СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах.

Известен способ разработки трещиноватых коллекторов (патент РФ №2526082, Е21В 43/20, опубл. 20.08.2014, бюл. №23), включающий определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Затем выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти, определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие вертикальные или боковые, боковые горизонтальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью, между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них.

Недостатком способа является то, что в процессе работы добывающих скважин не определяют давление смыкания трещин в залежи и не поддерживают давление на забое выше уровня давления смыкания трещин, что приводит к снижению дебитов нефти скважин и снижению нефтеотдачи в целом по пласту. Давление нагнетания вытесняющего агента в скважинах не устанавливают ниже давления начала раскрытия трещин в залежи, что приводит к резкому увеличению обводненности скважины и снижению дебитов нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки зонально неоднородных по коллекторским свойствам залежей нефти (патент РФ №2046181, Е21В 43/20, опубл. 20.10.95, бюл. №29), включающий разбуривание залежи по проектной сетке скважин, проведение геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований, отбор углеводородов в режиме истощения пластовой энергии и последующую закачку вытесняющего агента в зоны слабой проницаемости. Закачку вытесняющего агента осуществляют после снижения пластового давления до величины начального давления сдвига нефти между зонами отбора и водоносной областью. Осваивают под нагнетание вытесняющего агента скважины, которые на залежи имеют наибольшую интенсивность темпа падения пластового давления и наименьшую гидропроводность. По мере восстановления пластового давления по залежи осваивают под нагнетание вытесняющего агента дополнительные скважины с наименьшей интенсивностью темпа восстановления пластового давления и наименьшей гидропроводностью.

Недостатком способа является то, что в процессе работы добывающих скважин не определяют давление смыкания трещин в залежи и не поддерживают давление на забое выше уровня давления смыкания трещин, что приводит к падению добычи нефти и снижению нефтеотдачи пластов. Давление нагнетания в залежи не регулируют, не устанавливают его ниже давления начала раскрытия трещин, что приводит к снижению дебитов нефти в результате резкого обводнения скважин.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах при низконапорном заводнении за счет регулирования давления нагнетания вытесняющего агента в залежи и давления на забое добывающих скважин.

Технический результат достигается способом разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, включающим разбуривание залежи скважинами по одной из известных сеток, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с контролем давления и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что в обводняющихся добывающих скважинах проводят гидродинамические исследования, строят графики индикаторных кривых, на которых определяют точку снижения обводненности как точку перегиба кривой обводненности, определяют точку пересечения линии давления насыщения нефти газом с кривой обводненности и принимают оптимальный режим работы добывающих скважин на естественном режиме истощения в зоне отбора ниже точки критического давления смыкания трещин и выше точки давления насыщения нефти газом, при этом в системе трещин залежи поддерживают более низкое давление, чем на остальной площади залежи.

На фиг. 1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяной залежи (вид сверху) на участке залежи. На фиг. 2 изображена зависимость дебита жидкости от пластового давления в зоне отбора добывающих скважин. На фиг. 3 изображена зависимость объема закачки вытесняющего агента от забойного давления нагнетательных скважин.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь 1 (фиг. 1) нефти разбуривают скважинами 2-13 по известной сетке. Уточняют геологическое строение залежи 1 нефти, определяют пористость, проницаемость коллекторов, горное давление в залежи 1, проводят гидродинамические исследования в скважинах с определением пластового, забойного давления и давления насыщения Рн (фиг. 2) нефти газом. Производят отбор продукции из добывающих скважин 2-13. Скважины на начальном этапе разработки работают на естественном режиме истощения.

Разработка карбонатных трещиноватых коллекторов на естественном режиме истощения приводит к постепенному снижению пластового давления, давления на забое добывающих скважин, в зоне отбора пластовой жидкости. В процессе работы добывающих скважин 3, 8, 10 (фиг. 1) обводненность продукции начинает возрастать, а затем по мере снижения пластового давления снижается до первоначальной и ниже, что свидетельствует о существовании гидродинамической связи в залежи 1 нефти. Пластовое давление начала снижения обводненности соответствует давлению начала смыкания трещин, по которым происходит движение пластовой жидкости. Дальнейшее снижение давления в зоне отбора приводит к снижению дебитов нефти скважин и обводненности.

Для определения оптимального режима поддержания давления в зоне отбора проводят в обводняющихся добывающих скважинах 3, 8, 10 гидродинамические исследования, затем по полученным результатам строят графики индикаторных кривых 14 (фиг. 2). На кривых определяют точку А начала снижения обводненности. Эта точка находится в точке перегиба 16 кривой обводненности и является началом зоны l критического давления смыкания трещин. Определяют точку Р пересечения линии давления насыщения Рн нефти газом с кривой обводненности 14.

Согласно графику индикаторных кривых для оптимальной работы добывающих скважин 2-13 (фиг. 1) на естественном режиме истощения необходимо поддерживать давление в зоне отбора в интервале l (фиг. 2) от 4,6 до 2,4 МПа, т.е. ниже точки А критического давления смыкания трещин и выше точки Р давления насыщения Рн нефти газом. При снижении пластового давления ниже давления насыщения Рн нефти газом происходит выделение газа из нефти в пласт и увеличение вязкости нефти, которое приводит к резкому снижению дебитов нефти.

При снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин 3, 8, 10 (фиг. 1) до величины смыкания трещин осваивают поочередно под нагнетание вытесняющего агента малодебитные скважины 3, 8, 10.

Наиболее рациональные условия разработки карбонатных трещиноватых коллекторов заключаются в том, чтобы поддерживать в системе трещин более низкое давление, чем на остальной площади залежи 1 нефти. Пластовое давление в зоне отбора, превышающее критическое, т.е. давление начала раскрытия трещин, значительно осложняет разработку залежи 1, так как увеличивается риск поступления пластовой воды по трещинам к интервалам перфорации скважин и быстрого обводнения добываемой продукции.

Забойное давление в нагнетательных скважинах 3, 8, 10 не должно превышать давление раскрытия трещин в залежи с тем, чтобы избежать неравномерного вытеснения нефти водой и уменьшения дебита нефти в суммарном отборе жидкости из добывающих скважин 2, 4-7, 9, 11-13.

Для определения оптимальных значений забойных давлений нагнетания проводят гидродинамические исследования в скважинах 3, 8, 10. Используя полученные результаты, строят графики индикаторных кривых 17 (фиг. 3), которые имеют характерные точки перегиба 18. На кривых определяют точку В начала резкого увеличения обводненности, которая соответствует точке перегиба 18 кривой обводненности и является границей зоны d критического давления раскрытия трещин. Давление нагнетания на забое скважин 3, 8, 10 (фиг. 1), соответствующее значению точки В на индикаторной кривой, является предельно допустимым для залежи 1 (фиг. 1) нефти, так как при дальнейшем увеличении давления нагнетания вытесняющего агента произойдет раскрытие имеющихся или образование новых трещин.

Таким образом, согласно графику индикаторных кривых 17 (фиг. 3) оптимально допустимое забойное давление нагнетания необходимо поддерживать в интервале с, т.е. выше пластового давления залежи и ниже точки В критического давления раскрытия трещин.

Точка В на индикаторной кривой является критической и указывает на то, что при дальнейшем увеличении давления нагнетания в скважинах 3, 8, 10 (фиг. 1) произойдет резкий рост обводнения добываемой продукции в добывающих скважинах 2, 4-7, 9, 11-13 в результате поступления вытесняющего агента по раскрывшимся трещинам к интервалам перфорации.

Разработку залежи нефти в карбонатных коллекторах производят при низконапорном заводнении, которое стабилизирует пластовую энергетику за счет регулирования давления закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины 3, 8, 10 залежи 1 нефти и давления в зоне отбора добывающих скважин 2, 4-7, 9, 11-13.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере массивной залежи 1 нефти в турнейских карбонатных коллекторах.

Залежь нефти разбурили скважинами по сетке 300×300 м. По результатам исследований скважин 2-13, пробуренных на залежи 1, получили следующие данные: проницаемость коллекторов - 0,064 мкм², пористость - 12,0%, пластовое давление - 9,8 МПа, горное давление - 24,4 МПа, давление насыщения нефти газом - 2,4 МПа, обводненность добываемой продукции не превышает 5,7%.

Добывающие скважины 2-13 ввели в эксплуатацию на естественном режиме истощения. Через шесть месяцев работы в зоне отбора скважины 3 давление снизилось до 7,1 МПа, что составило 0,29 д. ед. от горного, а обводненность продукции увеличилась до 35,0%. В последующие пять месяцев давление в зоне отбора скважины 3 продолжало постепенно снижаться. Обводненность, достигнув максимального значения в 44, 3% при пластовом давлении 6,5 МПа (0,26 д. ед. от горного), также стала уменьшаться.

В скважине 3 провели гидродинамические исследования. По полученным результатам построили графики индикаторных кривых 14 (фиг. 2). На кривой 15 определили точку А начала снижения обводненности, которая соответствует точке перегиба 16 кривой обводненности 15 и является началом зоны l критического давления смыкания трещин. На линии давления насыщения Рн нефти газом определили точку Р пересечения с кривой обводненности 14.

Согласно графику индикаторных кривых 14 (фиг. 2) для оптимальной работы добывающих скважин 2-13 (фиг. 1) на естественном режиме истощения необходимо поддерживать давление в зоне отбора скважин 2-13 в интервале от 4,6 до 2,4 МПа, т.е. ниже давления смыкания трещин и выше давления насыщения Рн (фиг. 2) нефти газом.

Через девять месяцев работы добывающей скважины 3 (фиг. 1) дебит нефти уменьшился от 5,2 до 1,1 т/сут, в результате чего скважину 3, как нерентабельную, перевели под нагнетание вытесняющего агента.

Оптимальное значение забойного давления нагнетания в скважине 3 определили по результатам гидродинамических исследований, для чего построили график индикаторной кривой 17 (фиг. 3), которая имеет характерную точку перегиба 18. Эта точка соответствует точке В начала резкого увеличения обводненности и является началом зоны d критического давления раскрытия трещин. Давление нагнетания в точке В составляет 14,6 МПа или 0,6 д. ед. от горного давления, что соответствует началу скачкообразного увеличения обводненности и является предельно допустимым для залежи 1 (фиг. 1) нефти.

Таким образом, согласно графику индикаторных кривых оптимально допустимое забойное давление нагнетания в скважине 3 необходимо поддерживать в интервале с (фиг. 3), т.е. выше пластового давления, составляющего 9,8 МПа или 0,48 от горного давления и ниже точки В критического давления раскрытия трещин, составляющего 14,6 МПа или 0,6 д. ед. от горного давления. Аналогично скважины 8 и 10 (фиг. 1) перевели из добывающих в нагнетательные.

В результате применения способа разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах безводный период работы добывающих скважин увеличился до шести месяцев,

нефтеотдача пласта возросла в 1,1 раза по сравнению с обычным заводнением, компенсация отбора пластовой жидкости закачкой вытесняющего агента составила более 90%.

Предлагаемый способ увеличивает охват залежи нефти в карбонатных коллекторах заводнением, повышает нефтеотдачу и эффективность разработки залежи при низконапорном заводнении, позволяющем регулировать давление нагнетания вытесняющего агента в залежи и давление на забое добывающих скважин.