СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации залежей с подошвенной водой.

Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отборе продукции из добывающих скважин [1].

Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и большой отбор попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.

Известен способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта [2].

Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность. Объясняется это тем, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т.к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает фильтрационное сопротивление для воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водонефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой добывающей скважине, и периодический отбор нефти [3].

Недостатком способа является низкий темп отбора нефти из-за снижения эффективности способа со временем. Объясняется это тем, что работающая нефтенасыщенная толщина кровельной части пласта, отдающая нефть, становится незначительной из-за несовершенства вскрытия пласта, ориентированного на высокопроницаемый коллектор, и низких гипсометрических отметок пласта в скважинах.

В изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти за счет увеличения работающей нефтенасыщенной толщины, отдающей нефть.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи нефти с подошвенной водой, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин, и периодический отбор нефти, согласно изобретению под отбор нефти выбирают добывающие скважины, имеющие повышенные гипсометрические отметки пласта, при этом в этих скважинах вторично вскрывают в нефтяной среде кровельную часть продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны.

Признаками изобретения являются:
1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины,
2. отбор продукции через добывающие скважины;
3. создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта;
4. поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин;
5. выбор под отбор нефти добывающих скважин, имеющих повышенные гипсометрические отметки пласта,
6. вторичное вскрытие кровельной части продуктивного пласта в этих скважинах;
7. то же в нефтяной среде;
8. то же с образованием перфорационных отверстий глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны;
9. отбор нефти из этих скважин периодически.

Признаки 1-4, 9 являются общими с прототипом, признаки 5-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи на поздней стадии темп выработки запасов нефти становится весьма низким. В предложенном способе решается задача повышения темпов отбора нефти.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Участок залежи, имеющий обводненный пласт с остаточными запасами нефти, сосредоточенными в кровельной части структуры, эксплуатируют добывающими и нагнетательными скважинами. Эксплуатацию участка ведут при пластовом давлении, близком к первоначальному, т.е. равном гидродинамическому, механизированным способом со спуском глубинного насоса в приустьевую часть скважины.

В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин, определяют параметры пласта и насыщающих их флюидов. Замеряют пластовое давление. Отбирают пробы продукции скважин. Способ применим, когда удельный вес нефти меньше удельного веса подошвенной воды.

При отборе продукции с использованием сил тяжести подошвенная вода, вытеснив нефть до верхних перфорационных отверстий, препятствует поступлению нефти в скважину. Так как первоначальная перфорация была предназначена для высокопроницаемых коллекторов и имеет небольшую глубину с незначительной плотностью отверстий на погонный метр, а кровельная часть пласта, как правило, с ухудшенными коллекторскими свойствами остается несовершенной по степени вскрытия, то из-за больших фильтрационных сопротивлений призабойной зоны в купольной части пласта и малой работающей нефтенасыщенной части пласта нефть поступает в малых количествах и с незначительной скоростью в скважину. Скважина отбирает продукцию с малым темпом отбора. Процесс эксплуатации залежи становится малоэффективным при значительной остаточной нефтенасыщенной толщине пласта.

По результатам исследования скважин приступают к осуществлению способа.

Скважину останавливают и геолого-промысловыми видами исследования определяют остаточную нефтенасыщенную толщину пласта и степень совершенства вскрытия призабойной зоны скважины. Под отбор нефти выбирают скважины с повышенными гипсометрическими отметками, т. е. расположенные в возвышенных участках залежи. Строится структурная карта по кровле продуктивного горизонта. Выбор скважин с повышенными гипсометрическими отметками связан с тем, что нефть будет стремиться за счет сил гравитации занять верхнюю часть структуры залежи. В этих же скважинах производят дополнительную перфорацию кровельной части пласта. Для этого в скважину спускают перфоратор. Предварительно подземное оборудование (насос) для добычи демонтируют из скважины, со ствола скважины удаляют задавочную жидкость и заполняют нефтью этой же залежи. Выбор вида перфоратора зависит от конструкции скважин, нефтенасыщенной толщины и коллекторской характеристики кровельной части пласта. При незначительной нефтенасыщенной толщине и слабом цементном камне за колонной дополнительную перфорацию производят сверлящими перфораторами. При значительной толщине колонн и низких коллекторских характеристиках пласта углубленное вторичное вскрытие производят кумулятивными перфораторами. Мощность зарядов выбирают таким образом, чтобы глубина отверстий превышала толщину закольматированной зоны. Как правило, это отверстия глубиной 500 - 850 мм. Так как колонна заполнена нефтью, то снижения фазовой проницаемости по нефти скважины не происходит. Скважину пускают под эксплуатацию с отбором нефти с приустьевой зоны. Если скважина переливает, то ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. При низком статическом уровне увеличивают объемы закачки. Если имеется связь с законтурной областью и энергетическая характеристика пласта позволяет удерживать статический уровень в приустьевой части скважины, то в регулировании объемами закачки нет необходимости. Скважина с низкой гипсометрической отметкой, малой нефтенасыщенной толщиной может быть переведена под закачку воды и остаточная нефть из зоны этой скважины должна быть вытеснена в зоны скважин с повышенными гипсометрическими отметками.

Установив статический уровень в приустьевой зоне скважины, ее останавливают на гравитационное перераспределение фаз в системе скважина - пласт.

Из-за большего удельного веса подошвенная вода, находящаяся в стволе скважины и в конусе, будет стремиться занять нижнюю часть, а нефть - "всплыть" и продвинуться к зоне отбора. Сток воды в подошвенную часть пласта создает силу, которая выдавливает нефть в скважину.

Имея меньший удельный вес, нефть в скважине также за счет сил гравитации всплывает и занимает ее верхнюю часть, т.е. приустьевую. Установление статического уровня в непосредственной близости у устья связано с большей потенциальной энергией для гравитационного разделения нефти и воды. Использование ствола скважины от самого устья как резервуара для отстоя и накопления нефти позволяет отбирать безводную нефть с малыми энергетическими затратами на ее откачку и использовать неметаллоемкое оборудование для добычи.

Так как под отбор нефти выбраны скважины с повышенными гипсометрическими отметками, куда стремится нефть с залежи, и произведена углубленная перфорация, позволяющая увеличить вскрытую нефтенасыщенную толщину и снизить фильтрационное сопротивление призабойной зоны, то дебит скважины возрастает. Время, необходимое на накопление нефти, снижается и зависит от коллекторских и физико-химических свойств пласта и нефтей, соотношения удельных весов нефти и воды. Конкретная величина времени накопления нефти определяется в промысловых условиях. Скважину оборудуют датчиком по замеру водонефтяного раздела в скважине. После того, как водонефтяной раздел в скважине достигнет определенного уровня, производят откачку нефти до появления воды. Подошвенная вода поступает в кровельную часть пласта до верхних перфорационных отверстий и вытесняет нефть в добывающую скважину. Охват пласта заводнением возрастает с повышением темпов отбора нефти.

Пример конкретного выполнения.

Участок залежи нефти с подошвенной водой эксплуатируют тремя добывающими скважинами. Отбор продукции ведут с карбонатного пласта с общей толщиной 45 м, в т.ч. нефтенасыщенной 15 м, водонасыщенной 30 м. По данным исследования скважин было выявлено, что нефтяная залежь приурочена к антиклинали с отметками кровли пластов в скважине N 1 - 900 м, N 2 - 950 м, N 3 - 900 м. Залежь имеет активную водоносную область, поэтому ее разрабатывают на естественном водонапорном режиме. В процессе бурения скважин отбирают керн. По результатам исследования керна определяют параметры пласта, по которым производят подсчет запасов нефти. В районе этих скважин сосредоточено 640 тыс. т. балансовых запасов. Производят отбор нефти. Нефть имеет низкое газосодержание. Удельный вес нефти равен 850 кг/м³.

Залежь разрабатывают без поддержания пластового давления механизированным способом. Статический уровень находится на уровне 80-100 м от устья скважины. Результаты исследования скважин показывают, что остаточные запасы приурочены к кровельной части пласта и большая часть их связана с малоамплитудными поднятиями структуры. Исследование локатором муфт показывает, что нефтенасыщенная толщина, не вскрытая перфорацией в скважине N 1, составляет 4 м, N 2 - 0,5 м и N 3 - 5 м. Проницаемость кровельной части пласта в 2 раза ниже подошвенной.

Для подключения в активную разработку кровельной части пласта с использованием сил гравитации в системе скважина - пласт скважину останавливают. Насосное оборудование поднимают на поверхность. Пласт задавливают закачкой в него нефти. Спускают перфоратор ПК-105 и производят прострел кровельной части пласта с плотностью 30 отверстий на один погонный метр. Мощность зарядов позволила сделать отверстия глубиной 500 - 850 мм. Скважины N 1 и N 3 пускают под отбор нефти, а скважину N 2 - под закачку. Скважины N 1 и N 2 оборудуют контроллером по определению скорости гравитационного перераспределения нефти и воды и накопления ее в скважине. Производят замеры по отбивке раздела нефть - вода. За двадцать суток в скважине N 1 установился столб нефти высотой 250 м, N 3 - 300 м, что в три раза быстрее до проведения мероприятий. По результатам исследования определяют глубину спуска насоса и устанавливают программу работы скважины для откачки безводной нефти. В скважину спускают насос выше водонефтяного раздела. Производят отбор нефти. Годовой отбор нефти увеличился со 125 т. до 3000 т. Темп отбора нефти возрос с 0,05 до 0,88% от балансовых запасов.

Применение предложенного способа позволит повысить темп отбора нефти.

Источники информации
1. М. Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, - с. 85.

2. "Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России". Абдулмазитов Р.Г. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996, т. 1, с. 67.

3. Патент РФ N 2138625, кл. E 21 B 43/20, опублик. 27.09.99 г. в БИ N 27, 1999 г. - прототип.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации залежей с подошвенной водой. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти. Сущность изобретения: при разработке залежи нефти с подошвенной водой производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины и создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта. Давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. Под отбор нефти выбирают добывающие скважины, имеющие повышенные гипсометрические отметки пласта. Из стволов этих скважин удаляют задавочную жидкость. Заполняют их нефтью этой же залежи. Кровельную часть продуктивного пласта в этих скважинах вторично вскрывают в нефтяной среде скважин с образованием перфорационных отверстий глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны. Отбор нефти осуществляют периодически. При отборе нефти используют ствол скважины от устья как резервуар для отстоя и накопления нефти.

Способ разработки залежи нефти с подошвенной водой, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин, и периодический отбор нефти, отличающийся тем, что под отбор нефти выбирают добывающие скважины, имеющие повышенные гипсометрические отметки пласта, из стволов этих скважин удаляют задавочную жидкость, заполняют их нефтью этой же залежи и в нефтяной среде этих скважин вторично вскрывают кровельную часть продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны, при этом при отборе нефти используют ствол скважины от устья как резервуар для отстоя и накопления нефти.