е. переводят эту скважину обратно в добывающую 4.

Если циклическую закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину производить с компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин менее 400%, то высока вероятность, что трещины 6; 6'; 6''…6ⁿ в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 не будут развиваться.

Если циклическую закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину производить с компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин более 500%, то высока вероятность преждевременного обводнения добывающих скважин.

Циклическая закачка вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину с 400-500% обеспечивает эффективное развитие трещины 6; 6'; 6''…6ⁿ в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1.

При обводнении добывающих скважин выше 70-80%, отбор продукции из этих скважин при внедрении предлагаемого способа становится нецелесообразным, так затраты на осуществление способа начинают превышать прибыль от внедрения предложения.

Пример конкретного применения №1.

Производят разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает размещение (бурение) скважин.

Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку вытесняющей жидкости с 400% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''' составляет 80 м³/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (80 м³/сут×400%)/100%=320 м³/сут. С циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка. В качестве вытесняющей жидкости применяют сточную воду плотностью 1100 кг/м³.

По мере разработки нефтяной залежи 1 от первой нагнетательной скважины 2 по трещинам 6 происходит обводнение добывающей скважины 4. Далее в добывающей скважине 4 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3), а затем вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 60 м³/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости производится в объеме: (60 м³/сут×500%)/100%=300 м³/сут с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

По мере разработки нефтяной залежи 1 от второй нагнетательной скважины 2' по трещинам 6' происходит обводнение добывающей скважины 7. Далее в добывающей скважине 7 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 450% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2'', составляет 70 м³/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (70 м³/сут×450%)/100%=315 м³/сут с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

В результате создается рад нагнетательных скважин 2; 2'; 2'', которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6 и 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости. Таким образом, происходит постепенное заводнение по трещинам 6 и 6' залежи нефти 1.

После обводнения на 80% добывающих скважин 7; 7'; 7'' окружающих нагнетательную скважину 2', данную нагнетательную скважину переводят под отбор продукции, изменив интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' и пускают ее под отбор продукции, т.е. переводят эту скважину обратно в добывающую скважину 4.

Пример конкретного применения №2.

Производят разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает размещение (бурение) скважин.

Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку вытесняющей жидкости с 400% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''' составляет 90 м³/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (90 м³/сут×500%)/100%=450 м³/сут. С циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка. В качестве вытесняющей жидкости применяют сточную воду плотностью 1100 кг/м³.

По мере разработки нефтяной залежи 1 от первой нагнетательной скважины 2 по трещинам 6 происходит обводнение добывающей скважины 4. Далее в добывающей скважине 4 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3), а затем вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 450% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 70 м³/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости производят в объеме: (70 м³/сут×450%)/100%=315 м³/cyт с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

По мере разработки нефтяной залежи 1 от второй нагнетательной скважины 2' по трещинам 6' происходит обводнение добывающей скважины 7. Далее в добывающей скважине 7 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 400% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2'', составляет 80 м³/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (80 м³/сут×400%)/100%=320 м³/сут с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

В результате создается ряд нагнетательных скважин 2; 2'; 2'', которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6 и 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости.

Таким образом, происходит постепенное заводнение по трещинам 6 и 6' залежи нефти 1.

После обводнения на 70% добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих нагнетательную скважину 2'', данную нагнетательную скважину переводят под отбор продукции, изменив интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' и пускают ее под отбор продукции, т.е. переводят эту скважину обратно в добывающую скважину 7.

Пример конкретного применения №3.

Производят разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает размещение (бурение) скважин.

Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку вытесняющей жидкости с 450% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''' составляет 70 м³/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (70 м³/сут×450%)/100%=315 м³/cyт. С циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка. В качестве вытесняющей жидкости применяют сточную воду плотностью 1100 кг/м³.

По мере разработки нефтяной залежи 1 от первой нагнетательной скважины 2 по трещинам 6 происходит обводнение добывающей скважины 4. Далее в добывающей скважине 4 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3), а затем вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 400% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 85 м³/сут, тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости производят в объеме: (85 м³/сут×400%)/100%=340 м³/сут с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

По мере разработки нефтяной залежи 1 от второй нагнетательной скважины 2' по трещинам 6' происходит обводнение добывающей скважины 7. Далее в добывающей скважине 7 заливкой цементным раствором производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.1, 2 и 3) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2'', составляет 80 м³/сут, тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости производится в объеме: (80 м³/сут×500%)/100%=400 м³/сут с циклом: 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

В результате создается ряд нагнетательных скважин 2; 2'; 2'', которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6 и 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости.

Таким образом, происходит постепенное заводнение по трещинам 6 и 6' залежи нефти 1.

После обводнения на 75% добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''',. окружающих нагнетательную скважину 2, данную нагнетательную скважину переводят под отбор продукции, изменив интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' и пускают ее под отбор продукции.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах технологически прост в осуществлении, не требует высокомолекулярных полимеров при его реализации, при этом повышается эффективность действия вытесняющей жидкости в трещиноватом коллекторе, так как вытесняющая жидкость прорывается по определенному интервалу или трещине, при этом производят изоляцию нефтенасыщенных интервалов пласта в обводнившихся добывающих скважинах с последующим вскрытием интервалов ВНК пласта в этих скважинах, что позволяет развить трещину в нефтяной залежи для перемещения в ней вытесняющей жидкости, при этом исключается преждевременное обводнение добывающих скважин на нефтяной залежи.

Также предлагаемый способ позволяет контролировать процесс заводнения нефтяной залежи по мере ее разработки, за счет циклической закачки вытесняющей жидкости в каждую нагнетательную скважину с 400-500% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин.