СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды в продуктивный пласт посредством нагнетательных скважин. Может быть использовано в линейных, блочно-замкнутых и площадных системах.

Известен способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой и ухудшающейся проницаемостью к кровле, предусматривающий проведение геофизических исследований, выделение в разрезах скважин всех прослоев непроницаемых пород, построение карт распространения каждого из них, осуществление перфорации скважин, при этом в добывающих скважинах перфорацию производят выше начального положения водонефтяного контакта (ВНК), закачку воды через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие. В процессе разработки залежи осуществляют контроль за перемещением ВНК и по достижении проектной степени выработки запасов в заводняемой части пласта проводят изоляционные работы в добывающих скважинах [1].

К недостаткам способа относятся:

- ограниченность способа областью использования месторождений с подошвенной водой;

способ не предусматривает мероприятий, обеспечивающих преждевременный прорыв закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам, которые могут быть расположены как в верхней части пласта, так и в средней или нижней, что влечет к непредсказуемости характера заводнения продуктивной толщины пласта (неравномерность охвата пласта заводнением), в результате чего в заводненной части пласта образуются целики нефти (застойные зоны).

Это приводит к снижению безводного периода добычи нефти, величин текущего и предельного коэффициентов извлечения нефти в связи с тем, что нефть в локальных купольных поднятиях не может быть извлечена иначе, как бурением дополнительных добывающих скважин.

Известен способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, разработку залежи в два этапа, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор флюидов через добывающие, при этом на первом этапе производят вскрытие прикровельной части продуктивного пласта интервалом перфорации, равным половине толщины пласта, на втором этапе при достижении подошвенными водами добывающих скважин в них производят вскрытие пласта на полную толщину [2].

К недостаткам способа относятся:

- ограниченность использования способа для разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой;

- проведение на первом этапе разработки залежи с подошвенной водой перфорации в добывающих скважинах в кровельной части пласта в интервале 0,5 h, где h - нефтенасыщенная толщина пласта, способствует образованию застойных зон в заводненной части пласта, что снижает текущий коэффициент извлечения нефти и эффективность способа разработки;

- незначительный по времени безводный период, обусловленный прорывом закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам, а последующее на втором этапе вскрытие пласта на полную толщину приводит к возрастанию темпа обводненности продукции скважин и тем самым снижает текущий и конечный коэффициенты извлечения нефти и снижает эффективность разработки.

Задачей изобретения является расширение области использования способа для разработки как чисто нефтяных месторождений, так и месторождений с подошвенной водой с использованием линейных, блочно-замкнутых и площадных систем, увеличение безводного периода добычи нефти, повышение текущего коэффициента извлечения нефти.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, осуществление в два этапа перфорации продуктивного пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению в соответствии с сеткой размещения добывающих скважин определяют положение забоев добывающих скважин в зоне локального купольного поднятия или в зоне локальной впадины, причем на первом этапе при попадании забоя добывающей скважины в зону локальной впадины производят перфорацию добывающей скважины в интервале подошвенной части продуктивного пласта, а при попадании забоя добывающей скважины в зону локального купольного поднятия производят перфорацию добывающей скважины во всем интервале толщины продуктивного пласта, на втором этапе производят перфорацию кровельной части продуктивного пласта в добывающих скважинах, расположенных в зоне локальной впадины, при достижении их обводненности до 50% и выше, при этом в добывающих скважинах, расположенных в зоне локального купольного поднятия, производят изоляцию подошвенной части продуктивного пласта.

Сущность способа состоит в том, что выбор интервалов перфорации в добывающих скважинах при формировании системы заводнения осуществляют в зависимости от положения забоев добывающих скважин на структуре так, чтобы направление фильтрационных потоков закачиваемой воды и отбираемой нефти к забоям добывающих скважин способствовало оптимизации воздействия гравитационной составляющей на фронт закачиваемой воды в направлении фильтрации. Это достигается ускоренным заполнением локальной впадины закачиваемой водой и интенсификацией извлечения нефти добывающими скважинами в зоне купольного поднятия.

При совместной фильтрации нефти и закачиваемой воды последняя движется не только в направлении фильтрации от нагнетательной скважины к добывающей, но и под действием силы тяжести опускается вниз. Фронт вытеснения закачиваемой воды однороден и имеет склонность опережающего продвижения к подошвенной части пласта, что соответствует реально наблюдаемым фактам опережающего заводнения подошвенной части добывающих скважин [3]. Указанная особенность фильтрации закачиваемой воды способствует созданию застойных зон в процессе вытеснения нефти водой. Из этого следует, что закачиваемую воду необходимо подтягивать от подошвы добывающей скважины к ее кровельной части путем направленного изменения фильтрующего потока, что достигается соответствующим выбором интервала перфорации добывающей скважины.

Вместе с тем размещение скважин производят на структурной карте пласта, представляющей собой залежи платформенного типа, либо контактные залежи с подошвенной водой, либо сочетание локальных купольных поднятий и локальных впадин, которые налагают дополнительные условия на процесс фильтрации несмешивающихся жидкостей различной плотности.

На чертеже показан продуктивный пласт 1, представленный чередованием зон локального купольного поднятия 2 и локальной впадины 3 с размещенными добывающими скважинами 4 и нагнетательными скважинами 5, интервалами перфорации в скважинах, изоляцией интервалов, действующими в процессе фильтрации силами: гидродинамическая сила F в направлении фильтрации от нагнетательной скважины к добывающей и направленная вниз, гравитационная сила G. Закачиваемая вода от забоя нагнетательной скважины 5 и отбираемая пластовая нефть под действием результирующих сил F и G фильтруются в пространстве продуктивного пласта 1 как две несмешивающиеся жидкости к забоям добывающих скважин 4. При этом из-за разности плотностей фильтрующихся фаз закачиваемая вода под действием гравитационной силы G опускается вниз по разрезу продуктивного пласта, способствуя расслоению фаз по разрезу, в силу чего обводнение добывающих скважин идет снизу. В этой связи закачиваемую воду следует подтягивать к кровле продуктивного пласта по мере ее фильтрации. Это достигается изменением направления фильтрационных потоков путем выбора интервалов перфорации добывающих скважин с учетом их расположения на отметках глубины забоев, что соответствует положению добывающей скважины в зоне локального купольного поднятия или локальной впадины. Кроме того, в результате действия сил F и G вблизи забоев добывающих скважин образуются застойные зоны вследствие того, что их результирующая сила фильтрации направлена к подошве пласта.

Способ реализуют следующим образом. В соответствии с сеткой размещения добывающих и нагнетательных скважин определяют положение забоев добывающих скважин в зоне локального купольного поднятия или в зоне локальной впадины. Затем на первом этапе производят перфорацию добывающих скважин 4, расположенных в зоне локальных впадин 3, в подошвенной части пласта, а перфорацию добывающих скважин 4 в зоне локального купольного поднятия 2 производят по всей толщине пласта. В этом случае вырабатывается застойная зона добывающей скважины в зоне локальной впадины, ее подошвенная часть и частично застойная зона вблизи нагнетательной скважины.

Таким образом, первый этап способа способствует подтягиванию закачиваемой воды к подошве добывающих скважин, расположенных в зоне локальной впадины, и тем самым оказывает дополнительное вытесняющее воздействие путем предотвращения образования застойной зоны, а фильтрация закачиваемой воды к добывающим скважинам в зоне купольного поднятия затормаживается и тем самым создает условия для выравнивания фронта вытеснения закачиваемой воды в подошвенной части добывающей скважины локального купольного поднятия.

На втором этапе при достижении обводненности продукции 50% и более в добывающих скважинах, расположенных в зоне локальной впадины, производят перфорацию кровельной части продуктивного пласта, т.е. проводят полное вскрытие (дострел) продуктивной толщины пласта, а в добывающих скважинах в зоне локального купольного поднятия изолируют подошвенную часть пласта известным способом.

На этом этапе перфорация по всей толщине пласта добывающей скважины в зоне локальной впадины и изоляция подошвенной части добывающей скважины в зоне локального купольного поднятия создают дополнительные условия для подтягивания закачиваемой воды вверх, выравнивая фронт вытеснения закачиваемой воды в целом по разрезу пласта в области заводнения.

Перфорацию нагнетательных скважин осуществляют в соответствии с решениями проектного документа при формировании системы заводнения.

Для выработки застойных зон нефтяных пластов платформенного типа этапы 1 и 2 чередуют через одну добывающую скважину. В контактных нефтяных залежах с подошвенной водой перед проведением этапов 1 и 2 осуществляют изоляцию подошвенной воды методом обратного конуса пластовой нефти. При использовании способа на месторождениях, находящихся на конечной стадии разработки, с целью увеличения коэффициента извлечения нефти этапы 1 и 2 реализуют в сочетании с изоляционными мероприятиями заводненных интервалов с использованием форсированного отбора жидкости.

Конкретный пример исполнения.

Способ реализован на Северо-Пямалияхском месторождении, расположенном в Пуровском районе ЯНАО Тюменской области. Месторождение характеризуется наличием локальных впадин, сосредоточенных к центру залежи и локальных купольных поднятий, расположенных в направлении к границам залежи. Промышленная нефтеносность связана с пластами EC110

и БС₁₁.

Разбуривание эксплуатационных объектов БС110

и БС₁₁ осуществлено по треугольным сеткам, смещенным относительно друг друга, с расстоянием между скважинами 500×500 м, бурение всех скважин производится со вскрытием пласта БС₁₁.

В соответствии с сеткой разбуривания на объектах разработки БС₁₁ и БС110

были выделены шесть скважин, в том числе четыре добывающие скважины №№ 533, 157, 514, 140, расположенные в зоне локального купольного поднятия с отметками глубины по кровле в пределах от 2672-2691 м, и две добывающие скважины №№ 522, 536, расположенные в зоне локальной впадины с отметками глубины по кровле в пределах от 2658-2662 м. Перфорация указанных четырех добывающих скважин произведена по всей продуктивной толщине пласта, а двух добывающих скважин, расположенных в зоне локальной впадины, перфорация произведена в подошвенной части пласта. Скважины введены в эксплуатацию. По достижению 50% обводненности в добывающих скважинах №№ 522, 536, расположенных в локальной впадине, произведен дострел (осуществлена перфорация кровельной части продуктивного пласта), а в добывающих скважинах №№ 533, 157, 514, 140 проведена изоляция в подошвенной части продуктивного пласта. Скважины эксплуатируют более двух лет. За это время период безводной эксплуатации по скважинам, расположенным в зоне локальных купольных поднятий, с учетом проведенной изоляции увеличился на 85-115 суток. По скважинам, расположенным в зоне локальной впадины, дополнительный безводный период составил в среднем 45 суток. При этом при проведении дострела по скважинам №№ 522, 536 отмечено снижение обводненности продукции с 60% до 15% с последующим нарастанием темпа обводненности не более 7% в год. За наблюдаемый период эксплуатации скважин дополнительная добыча нефти на одну скважину в среднем составила 3777 т, а дополнительная добыча в целом по шести скважинам составила 22663 т, что позволило увеличить текущий коэффициент извлечения нефти в сравнении со средним текущим коэффициентом извлечения нефти на 0,12%.

Эффект от применения предлагаемого способа достигается за счет увеличения безводного периода добычи нефти и повышения текущего коэффициента извлечения нефти.

Источники информации

1. А.с. СССР № 1719621, Е 21 В 43/20, 1992.

2. А.с. СССР № 1811244, Е 21 В 43/20, 1990 - прототип.

3. Мулявин С.Ф., Медведский Р.И. и др. Метод прогноза добычи нефти и воды с учетом их гравитационного разделения при движении по пласту. //Нефть и газ № 3, Тюмень, 1999, с. 30-36.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды в продуктивный пласт посредством нагнетательных скважин. Обеспечивает увеличение безводного периода добычи нефти и повышение текущего коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, осуществление перфорации продуктивного пласта в добывающих скважинах в два этапа, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению в соответствии с сеткой размещения добывающих скважин определяют положение забоев добывающих скважин в зоне локального купольного поднятия или в зоне локальной впадины. На первом этапе при попадании забоя добывающей скважины в зону локальной впадины производят перфорацию добывающей скважины в интервале подошвенной части продуктивного пласта. При попадании забоя добывающей скважины в зону локального купольного поднятия производят перфорацию добывающей скважины во всем интервале толщины продуктивного пласта. На втором этапе производят перфорацию кровельной части продуктивного пласта в добывающих скважинах, расположенных в зоне локальной впадины, при достижении их обводненности до 50% и выше. В добывающих скважинах, расположенных в зоне локального купольного поднятия, производят изоляцию подошвенной части продуктивного пласта. 1 ил.

Cпособ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, осуществление перфорации продуктивного пласта в добывающих скважинах в два этапа, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в соответствии с сеткой размещения добывающих скважин определяют положение забоев добывающих скважин в зоне локального купольного поднятия или в зоне локальной впадины, причем на первом этапе при попадании забоя добывающей скважины в зону локальной впадины производят перфорацию добывающей скважины в интервале подошвенной части продуктивного пласта, а при попадании забоя добывающей скважины в зону локального купольного поднятия производят перфорацию добывающей скважины во всем интервале толщины продуктивного пласта, на втором этапе производят перфорацию кровельной части продуктивного пласта в добывающих скважинах, расположенных в зоне локальной впадины, при достижении их обводненности до 50% и выше, при этом в добывающих скважинах, расположенных в зоне локального купольного поднятия, производят изоляцию подошвенной части продуктивного пласта.