СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗОНАЛЬНО НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть применено на залежах, представленных зонально неоднородными пластами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому месторождение разбуривают сеткой скважин, производят закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и осуществляют отбор нефти через добывающие скважины [1].

Недостатком этого способа является то, что в условиях неоднородной залежи закачиваемые флюиды фильтруются только по высокопроницаемой зоне пласта, а малопроницаемые зоны пласта из-за их закупорки мелкодисперсными твердыми частицами, образуемыми в результате дробления зерен породы пласта, остаются неохваченными разработкой.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ, согласно которому неоднородное месторождение разбуривают сеткой добывающих и нагнетательных скважин; вводят дополнительные нагнетательные скважины; производят изменение направлений фильтрационных потоков в пласте путем изменения режима работы добывающих и нагнетательных скважин [2].

Существенным недостатком этого способа является то, что приемистость скважин, введенных в малопроницаемых зонах пласта, затухает из-за блокирования ее твердыми частицами, и указанная зона остается неохваченной воздействием. Закачка вытесняющего агента в низкопроницаемый пласт создает в ней условия (закупорка пласта), не позволяющие охватить ее полностью закачиваемым реагентом.

Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет повышения охвата воздействием малопроницаемых зон пласта.

Указанная цель достигается предлагаемым способом, включающим разбуривание сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин, изменение направлений фильтрационных потоков в пласте путем изменения режима работы добывающих и нагнетательных скважин.

Новым является то, что дополнительные нагнетательные скважины вводят в малопроницаемых зонах пласта с проницаемостью выше, чем в среднем по малопроницаемым зонам пласта, давление закачки в этих скважинах поддерживают на уровне давления раскрытия вертикальных трещин, при этом в цикле закачки вытесняющего агента при этих давлениях добывающие скважины, находящиеся в малопроницаемых зонах пласта, останавливают.

На фиг. 1 представлена схема зонально неоднородной залежи (эксплуатация заблокированной малопроницаемой зоны пласта); на фиг. 2 - схема той же залежи (ввод дополнительной нагнетательной скважины); на фиг. 3 - схема той же залежи (нагнетание вытесняющего агента в дополнительную нагнетательную скважину и отбор продукции, операция очистки заблокированной зоны пласта); на фиг. 4 - схема той же залежи (эксплуатация малопроницаемой зоны пласта).

На фиг. 1-4 изображены: 1, 3, 5 - добывающие скважины, 2, 4 - соответственно основная и дополнительная нагнетательные скважины.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Месторождение, представленное зонально неоднородным пластом, разбуривают проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин и осуществляют его обустройство. Производят отбор продукции из добывающих скважин. В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов и производят замеры дебитов скважин. Строят карты разработки и геологические профили между скважинами. Определяют высоко- и низкопроницаемые зоны пластов. Отбирают пробы со скважин. Исследуют фракционный состав выносимых частиц.

Предлагаемый способ рассмотрим на примере залежи нефти, включающей одну нагнетательную и четыре добывающих скважины. Скважины вскрыли пласт, различающийся проницаемостью по площади (см. фиг. 1). Скважины, находящиеся в малопроницаемой зоне пласта, имеют небольшой дебит и после отбора одного процента от балансовых запасов из-за закупорки дебиты снизились до предельно-рентабельных величин. В соответствии с запроектированной системой разработки в залежь планируется производить закачку вытесняющего агента - воду.

По результатам исследования скважин приступают к использованию предлагаемого способа.

В малопроницаемой зоне пласта вводят дополнительную скважину 4, имеющую величину проницаемости большую, чем в других скважинах (фиг. 2). Эта скважина может быть специально пробуренной, возвращенной с других горизонтов и др. Производят обустройство с оборудованием, позволяющим производить закачку вытесняющего агента при давлении раскрытии вертикальных трещин. Выбор ввода дополнительной нагнетательной скважины в зоне повышенной проницаемости обуславливается необходимостью обеспечения приемистости малопроницаемого пласта и возможности обеспечения меньших давлений закачки для раскрытия трещин. Известно, чем меньше проницаемость пласта, тем быстрее происходит закупорка пласта и потеря приемистости скважин. В более проницаемых пластах трещины раскрываются при меньших давлениях закачки.

При закачке агента фильтрационный поток формируется в зависимости от коллекторской характеристики пластов и работы добывающих скважин. При остановке работы добывающих скважин N 1 и N 3 в малопроницаемой зоне пласта и закачке вытесняющего агента в высокопроницаемую зону пласта скалывающиеся твердые частицы направляются по высокопроницаемой зоне пласта к скважине с большим дебитом и выносятся на поверхность (фиг. 3). Происходит очистка закупоренных зон пласта.

При незначительных дебитах скважины в малопроницаемых зонах могут не останавливаться. Раскрытость и регулируемость просветности вертикальных трещин за счет давления закачки позволяет выносить твердые частицы различной фракции. После нагнетания расчетного объема вытесняющего агента скважины, находящиеся в малопроницаемой зоне пласта, вводятся в эксплуатацию (фиг. 4). В зависимости от степени закупоренности пласта, которая определяется по работе добывающих скважин, пласт периодически очищается.

Пример. Зонально неоднородный участок залежи нефти (фиг. 1) разбурен пятью скважинами: одной нагнетательной и четырьмя добывающими. Расстояние между скважинами 400 м.

Скважины вскрыли нефтенасыщенный пласт со средней проницаемостью соответственно высокопроницаемого - 0,750 мкм², малопроницаемого - 0,200 мкм². В высокопроницаемом пласте по скважине N 2 проницаемость составляет 0,500 мкм², N 5 - 1,000 мкм². Проницаемость малопроницаемого пласта по скважинам также изменяется и составляет соответственно в скважине N 1 0,100; N 3 0,200 мкм² и N 4 0,300 мкм² и N 4 0,300 мкм². Из приведенных данных видно, что залежь является зонально неоднородной. Балансовые запасы залежи составляют 800 тыс. т, в т.ч. в малопроницаемой зоне пласта 160 тыс.т. После разбуривания участка скважины вступили в эксплуатацию со средним дебитом по малопроницаемому пласту 5 т/сут.

После отбора 1,6 тыс. т нефти дебиты скважин 1, 3, 4 снизились до 0,5 т/сут. Приемистость нагнетательной скважины N 2 уменьшилось со 150 м³/сут в начальной стадии эксплуатации участка до 135 м³/сут. Анализ отобранных проб продукции скважин показал, что в них присутствуют твердые частицы размером, соизмеримым с просветностью малопродуктивных пластов и более.

На основании проведенных исследований в малопроницаемой зоне пласта была введена под закачку дополнительная нагнетательная скважина N 4, имеющая большую проницаемость 0,300 мкм² (фиг. 2). Установленное насосное оборудование позволяет создать на забое нагнетательной скважины давление 60% горного давления, при котором происходит раскрытие вертикальных трещин.

Закачка воды в скважины N 2 и N 4 в объеме 100% от отбора жидкости в пластовых условиях производилась в течение 4 месяцев, что позволило восстановить приемистость нагнетательной скважины N 2 до первоначальной и повысить дебиты скважин, находящихся в малопродуктивной зоне пласта до 10 т/сут.

Как показала дальнейшая эксплуатация участка, периодическая очистка заблокированного пласта позволила охватить воздействием малопроницаемую зону зонально неоднородной залежи. Коэффициент нефтеизвлечения малопроницаемой зоны пласта составил 41%.

Дополнительная добыча нефти за весь период эксплуатации участка составила 64 тыс.т (табл.)п

По способу разработки месторождение разбуривают сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Вводят дополнительные нагнетательные скважины. Их вводят в малопроницаемых зонах пласта с проницаемостью выше, чем в среднем по малопроницаемым зонам пласта. Давление закачки в этих скважинах поддерживают на уровне давления раскрытия вертикальных трещин. В цикле закачки вытесняющего агента при этих давлениях добывающие скважины в малопроницаемых зонах пласта останавливают. Режимом работы добывающих и нагнетательных скважин изменяют направление фильтрационных потоков в пласте. Это позволяет повысить нефтеизвлечение за счет повышения охвата воздействием на малопроницаемые зоны пласта. 4 ил., 1 табл.

\ \ \1 Способ разработки зонально неоднородного нефтяного месторождения, включающий разбуривание сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин, изменение направлений фильтрационных потоков в пласте путем изменения режима работы добывающих и нагнетательных скважин, отличающийся тем, что дополнительные нагнетательные скважины вводят на участках в малопроницаемом коллекторе с проницаемостью выше, чем в среднем по малопроницаемому коллектору, давление закачки в этих скважинах поддерживают на уровне давления раскрытия трещин, при этом в цикле закачки вытесняющего агента при этих давлениях добывающие скважины, находящиеся в малопроницаемых коллекторах, останавливают.