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 E21B 43/22, E21B 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 E21B 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, возможно преждевременное обводнение нефтяной залежи вследствие прорыва воды в нефтенасыщенный интервал пласта добывающих скважин, а поскольку изоляция нефтенасыщенного интервала 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;

- во-вторых, низкая эффективность закачки вытесняющей жидкости, т.е. большие объемы закачки вытесняющей жидкости (воды) на единицу объема отбираемой продукции при разработке нефтяной залежи, что ведет к увеличению энергетических затрат, кроме того, при добавлении высокомолекулярных полимеров в закачиваемую вытесняющую жидкость (воду) увеличиваются материальные затраты на сами высокомолекулярные полимеры. Все это в целом увеличивает стоимость осуществления способа;

- в-третьих, заводнение залежи нефти начинают закачкой вытесняющей жидкости во все нагнетательные скважины, причем на завершающем этапе разработки залежей нефти в трещиноватых коллекторах осуществляют только 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, при этом нефть, находящаяся в нефтенасыщенном интервале пласта перпендикулярно развитым трещинам вблизи нагнетательных скважин остается не выработанной;

Задачей изобретения является исключение преждевременного обводнения нефтяной залежи за счет последовательного освоения нагнетательных скважин под закачку вытесняющей жидкости с изоляцией нефтенасыщенных интервалов пласта по мере развития трещины в коллекторе при разработке нефтяной залежи, а также повышение эффективности действия вытесняющей жидкости в трещиноватом коллекторе и снижение стоимости осуществления способа за счет снижения объема закачки вытесняющей жидкости на единицу отбираемой продукции с полной выработкой остаточных запасов нефти, находящихся вблизи нагнетательных скважин в пласте.

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 со 100-200% 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 со 100-200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин, после обводнения по трещинам одной из добывающих скважин, окружающих вторую нагнетательную скважину, 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 периодически во время остановки закачки вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины в них закачивают оторочку полиакриламида (ПАА), причем при обводнении продукции свыше 85% каждой из добывающих скважин, окружающих нагнетательную скважину, в этой нагнетательной скважине изолируют вскрытый интервал ВНК и пробуривают из нее боковые горизонтальные стволы выше уровня ВНК в нефтенасыщенном интервале пласта перпендикулярно направлению развития трещин и переводят эту скважину под отбор продукции.

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

На фигуре 2 и 3 схематично изображены интервалы вскрытия пласта.

На фигуре 4 схематично изображен участок нефтяной залежи.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом

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

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

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку воды с 100-200% 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 80 м³/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме: 80 м³/сут.×(100-200%)/100%=80-160 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.3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 4 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 100-200% 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.×(100-200%)/100%=55-110 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.3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 7 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 100-200% компенсаци''ей 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'', скважин составляет 65 м³/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме: 65 м³/сут.×(100-200%)/100%=65-130 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 (см. фиг.1) 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.

Периодически в процессе разработки нефтяной залежи при увеличении обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах, окружающих нагнетательную скважину закачивают оторочку полиакриламида (ПАА), например, каждый раз при увеличении обводненности продукции в каждой из добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''', окружающих нагнетательную скважину 2, на 30% и выше во время остановки закачки вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину 2 закачивают оторочку полиакриламида (ПАА), выполняющую роль загустителя в объеме, обеспечивающем снижение обводненности отбираемой продукции из добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''', окружающих нагнетательную скважину 2, при последующей закачке вытесняющей жидкости (сточной воды) в нее, и повышающем эффективность воздействия вытесняющей жидкости в нефтяной залежи, т.е. обеспечивается снижение объема закачки вытесняющей жидкости на единицу отбираемой продукции из добывающих скважин. Объем оторочки полиакриламида (ПАА), закачиваемой в нагнетательную скважину, определяется опытным путем и зависит от количества добывающих скважин, окружающих данную нагнетательную скважину, и на практике составляет от 500 до 1000 м³, например, в нагнетательную скважину 2 периодически (при превышении обводненности отбираемой продукции на 30% и выше, окружающих ее добывающих скважин 4'; 4''; 4''') в период остановки закачки вытесняющего агента производят закачку оторочки полиакриламида (ПАА) в объеме 800 м³.

После обводнения свыше 85% добывающих скважин, окружающих каждую из нагнетательных скважин, переводят под отбор продукции, изменив интервал вскрытия от ВНК 3 (см. фиг.2 и 3) к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' путем пробуривания из нее боковых горизонтальных стволов выше уровня ВНК 3 в нефтенасыщенном интервале 5 пласта 1' перпендикулярно (см. фиг.4) направлению развития трещин 6; 6'; 6''.....6ⁿ в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 и переводят эту скважину под отбор продукции. Например, если обводнение добывающих скважин 7'; 7'', окружающих вторую нагнетательную скважину 2', превышает 85%, то в нагнетательной скважине 2' изменяют интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' (см. фиг.2 и 3), т.е. изолируют интервал вскрытия ВНК 3 и пробуривают горизонтальные стволы 9 и 9' (см. фиг.4) перпендикулярно направлению развития трещин 6; 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, но выше уровня ВНК 3 (см. фиг.2, 3 и 4) в нефтенасыщенном интервале 5 пласта 1', и саму скважину 2' переводят под отбор продукции, за счет чего обеспечивается полная выработка остаточных запасов нефти, находящихся вблизи нагнетательных скважин 2' в пласте 1'.

Если циклическую закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину производить с компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин менее 100%, 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 200%, то высока вероятность преждевременного обводнения добывающих скважин.

При обводнении добывающих скважин выше 85% отбор продукции из этих скважин при внедрении предлагаемого способа становится нецелесообразным, так как затраты на осуществление способа начинают превышать прибыль от внедрения предложения.

Пример конкретного применения №1.

Осуществляют разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает бурение скважин по сетке.

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

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку воды с 100% 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, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме:

90 м³/сут.×(100%)/100%=90 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.3 и 3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 4 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 100% 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, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме:

60 м³/сут.×(100%)/100%=60 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', при этом происходит обводнение добывающей скважины 7.

Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 7 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 100% 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, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме: 70 м³/сут.×(100%)/100%=70 м³/сут. с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

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

В нагнетательную скважину 2 периодически при превышении обводненности отбираемой продукции на 30%, окружающих ее добывающих скважинах 4' (30%); 4'' (38%); 4''' (45%); в период остановки закачки вытесняющего агента производят закачку оторочки полиакриламида (ПАА) в объеме 500 м³.

При обводнении свыше 85% каждой из добывающих скважин 7' (87%); 7'' (92%), окружающих нагнетательную скважину 2', в последней изменяют интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' (см. фиг.2 и 3), т.е. изолируют интервал вскрытия ВНК 3 и пробуривают горизонтальные стволы 9 и 9' (см. фиг.4) перпендикулярно направлению развития трещин 6; 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, но выше уровня ВНК 3 (см. фиг.2, 3 и 4) в нефтенасыщенном интервале 5 пласта 1' и саму скважину 2' переводят под отбор продукции.

Пример конкретного применения №2.

Осуществляют разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает бурение скважин по сетке.

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

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку воды с 200% 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, например, сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме:

70 м³/сут.×(200%/100%)=140 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.3 и 3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 4 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 200% 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 50 м³/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме:

50 м³/сут.×(200%/100%)=100 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', при этом происходит обводнение добывающей скважины 7.

Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 7 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 200% 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" скважин составляет 65 м³/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме: 65 м³/сут.×(200%/100%)=130 м³/сут. с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

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

В нагнетательную скважину 2'' периодически при превышении обводненности отбираемой продукции на 30% и выше, окружающих ее добывающих скважинах 8 (35%); 8' (30%); 8'' (40%) в период остановки закачки вытесняющего агента производят закачку оторочки полиакриламида (ПАА) в объеме 850 м³.

При обводнении свыше 85% каждой из добывающих скважин 4' (86%); 4'' (93%); 4''' (90%), окружающих нагнетательную скважину 2, в последней изменяют интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' (см. фиг.2 и 3), т.е. изолируют интервал вскрытия ВНК 3 и пробуривают горизонтальные стволы 9 и 9' (см. фиг.4) перпендикулярно направлению развития трещин 6; 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, но выше уровня ВНК 3 (см. фиг.2, 3 и 4) в нефтенасыщенном интервале 5 пласта 1' и саму скважину 2' переводят под отбор продукции.

Пример конкретного применения №3.

Осуществляют разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает бурение скважин по сетке.

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

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку воды с 150% 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, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме:

80 м³/сут.×(150%/100%)=120 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.3 и 3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 4 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 150% 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, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме: 70 м³/сут.×(150%/100%)=105 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', при этом происходит обводнение добывающей скважины 7.

Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 7 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 150% 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 90 м³/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м³, производится в объеме: 90 м³/сут.×(150%/100%)=135 м³/сут. с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

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

В нагнетательную скважину 2' периодически при превышении обводненности отбираемой продукции на 30% и выше, окружающих ее добывающих скважинах 7' (30%); 7'' (50%) в период остановки закачки вытесняющего агента производят закачку оторочки полиакриламида (ПАА) в объеме 1000 м³.

При обводнении свыше 85% каждой из добывающих скважин 8 (90%), 8' (86%); 8'' (93%), окружающих нагнетательную скважину 2'', в последней изменяют интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' (см. фиг.2 и 3), т.е. изолируют интервал вскрытия ВНК 3 и пробуривают горизонтальные стволы 9 и 9' (см. фиг.4) перпендикулярно направлению развития трещин 6; 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, но выше уровня ВНК 3 (см. фиг.2, 3 и 4) в нефтенасыщенном интервале 5 пласта 1' и саму скважину 2' переводят под отбор продукции.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах позволяет исключить преждевременное обводнения нефтяной залежи за счет последовательного освоения нагнетательных скважин под закачку вытесняющей жидкости с изоляцией нефтенасыщенных интервалов пласта по мере развития трещины в коллекторе залежи, а также повысить эффективность действия вытесняющей жидкости в трещиноватом коллекторе и снизить стоимость осуществления способа за счет снижения объема закачки вытесняющей жидкости на единицу отбираемой продукции путем периодической закачки оторочки полиакрилимида (ПАА) с полной выработкой остаточных запасов нефти, находящихся вблизи нагнетательных скважин в пласте путем пробуривания боковых горизонтальных стволов в нефтяной залежи.