СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2016 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременно-раздельной эксплуатации, а в нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки, выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для одновременно-раздельной закачки, а добычу через добывающие скважины - с использованием установок для одновременно-раздельной эксплуатации (патент РФ №2443855, кл. Е21В 43/20, 43/14, опубл. 27.02.2012 г.)

Недостатком известного способа является невозможность регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента в зависимости от проницаемости зон залежи, а также вследствие интенсивного отбора продукции из низкопроницаемых участков невозможность достигать высокого коэффициента извлечения нефти из залежи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, уплотнение сетки скважин не более 4 га/скв., закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, среднепроницаемые и высокопроницаемые, уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах, при этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3, после снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта, затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке (патент РФ №2517674, кл. Е21В 43/30, Е21В 43/26, Е21В 43/20, опубл. 27.05.2014 - прототип).

Недостатком прототипа является невысокая нефтеотдача залежи, вызванная уплотнением сетки добывающих скважин только в низкопроницаемой зоне.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем выделение на залежи участков с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, согласно изобретению выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью, вовлекают в разработку застойную часть залежи вдоль выделенной границы, для чего анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют объем рабочего агента, закачанного в каждую из нагнетательных скважин на текущий момент, исходя из отбора нефти добывающей скважиной на участке средней проницаемости, с учетом компенсации отбора закачкой рабочего агента определяют застойную часть залежи - зону неохваченных запасов нефти вблизи выделенной границы для уплотнения сетки скважин, а уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами, при этом при бурении дополнительной добывающей скважины отмечают факторы, приводящие к фонтанированию - пластовое давление и газовый фактор.

При наличии факторов, приводящих к фонтанированию, перфорацию дополнительной добывающей скважины проводят перфоратором на колонне насосно-компрессорных труб.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной нефтяной залежи часть запасов остается невыработанной вследствие отсутствия охвата воздействием частей залежи вблизи границы между зонами с различной проницаемостью. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается следующим образом.

При разработке неоднородной нефтяной залежи выделяют на залежи участки с различной проницаемостью, размещают на залежи на разных участках добывающие и нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. В ходе разработки выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами.

В случае наличия факторов, приводящих к фонтанированию, перфорацию дополнительной скважины проводят перфоратором на колонне насосно-компрессорных труб.

На фиг. 1 представлена схема участка залежи. На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - участок низкой проницаемости, 2 - участок средней проницаемости, 3 - граница между участками низкой и средней проницаемости, 4 и 5 - нагнетательные скважины на участке средней проницаемости, 6 - добывающая скважина на участке низкой проницаемости, 7 - добывающая скважина на участке средней проницаемости, 8 - дополнительная добывающая скважина на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами 4 и 5.

Граница между участками 3 является как бы стеной, за которую рабочий агент, закачиваемый через нагнетательные скважины 4 и 5, расположенные на участке средней проницаемости 2, или не поступает, или поступает в весьма малом объеме. Основной объем рабочего агента направляется от нагнетательных скважин 4 и 5 к добывающей скважине 7, расположенной на отдалении от границы между участками 3. Скважина 8 на участке низкой проницаемости практически не оказывает влияния на разработку участка средней проницаемости, а рабочий агент от нагнетательных скважин 4 и 5 не поступает или поступает весьма ограниченно к скважине 8. Часть залежи вдоль границы между участками 3, находящаяся между соседними нагнетательными скважинами 4 и 5, остается не охваченной воздействием, не вовлеченной в разработку. Появляется как бы застойная зона залежи. Представляет интерес вовлечь в разработку эту часть залежи. Для этого анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют, какой объем рабочего агента был закачан в каждую из нагнетательных скважин 4 и 5 на текущий момент. Исходя из отбора нефти добывающей скважиной 7 с учетом компенсации отбора закачкой определяют примерную зону неохваченных запасов. На участке средней проницаемости в интервале между нагнетательными скважинами 4 и 5 размещают дополнительную добывающую скважину 8 в зоне неохваченных запасов нефти и вблизи границы 3 между участками с низкой 1 и средней 2 проницаемостью. В случае наличия факторов, приводящих к фонтанированию, например при повышенном пластовом давлении, перфорацию проводят перфоратором, спускаемым в скважину на колонне насосно-компрессорных труб, что позволяет заглушить фонтанирующую скважину, а затем спустить глубинно-насосное оборудование и осуществить отбор нефти. Отбирают пластовую продукцию через дополнительную добывающую скважину 8, повышая нефтеотдачу залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают неоднородную нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1650 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 37°С, мощность пласта 2 м, средняя пористость 20%, средняя проницаемость 300 мД, нефтенасыщенность 80%, вязкость нефти 7 спз, плотность нефти 0,87 г/см³, коллектор терригенный глинистый.

На залежи выделяют участки с различной проницаемостью (фиг. 1).

На участке низкой проницаемости 1 проницаемость составляет 90-115 мД, пористость 18-18,8%, глинистость 2,5-3%, коллектор - глинистый песчаник.

На участке средней проницаемости 2 проницаемость составляет 230-265 мД, пористость 20-21,9%, глинистость 0,7-1,5%, коллектор - песчаник.

Обводненность добываемой продукции скважины 7 составляет 41%. Исходя из объема закачанного рабочего агента через нагнетательные скважины 4 и 5 предполагают, что не все запасы между скважинами 4 и 5 выработаны. Бурят дополнительную добывающую скважину 8 на участке средней проницаемости 2 вблизи границы 3 между участками с низкой 1 и средней 2 проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами 4 и 5. При бурении отмечают повышенное пластовое давление.

При вскрытии скважины 8 обнаружено, что пластовое давление в зоне скважины 8 повышенное. Перфорируют скважину 8 в интервале продуктивного пласта перфоратором, спущенным на колонне насосно-компрессорных труб. Скважина фонтанирует безводной нефтью, несмотря на то, что находится между двумя нагнетательными скважинами 4 и 5 с общей закачкой (204+235)=439 тыс. м³. Делают вывод, что наличие зон с различной проницаемостью приводит к различию в состоянии выработанности, в частности по обводненности, и, как следствие, к различию газового фактора продукции. Наличие высокого газового фактора в процессе перфорации может привести к неконтролируемому фонтанированию и, как следствие, к многим нежелательным последствиям, в частности проблемам, связанным с экологическими вопросами, а также технологическим - простою скважины из-за трудностей с глушением и невозможностью внедрения глубинно-насосного оборудования.

Расчет нефтеотдачи залежи с учетом работы добывающей скважины 8 показал, что нефтеотдача увеличивается на 2,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют выделение на залежи участков с различной проницаемостью. Выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью. Вовлекают в разработку застойную часть залежи вдоль выделенной границы. Для этого анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют объем рабочего агента, закачанного в каждую из нагнетательных скважин на текущий момент, исходя из отбора нефти добывающей скважиной на участке средней проницаемости. С учетом компенсации отбора закачкой рабочего агента определяют застойную часть залежи - зону неохваченных запасов нефти вблизи выделенной границы для уплотнения сетки скважин. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами. При бурении дополнительной добывающей скважины отмечают факторы, приводящие к фонтанированию, - пластовое давление и газовый фактор. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий выделение на залежи участков с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, отличающийся тем, что выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью, вовлекают в разработку застойную часть залежи вдоль выделенной границы, для чего анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют объем рабочего агента, закачанного в каждую из нагнетательных скважин на текущий момент, исходя из отбора нефти добывающей скважиной на участке средней проницаемости, с учетом компенсации отбора закачкой рабочего агента определяют застойную часть залежи - зону неохваченных запасов нефти вблизи выделенной границы для уплотнения сетки скважин, а уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами, при этом при бурении дополнительной добывающей скважины отмечают факторы, приводящие к фонтанированию, - пластовое давление и газовый фактор.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при наличии факторов, приводящих к фонтанированию, перфорацию дополнительной добывающей скважины проводят перфоратором на колонне насосно-компрессорных труб.