Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью Российский патент 2024 года по МПК E21B43/14 E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи, расположенной под газовой залежью.

Известен способ разработки участка нефтяной залежи (патент RU № 2807319, МПК Е21В 43/20, опубл. 14.11.2023 г., Бюл. № 32), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. Заводнение продуктивного пласта на участке залежи осуществляют внутрискважинной перекачкой пластовой воды в нагнетательных скважинах из нижележащего водоносного пласта-донора в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с давлением на 15% выше начального пластового давления и не превышающим порог образования трещин автогидроразрыва пласта, причем объем пластовой воды для перекачки составляет 1,1 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, а цикл перекачки пластовой воды в нагнетательных скважинах составляет 25 календарных дней, при этом в течение следующих 3 суток нагнетательные скважины находятся в простое, затем на участке определяют высокодебитную скважину и за сутки до остановки нагнетательных скважин останавливают ее на 5 суток для перераспределения закачиваемой пластовой воды в близлежащие добывающие скважины участка с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Известен способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах (патент RU № 2515741, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.05.2014 г., Бюл. № 14), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. Заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.

Недостатками данных способов являются невысокий коэффициент вытеснения нефти, возможность прорыва газа в нефтенасыщенную часть залежи, неравномерная выработка запасов нефти.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение коэффициента вытеснения нефти за счет использования собственной пластовой воды, исключение прорыва газа в нефтенасыщенную часть залежи, увеличение выработки запасов нефти.

Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью, включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов, вскрытие горизонтальными добывающими скважинами продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины.

Новым является то, что нагнетательные скважины бурят вдоль контура нефтеносности залежи, а стволы горизонтальных добывающих скважин длиной 300 м размещают на расстоянии 200-250 м от нагнетательных скважин поперек фронта вытеснения, при этом закачку в продуктивный пласт на залежи ведут с самого начала разработки залежи за счет внутрискважинной перекачки из водоносного пласта в нагнетательной скважине с объемом закачки пластовой воды равным 1,1–1,3 объема добываемой продукции из горизонтальных добывающих скважин и сохраняя пластовое давление в добывающей горизонтальной скважине на уровне начального для исключения прорыва газа в нефтенасыщенную часть из газовой шапки.

Способ реализуют в следующей последовательности.

Нагнетательные скважины бурят вдоль контура нефтеносности залежи, а стволы горизонтальных добывающих скважин длиной 300 м размещают на расстоянии 200-250 м от нагнетательных скважин поперек фронта вытеснения. Осуществляют отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины.

Заводнение продуктивного пласта на участке залежи осуществляют внутрискважинной перекачкой пластовой воды в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт. При этом закачку в продуктивный пласт на залежи ведут с самого начала разработки залежи за счет внутрискважинной перекачки из водоносного пласта в нагнетательной скважине с объемом закачки пластовой воды равным 1,1–1,3 объема добываемой продукции из горизонтальных добывающих скважин и сохраняя пластовое давление в добывающей горизонтальной скважине на уровне начального для исключения прорыва газа в нефтенасыщенную часть из газовой шапки.

Пример конкретного выполнения способа

Разбуривают газонефтяную многопластовую залежь горизонтальными добывающими скважинами по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Нагнетательные скважины бурят вдоль контура нефтеносности залежи, спускают оборудование для внутрискважинной перекачки. Горизонтальные скважины длиной ствола 300 м бурят поперек фронта вытеснения на расстоянии 220 м от нагнетательных скважин.

Для контроля за истощением водоносного пласта в нагнетательных скважинах устанавливают глубинные манометры «МИГ». По результатам исследования керна и геофизических исследований скважин получили следующие значения: пористость 13%, проницаемость 139 мД, нефтенасыщенность 76%, средняя нефтенасыщенная толщина 1,8 м, начальное пластовое давление 9,8 МПа.

Проводят гидродинамические исследования, замеры текущего пластового давления продуктивного пласта, геолого-гидродинамическое моделирование.

Вводят горизонтальные добывающие скважины в работу с дебитом жидкости 89 м³/сут и одновременно нагнетательные скважины с оборудованием для внутрискважинной перекачки (ВСП), отбирают воду с водоносного пласта и закачивают в нефтеносную залежь с объемом 1,2 от объема добываемой жидкости, что составит 106,8 м³/сут. Пластовое давление держат на уровне начального значения 9,7 МПа.

Благодаря использованию предлагаемого способа повышается коэффициент вытеснения нефти за счет использования собственной пластовой воды, не происходит прорыв газа в нефтенасыщенную часть залежи, увеличивается выработка запасов нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью, включает вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов, вскрытие горизонтальными добывающими скважинами продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. Нагнетательные скважины бурят вдоль контура нефтеносности залежи. Стволы горизонтальных добывающих скважин длиной 300 м размещают на расстоянии 200-250 м от нагнетательных скважин поперек фронта вытеснения. При этом закачку в продуктивный пласт на залежи ведут с самого начала разработки залежи за счет внутрискважинной перекачки из водоносных пластов в нагнетательных скважинах с объемом закачки пластовой воды, равным 1,1-1,3 объема добываемой продукции из горизонтальных добывающих скважин, и сохраняя пластовое давление в добывающей горизонтальной скважине на уровне начального для исключения прорыва газа в нефтенасыщенную часть из газовой шапки. Обеспечивается повышение коэффициента вытеснения нефти и увеличение выработки запасов нефти, а также исключение прорыва газа в нефтенасыщенную часть залежи.

Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью, включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов, вскрытие горизонтальными добывающими скважинами продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины, отличающийся тем, что нагнетательные скважины бурят вдоль контура нефтеносности залежи, стволы горизонтальных добывающих скважин длиной 300 м размещают на расстоянии 200-250 м от нагнетательных скважин поперек фронта вытеснения, при этом закачку в продуктивный пласт на залежи ведут с самого начала разработки залежи за счет внутрискважинной перекачки из водоносных пластов в нагнетательных скважинах с объемом закачки пластовой воды, равным 1,1-1,3 объема добываемой продукции из горизонтальных добывающих скважин, и сохраняя пластовое давление в добывающей горизонтальной скважине на уровне начального для исключения прорыва газа в нефтенасыщенную часть из газовой шапки.