Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи (заявка RU №2011151046, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.06.2013), включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающую скважину, гидродинамически связанную с нагнетательной скважиной, причем в интервале продуктивного пласта добывающей скважины устанавливают устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды с возможностью подъема нефти на поверхность и сброса воды в ближайший по разрезу нижележащий водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт, а внутрискважинную перекачку воды в нагнетательной скважине из нижележащего водоносного пласта и/или выработанного нефтяного пласта в продуктивный пласт осуществляют с помощью насоса, обеспечивающего разработку продуктивного пласта, герметизируют устье нагнетательной скважины и запускают насос в работу, при этом при снижении напора воды на приеме насоса в нагнетательной скважине ниже определенного значения насос останавливают, а устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды в добывающей скважине запускают в работу, при превышении напора воды на приеме насоса в нагнетательной скважине выше определенного значения напора насос включают в работу, а устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды в добывающей скважине останавливают, при этом при ухудшении гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами извлекают эксплуатационное оборудование, производят гидравлический разрыв продуктивного и/или водоносного пластов, после чего вновь спускают эксплуатационное оборудование и продолжают разработку многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU №2491418, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/14, опубл. 27.08.2013), включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающую скважину, гидродинамически связанную с нагнетательной скважиной, причем в интервале продуктивного пласта добывающей скважины устанавливают устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды с возможностью подъема нефти на поверхность и сброса воды в ближайший по разрезу нижележащий водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт, а внутрискважинную перекачку воды в нагнетательной скважине из нижележащего водоносного пласта и/или выработанного нефтяного пласта в продуктивный пласт осуществляют с помощью насоса, обеспечивающего разработку продуктивного пласта, герметизируют устье нагнетательной скважины и запускают насос в работу, при этом при снижении напора воды на приеме насоса в нагнетательной скважине ниже определенного значения насос останавливают, а устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды в добывающей скважине запускают в работу, при превышении напора воды на приеме насоса в нагнетательной скважине выше определенного значения напора насос включают в работу, а устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды в добывающей скважине останавливают, при этом при ухудшении гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами извлекают эксплуатационное оборудование, производят гидравлический разрыв продуктивного и/или водоносного пластов, после чего вновь спускают эксплуатационное оборудование и продолжают разработку многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах (патент RU №2515741, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.05.2014), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU №2303125, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.07.2007), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем внутрискважинную перекачку воды выполняют на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта, в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины снижают пластовое давление, при этом отбор через добывающие скважины выполняют в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте, для чего чередуют интенсивность отбора нефти из добывающих скважин, расположенных напротив друг друга так, что одна пара противоположных скважин работает с максимальным дебитом, тогда как другая пара скважин в этот период работает с 50% дебитом от максимального дебита в течение времени до снижения динамического уровня нефти ниже допустимого при ее постоянном отборе, затем режим скважин меняют на противоположный.

Однако в известных способах задача закачки воды решается в пределах одной нагнетательной скважины: один вскрытый горизонт служит донором пластовой воды, второй - акцептором, куда закачивается добытая пластовая вода.

На данный момент используется широкий спектр различных технологий обработки призабойной зоны (ОПЗ) и повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), направленных на повышение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных отложений путем очистки порового пространства пластов от различных загрязнений, а также расширению самого порового пространства.

Однако при этом не уделяется должное внимание вязкости нефти. Несмотря на то, что накоплен достаточно большой опыт разработки залежей с высоковязкими нефтями, данный опыт не учитывает изменение вязкости в процессе разработки залежи.

Температурный фон пласта - это наиболее значимый фактор, который оказывает наибольшее влияние на увеличение вязкости пластового флюида (нефти) при снижении температуры пласта. На температуру пласта оказывается прямое влияние при работе нагнетательных скважин, которые ведут закачку вод с температурой воды значительно ниже начальной температуры пласта.

Одним из решений данного вопроса является организация внутрискважинной (межскважинной) перекачки (ВСП, МСП), что позволяет вести закачку воды с практически неизменной пластовой температурой.

Однако ВСП (МСП) обладает рядом недостатков: установка и ремонт оборудования ВСП (МСП) требует значительных затрат, необходимо наличие электричества на устье скважины.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение поддержания температурного фона пласта на уровне, обеспечивающего вязкость в пластовых условиях в пределах, не допускающих снижение дебита жидкости по скважинам, путем нагрева закачиваемых вод за счет естественных источников.

Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, заключается в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений, а также сокращении энергозатрат.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине и отбор пластового флюида из продуктивного пласта через добывающую скважину, новым является то, что содержит этапы, на которых:

нижележащий обводненный пласт выбирают с температурой не ниже вышележащего продуктивного пласта,

размещают скважины на выделенном участке разработки залежи кустовым методом,

фонд нагнетательных скважин разделяют на пассивные скважины для поддержания пластового давления вышележащего продуктивного пласта за счет капиллярного вытеснения и активные скважины с их количеством вдвое меньшим количества пассивных скважин и предназначенных для закачки воды в нижележащий обводненный пласт,

в пассивной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт и вышележащий продуктивный пласт, а в активной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт,

через активную нагнетательную скважину производят закачку воды в нижележащий обводненный пласт,

перепадом давления в нижележащем обводненном пласте обуславливают движение пластовой воды в сторону пассивной нагнетательной скважины с перфорированными нижележащим и вышележащим пластами, при этом осуществляют поддержание пластового давления в нижележащем обводненном пласте, за счет перепада давления в вышележащем продуктивном пласте пластовый флюид перемещают в сторону добывающей скважины.

Закачиваемая вода имеет температуру 17°C, а вода в нижележащем обводненном пласте - 25-30°C.

Осуществляют поддержание температурного фона нижележащего обводненного пласта путем нагрева воды за счет естественных источников.

Давление нижележащего обводненного пласта превышает давление вышележащего продуктивного пласта, при этом вода начинает проникать из нижележащего пласта в вышележащий при перепадах от 1 до 10 атм.

При недостижении необходимого превышения давления продолжают вести закачку, при этом избегая возможности гидроразрыва пласта или образования заколонных перетоков.

Верхнюю часть эксплуатационной колонны в пассивной нагнетательной скважине отсекают пакером.

В подпакерную зону, на кровлю интервала перфорации вышележащего продуктивного пласта устанавливают манометр для регистрации текущего давления и расходомер для учета закачиваемой воды с выводом данных на поверхность.

Закачиваемой водой продвигают воду нижележащего обводненного пласта в сторону забоя пассивной нагнетательной скважины.

Обеспечивают движение закачиваемой воды по нижележащему обводненному пласту со скоростью, зависящей от гидродинамических характеристик пласта.

Активная и пассивная нагнетательные скважины расположены с возможностью обеспечения равномерной закачки воды в нижележащий обводненный пласт с учетом отборов по вышележащему продуктивному пласту.

Заявляемый способ поясняется чертежом, на котором показана многоэтажная схема добычи пластового флюида (нефти) с поддержанием пластового давления.

Скважина №1 - активная нагнетательная, скважина №2 - пассивная нагнетательная, скважина №3 - добывающая.

Пласт «а» - вышележащий продуктивный пласт, пласт «б» -нижележащий обводненный пласт.

Способ предусматривает размещение скважин на выделенном участке разработки залежи кустовым способом.

Заявляемый способ заключается в следующем.

1. Подбор участка.

1.1. Участок должен соответствовать следующим требованиям:

- быть многопластовым;

- перемычка между пластами должна исключать межпластовые перетоки;

- нижележащий пласт «б», который будет нагревать закачиваемую воду, должен быть насыщен пластовой водой;

- температура нижележащего пласта «б» должна быть не ниже температуры вышележащего пласта «а»;

- коллектор вышележащего пласта «а» должен обеспечить стабильное значение приемистости нагнетательных скважин.

1.2. Фонд добывающих и нагнетательных скважин участка должен соответствовать следующим требованиям:

- возможность разделения существующего фонда нагнетательных скважин на активные скважины, ведущие закачку в нижележащий обводненный пласт, и пассивные - ведущие поддержание пластового давления вышележащего пласта за счет капиллярного вытеснения;

- количество активных скважин должно быть вдвое меньше пассивных;

- закачка воды в активные скважины должна полностью исключать непроизводительную закачку, а именно, оттоки за внешний контур нефтеносности, заколонная циркуляция и т.д.

2. Процесс осуществления закачки.

2.1. В активной нагнетательной скважине №1 перфорируют нижележащий пласт «б».

2.2. В пассивной нагнетательной скважине №2 перфорируют нижележащий пласт «б» и вышележащий пласт «а». Верхнюю часть эксплуатационной колонны в скважине №2 отсекают пакером. В подпакерную зону, на кровлю интервала перфорации пласта «а» спускают манометр (для регистрации текущего давления) и расходомер (для учета закачиваемой жидкости) с выводом данных на поверхность.

2.3. В активную нагнетательную скважину №1 производят закачку воды в нижележащий обводненный пласт «б». Температура закачиваемой воды, вне зависимости от температуры на поверхности и длины водовода, составляет в среднем 17°C.

2.4. Закачку воды ведут таким образом, чтобы не происходил гидроразрыв пласта и не образовывались заколонные перетоки.

2.5. Вода из скважины №1, попадая в пласт с температурой 25-30°C, перемещается по пласту «б» в сторону пассивной нагнетательной скважины №2, при этом происходит естественный нагрев воды до пластовой температуры. Движение закачиваемой воды по пласту «б» от скважины №1 к скважине №2 обусловлено перепадом давления. При этом происходит восполнение энергетического запаса обводненного пласта «б».

2.6. Восполняя энергетический запас пласта «б», закачиваемая жидкость продвигает воду пласта «б» в сторону забоя скважины №2. Скорость продвижения фронта закачиваемой воды зависит от гидродинамических характеристик участка.

2.7. За счет поддержания пластового давления скважиной №1 по пласту «б», в скважине №2 создается превышение пластового давления пласта «б» над пластовым давлением пласта «а», за счет чего образуется фильтрация поступающей воды в пласт «а».

2.8. Создаваемый перепад давления в пласте «а» обуславливает движение закачиваемой воды по пласту от скважины №2 к добывающей скважине №3.

2.9. Добывающая скважина №3 ведет непрерывный отбор пластовой жидкости.

3. В скважине №3 ведут отбор пластового флюида из пласта «а».

При этом активных нагнетательных скважин №1 должно быть меньше, чем пассивных нагнетательных скважин №2, т.к. нет необходимости в больших объемах закачки по нижележащему обводненному пласту. При этом максимальное соотношение активных нагнетательных скважин №1 к пассивным нагнетательным скважинам №2 должно быть не более чем 1:2.

Расположение скважин №1 и №2 должно обеспечить равномерную закачку воды в пласт «б», с учетом отборов по пласту «а». При этом скважины №1 формируют внешнюю границу участка. Скважины №2 располагаются с внутренней части, ближе к границе участка. Добывающие скважины №3 располагаются в центре участка.

Необходимые требования при осуществлении заявляемого способа:

1. Наличие объектов с двумя и более пластами, причем нижележащий должен быть обводненным.

2. Способ применим только для одного определенного горизонта, чтобы исключить смешение вод (например, девонских и каменноугольных продуктивных горизонтов).

Преимущества заявляемого способа:

1. Экономия затрат на проводку линий водоводов.

2. Исключение истощения энергетических запасов водоносного горизонта, которое образуется при ВСП или МСП.

3. Отсутствие необходимости в дополнительном оборудовании, как при ВСП или МСП.

4. Наличие капиллярной пропитки по продуктивному пласту, при создании превышения давления нижележащего пласта над вышележащим, позволяет обеспечить наиболее полное вытеснение пластового флюида без угрозы образования языков прорыва закачиваемых вод.

5. Поддержание пластового давления по продуктивному пласту с помощью воды, поступающей из нижележащего пласта, с пластовой температурой, позволяет исключить увеличение вязкости пластового флюида по разрабатываемому продуктивному горизонту.