Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ГЛИНИСТЫМ КОЛЛЕКТОРОМ

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано при разработке нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами.

Известен способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку воды и периодический отбор продукции через добывающие скважины, закрытие добывающей скважины при достижении обводненности пласта, закачку в нагнетательную скважину оторочки раствора поверхностно-активных веществ ПАВ, проталкивание ее по пласту водой, добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, закрывают при достижении обводненности пласта 50-99%, в нагнетательную скважину закачивают оторочку полимера и проталкивают по пласту водой, затем закрывают добывающие скважины, находящиеся во взаимовлиянии, и открывают добывающую скважину в глинистом коллекторе, оторочку раствора ПАВ в нагнетательную скважину проталкивают высокоминерализованной пластовой водой, после чего открывают скважины, находящиеся во взаимовлиянии, и производят отбор продукции из всех добывающих скважин при циклической закачке высокоминерализованной воды. В качестве полимера могут использовать сшитые полимерные системы, а в качестве ПАВ - композиции на основе неионогенных и анионоактивных веществ (Патент РФ №2206727, опубл. 20.06.2003).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки обводненного зонально-неоднородного нефтяного месторождения, который включает вскрытие, по крайней мере, одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами. В нагнетательную скважину закачивают оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, и воду. Изменяют режим работы добывающих и нагнетательных скважин во время закачки реагентов. При этом добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, отключают. В нагнетательную скважину последовательно закачивают оторочку агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, и порцию оторочки стабилизирующего состава. Затем отключают нагнетательную скважину и дают выдержку во времени, достаточную для перераспределения фильтрационных потоков. После этого добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, и нагнетательную открывают. Закачивают вторую порцию стабилизирующего состава. Затем переходят на обычное заводнение. Давление закачки в нагнетательной скважине поддерживают постоянным, соответствующим давлению отбора продукции из добывающих скважин (Патент РФ №2208139, опубл. 10.07.2003 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является разработка без учета радиуса питания добывающей или влияния нагнетательной скважины в условиях глинистого коллектора, что приводит к невысокой степени извлечения нефти из залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи нефти с глинистым коллектором.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, согласно изобретению для разработки выбирают залежь или участок залежи с наличием пластового давления не ниже начального, с обводненностью 60% и более, и наличием не менее 40 тыс.т извлекаемых запасов, затем по данному участку проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений и выбирают наименее выработанный участок с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более, после проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием, горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м, проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит, после ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции, после получения роста забойного давления, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинно насосного оборудования на больший типоразмер.

После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием, горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м, проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит, а после ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производится отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции, после получения снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производятся работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам.

Сущность изобретения

В условиях выработки остаточных запасов и увеличения доли запасов глинистых коллекторов все больше встает вопрос по увеличению площади отбора одной скважиной со всего участка разработки, т.е. необходимо создание такого радиуса питания добывающей или влияния нагнетательной скважины, чтобы возможно было производить довыработку запасов участка разработки, используя вновь пробуренные скважины и скважины, имеющие увеличенный радиус питания. Существующие способы разработки не решают эту проблему. Для повышения контура питания к добывающей скважине предлагается производить бурение горизонтальной части ствола по пласту коллектору, при этом использование данной технологии подразумевает исключение таких рисков, как получение зон выклинивания и зональной неоднородности. Используя информацию по ранее пробуренным скважинам и пластам и основываясь на фильтрационно-емкостных свойствах призабойных зон соседних скважин, особенно в части наличия выклинивания продуктивных пропластков и наличия глинистой составляющей, выбирают проектную скважину для бурения горизонтального ствола. Таким образом, имея достаточный материал по наличию зон неоднородности и повышенной глинистости, выбирают минимально рискованную проводку горизонтальной части ствола по выбранному пласту, при этом направление выбуривания горизонтальной части ствола обеспечивает увеличение зоны фильтрации притока к добывающей скважине. При планировании бурения горизонтальной части ствола нагнетательной скважины помимо ранее описанных критериев подбора скважины так же выступает такой критерий, как снизившееся пластовое давление по соседним добывающим скважинам с первоначального до ~10/12 МПа. Таким образом, при разбуривании участка залежи на поздней стадии разработки решается вопрос по увеличению нефтеотдачи пласта в случае добывающей скважины, т.к. происходит естественное увеличение радиуса питания в случае добывающей скважины, так и увеличение охвата вытеснением в случае нагнетательной скважины.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Для разработки выбирают залежь со следующими характеристиками: пластовое давление 10 МПа, пластовая температура 32-38°C, глубина водонефтяного контакта 1600-2200 м, пористость 5-50%, проницаемость 5-1100 мДа, нефтенасыщенность 40-90%, вязкость нефти 12-35 мПа*с, плотность нефти 0,862-0,892 г/см³, коллектор зонально-неоднородный, состоит из зон глинистого песчаника с глинистостью от 2 до 7% и зон алевролита. Залежь разрабатывают 10 лет. Текущая обводненность пластовой продукции составляет в пределах от 60 до 90%. Средний дебит добывающих скважин 2-20 м³/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин 5-150 м³/сут. Расчетные значения извлекаемых запасов составляют 40 тыс.т нефти. Закачивают пластовую воду через 5 нагнетательных скважин и отбирают пластовую продукцию через 10 добывающих скважин.

По залежи проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений. Устанавливают, что в процессе разработки наблюдается постепенное снижение пластового давления на 5-15% относительно первоначального, что неизбежно ведет к снижению объемов добываемой продукции, исходя из чего выбирают наименее выработанный участок добывающих и нагнетательных скважин с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более. После проведенного анализа производят замещение от 3 проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием с длиной горизонтального ствола от 200 м. Горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После получения роста забойного давления на 5%, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинно насосного оборудования на больший типоразмер.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. С другой стороны выбранного наименее выработанного участка добывающих и нагнетательных скважин с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более производят замещение от 4 проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием с длиной горизонтального ствола 250 м. Горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производят отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После получения снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производят работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам.

В результате разработки удается добиться вытеснения нефти из зоны залежи с глинистым коллектором, нефтеотдача залежи увеличивается на 2,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.