СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, ИМЕЮЩЕЙ ЗОНЫ ВЫКЛИНИВАНИЯ КОЛЛЕКТОРА Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 E21B43/30 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных неоднородными коллекторами, имеющими зоны выклинивания.

Известен способ разработки нефтяной и нефтегазовой залежи, предусматривающий закачку смешивающегося агента в нефтяную зону вблизи водоносного контакта и закачку воды в водоносную зону [1]
Недостатком способа являются нерационально большие объемы закачиваемой воды из-за утечек за контур нефтеносности.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, имеющей зоны выклинивания и включающий системное размещение вдоль контура нефтеносности вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие продуктивного пласта горизонтальными и вертикальными стволами, закачку химических реагентов [2]
Существенным недостатком способа является то, что в условиях неоднородного коллектора происходит значительный отток закачиваемой воды в законтурную зону. Это приводит к большим экономическим затратам, при фиксированных затратах к низкому нефтеизвлечению.

Целью предлагаемого способа является уменьшение материальных затрат на закачку вытесняющего агента и увеличение нефтеизвлечения.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим системное размещение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие продуктивного пласта горизонтальными и вертикальными стволами, закачку химических реагентов.

Новым является то, что нагнетательные скважины размещают вдоль линий выклинивания коллектора, в непосредственной близости от которых и параллельно линиям выклинивания коллектора располагаются горизонтальные стволы добывающих скважин или ряды вертикальных добывающих скважин, при этом закачку химических реагентов осуществляют после повышения пластового давления в этих скважинах выше начального давления на 5-10%
На чертеже представлена схема одного из вариантов размещения горизонтальных и вертикальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин по предлагаемому способу.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь, представленную неоднородными коллекторами, разбуривают редкой сеткой вертикальных скважин, определяют геолого-физические характеристики залежи, положение контуров нефтеносности и зон выклинивания коллекторов. Затем осуществляют размещение проектных скважин согласно предлагаемому способу. Для этого нагнетательные скважины размещают вдоль зон выклинивания. Параллельно границам зон выклинивания размещают горизонтальные добывающие скважины. В нагнетательные скважины первоначально закачивают обычную вытесняющую жидкость (воду) или загущенную воду до повышения пластового давления на 5-10% от первоначального, затем закачивают химический реагент, повышающий приемистость скважин (например, соляную кислоту). Как правило, в условиях терригентных коллекторов в области выклинивания происходит увеличение карбонатности, поэтому закачка химического реагента приводит к повышению приемистости нагнетательных скважин, к улучшению фильтрационных характеристик в этих зонах. Предварительное повышение пластового давления обеспечивает выравнивание оторочки химического реагента, что приводит к увеличению охвата пласта заводнением.

Повышение пластового давления позволяет заблокировать высокопроницаемые направления благодаря тому, что закачиваемая вода (или загущенная вода) в первую очередь двигается в этих направлениях и повышает пластовое давление в этих зонах. После закачки расчетных объемов химических реагентов пускают в работу добывающие скважины. Нагнетательные скважины переводят под закачку вытесняющего агента. Закачиваемая жидкость, отражаясь от непроницаемого барьера (зона выклинивания) двигается равномерным фронтом, близким по форме к прямолинейному виду к горизонтальным добывающим скважинам. Размещение нагнетательных скважин около зон выклинивания исключает оттоки за пределы залежи химических реагентов и вытесняющей жидкости. Последняя двигается перпендикулярно равномерным фронтом к забоям горизонтальных добывающих скважин. Это приводит к выравниванию времени подхода фронта воды во всех направлениях. То есть происходит одновременный подход вытесняющей жидкости к горизонтальному стволу скважин во всех точках. Благодаря этому исключается преждевременное обводнение части вскрытого интервала в высокопроводимых зонах до выработки запасов нефти. Происходит равномерное вытеснение с максимальным охватом, снижается объем попутно добываемой вытесняющей жидкости и, как следствие, повышается нефтеизвлечение.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление способа рассмотрим на примере разработки участка залежи (см. фиг.). Участок имеет размеры 2500х2000 м, с одной стороны границей залежи служит водонефтяной контур, с другой линии выклинивания коллектора. Со стороны выклинивания коллекторские характеристики ухудшаются (проницаемость 0,100 0,150 мкм², пористость 15-20%), увеличивается карбонатность до 10% В среднем по участку проницаемость 0,400 мкм², пористость 20% Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2 до 10 м к купольной части структуры.

По результатам исследований скважин поисково-разведочного бурения на участке пробурили первоначальные вертикальные скважины (скв. 1-6) по сетке 1200х1200 с. Определили в этих скважинах толщины, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, глинистость и карбонатность пластов. Исследовали физико-химические свойства нефтей. Построили литологические карты пластов и подсчитали их запасы. Определили положение зон выклинивания коллекторов непроницаемыми породами, содержание в этих породах карбонатов. В рассмотренном примере линия зоны выклинивания проходит по скв. 2-1-3. Приступили к осуществлению предлагаемого способа. Пробурили и пустили под нагнетание скважины, расположенные вблизи линии выклинивания коллектора. Добывающие скважины, размещенные в этой зоне, пробурили с горизонтальными стволами в продуктивной части залежи (1, 2 и более рядов скважин). После закачки 60 тыс. м³ воды в нагнетательные скважины, что привело к повышению пластового давления с 11,0 МПа до 12,0 МПа, закачали 7,2 тыс м³ 24%-ной соляной кислоты. Приемистость скважин при этом увеличилась с 30 м³/сут до 150 м³/сут. Дебиты добывающих горизонтальных скважин выросли с 10 до 20 т/сут. Выросли дебиты добывающих скважин по всей залежи в среднем с 5 до 8 т/сут. За год добыли 23,46 тыс. т нефти дополнительно.

Целью изобретения является уменьшение материальных затрат на закачку вытесняющего агента и увеличение нефтеизвлечения. Нагнетательные скважины размещают вдоль линий выклинивания коллектора. В непосредственной близости от них и параллельно линиям выклинивания коллектора располагаются стволы добывающих скважин или ряды вертикальных добывающих скважин. В нагнетательные скважины реагент закачивают после повышения пластового давления в этих скважинах выше начального давления на 5-10%. 1 ил.

Способ разработки нефтяной залежи, имеющей зоны выклинивания коллектора, включающий системное размещение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, вскрытие продуктивного пласта горизонтальными и вертикальными стволами и закачку химических реагентов, отличающийся тем, что нагнетательные скважины размещают вдоль линии выклинивания коллектора, в непосредственной близости от которых и параллельно линиям выклинивания коллектора располагают горизонтальные стволы добывающих скважин или ряды вертикальных добывающих скважин, при этом закачку химических реагентов в нагнетательные скважины осуществляют после повышения пластового давления в этих скважинах выше начального значения на 5 10%