Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки.

Сущность изобретения заключается в разработке нефтяной залежи с применением вертикальных скважин до достижения обводненности 80%. Затем производится дострел переходной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах ниже водонефтяного контакта, после чего начинается чередующуюся закачка углекислого газа и воды, обеспечивающая смешивающееся вытеснение. Пластовое давление должно быть выше давления смешиваемости нефти с углекислым газом, а залежь нефти иметь переходную зону не менее 3 метров.

Известен способ разработки [Способ разработки массивных залежей нефти с трещиновато-пористо-кавернозными породами, патент №1343914, опубликован 09.08.1995], при котором месторождение разрабатывают поэтажно-поэтапным способом. В период отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, пробуренные на следующий этаж, через скважины, пробуренные на верхний этаж, закачивают вместе с нефтью углекислый газ (СО₂). В результате растворения в пластовой нефти СО₂ на первом этапе разработки возрастает пластовое давление, увеличиваются объемный коэффициент пластовой нефти, ее газосодержание и давление насыщения и создаются условия для возобновления эксплуатации скважин первого этажа. После прекращения добычи и закачки СО₂ переходят на разработку более нижнего этажа и одновременно закачивают СО₂ через скважины, пробуренные на предыдущий этаж. Отбор пластовых флюидов производят через скважины, пробуренные на верхний этаж.

Недостатком данного способа является то, что данный способ подходит только для массивных залежей нефти, сложенных трещиновато-пористо-кавернозными породами. Для терригенных пластовых сводовых залежей данный способ разработки неприменим.

Преимуществом предлагаемого решения является то, что он может применяться на поздних стадиях разработки для выработки трудноизвлекаемых запасов нефти, а также запасов нефти в переходной зоне.

Выработка запасов нефти на поздних стадиях разработки является сложной задачей ввиду высокой обводненности продукции, которая связана с промывкой зон, вовлеченных в дренирование. С увеличением обводненности рентабельность добычи нефти снижается. Однако при заводнении в процесс разработки вовлечены только подвижные запасы нефти, которые определяются коэффициентом вытеснения. До 40-60% нефти является остаточной, то есть не вовлекается в процесс дренирования при вытеснении водой. Однако при смешивающемся вытеснении становится возможным вытеснить до 100% из зоны, вовлеченной в процесс дренирования. Агентами при смешивающемся вытеснении являются углеводородные и неуглеводородные газы. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи показал, что в качестве надежного агента для обеспечения полного смешивания нефти и газа в наибольшей степени подходит углекислый газ. Давления полного смешивания углекислого газа с нефтью, как правило, на 30-50% ниже пластового.

Для осуществления рассматриваемого способа разработки рекомендуется на поздних стадиях, когда обводненность скважин превышает 80%, вместо обычного заводнения начинать осуществлять водогазовое воздействие, где в качестве рабочего агента использовать углекислый газ. Закачка углекислого газа позволяет снизить обводненность до 30-60%, при этом прирост нефтеотдачи по данным расчетов на гидродинамической модели может составить до 70%. Следующим этапом необходимо достреливать и переходную зону ниже водонефтяного контакта как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, поскольку в переходной зоне также содержатся запасы остаточной нефти. Вовлечение в разработку переходной зоны позволяет увеличить нефтеотдачу еще на 10-20% и повысить экономическую рентабельность проекта.

Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяных месторождений за счет осуществления смешивающегося вытеснения в обводненной и переходной зонах для доизвлечения запасов остаточной нефти.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в породе осуществляется процесс смешивающего вытеснения, в результате чего в разработку вовлекаются остаточные запасы нефти как над водонефтяным контактом, так и под ним.

Изобретение сопровождается рисунками.

На фиг. 1 изображено: 1 - добывающая скважина, 2 - ствол скважины, 3 - эксплуатационная колонна, 4 - перфорационные отверстия, 5 - нагнетательная скважина, 6 - направления фильтрационных потоков, 7 - нефтяная часть пласта, 8 - водонефтяной контакт, 9 - переходная зона, 10 - зеркало чистой воды, 11 - водонасыщенная зона.

На фиг. 2 изображено: 1 - добывающая скважина, 2 - ствол скважины, 3 - эксплуатационная колонна, 4 - перфорационные отверстия, 5 - нагнетательная скважина, 6 - направления фильтрационных потоков, 7 - нефтяная часть пласта, 8 - водонефтяной контакт, 9 - переходная зона, 10 - зеркало чистой воды, 11 - водонасыщенная зона, 12 - дополнительные перфорационные отверстия.

Способ разработки нефтяного месторождения осуществляется следующим образом: нефтяная часть залежи 7, находящаяся в водонефтяной? разбуривается с использованием вертикальных добывающих 1 и нагнетательных скважин 5 согласно принятой системе разработки. Система разработки и расположение скважин определяя.тся исходя из геолого-физических особенностей пласта и флюида. При бурении скважин вертикальный ствол бурится до подошвы пласта или до нижней границы переходной зоны (зеркала свободной воды) 10. Ниже зеркала свободной воды находится полностью водонасыщенная часть 11, выше - переходная зона 9, где нефтенасыщенность ниже или равна остаточной. Выше водонефтяного контакта 8 находится нефтенасыщенная часть пласта 4. После бурения ствола скважины 2 в него спускается эксплуатационная колонна 3, а межтрубное пространство цементируется. Затем скважины перфорируются в нефтенасыщенном интервале, в результате чего возникают перфорационные отверстия 4, связывающие пласт и скважину. Затем происходит разработка нефтенасыщенного пласта с закачкой воды согласно принятым проектным решениям, фильтрационные потоки 6 направлены от нагнетательных скважин к добывающим. При достижении обводненности 80% в скважинах создают дополнительные перфорационные отверстия 12, при этом в скважины начинают попеременную закачку углекислого газа и воды с целью обеспечения смешивающегося вытеснения. Вытеснение нефти углекислым газом и водой происходит как в нефтенасыщенной, так и в переходной зонах пласта. В результате этого вырабатываются остаточные запасы нефти в нефтенасыщенной части, а также не вовлеченные в разработку запасы нефти переходной зоны.