СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГЕОЛОГИЧЕСКИ НЕОДНОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ Советский патент 1995 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу разработки нефтяных (газовых) месторождений при закачке в продуктивные пласты вытесняющего агента с учетом наличия высокопродуктивных зон (ВПЗ) и низкопродуктивных зон (НПЗ).

В качестве вытесняющего агента применяют любое жидкое или газообразное вещество, могущее при создании перепада давления вытеснять нефть (газ) из порового пространства пласта коллектора или способствовать движению нефти (газа).

Известен способ разработки нефтяных месторождений, заключающийся в предварительном бурении скважин и получении информации о пласте, размещении нагнетательных и добывающих скважин по площади пласта, закачки в пласт вытесняющего агента и отбора нефти с помощью скважин.

Недостатком этого способа является то, что в нем закачку вытесняющего агента и отбор нефти не осуществляют с учетом естественного направления и объемных параметров потоков жидкости в пластах. В результате этого охват пластов процессом вытеснения не может быть достаточно полным, а следовательно, не достигается существенное увеличение нефтеотдачи пластов. Другой недостаток способа быстрая обводняемость добывающих скважин по высокопроницаемым пластам так как (по условиям выбора добывающих и нагнетательных скважин, пробуренных по равномерной сетке без учета геологического строения пластов) степень их связанности с нагнетательными скважинами наибольшая.

Известен способ разработки геологически неоднородных залежей нефти путем бурения добывающих и нагнетательных скважин, размещенных в высокопродуктивных и низкопродуктивных зонах, и закачки воды через нагнетательные скважины.

Недостатком способа является преждевременное обводнение добывающих скважин особенно в высокопродуктивных зонах.

Целью изобретения является предотвращение преждевременного обводнения добывающих скважин и увеличение нефтеотдачи пластов путем повышения охвата их процессом вытеснения.

Цель достигается тем, что в способе разработки геологически неоднородных залежей нефти путем бурения добывающих и нагнетательных скважин, размещенных в высокопродуктивных и низкопродуктивных зонах, и закачки воды через нагнетательные скважины, нагнетательные скважины размещают рядами в низкопродуктивных зонах на границе с высокопродуктивными зонами, причем закачку воды через нагнетательные скважины производят путем поэтапного включения и отключения ряда скважин одновременно с двух сторон от высокопродуктивной зоны.

На чертеже дана схема размещения нагнетательных и добывающих скважин (положение ВПЗ и НПЗ в районе VII и VIII разрезающих рядов ХIII горизонта месторождения).

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

После открытия залежи нефти (газа) производят ее разведку бурением разведочных I скважин, количество которых определяется формой и размерами самой залежи.

Выявляют геологическую неоднородность продуктивных пластов, наличие в пределах залежи высокопродуктивных зон, образующихся в результате слияния высокопроницаемых пластов в пачки большой толщины.

Для предварительного уточнения границ этих зон в процессе пробной эксплуатации разведочных скважин производят гидропрослушивание пластов и при необходимости бурение дополнительных разведочных или оценочных скважин.

После получения необходимой информации о коллекторских свойствах пластов и насыщающих их флюидов определяют и утверждают балансовые запасы нефти (газа) отдельно по пластам в пределах высокопродуктивных и низкопродуктивных зон и в целом для залежи.

Составляют технологическую схему разработки высокопродуктивных и низкопродуктивных зон.

Расположение нагнетательных 2 скважин для воздействия на высокопродуктивные зоны проектируют в непосредственной близости от границ ВПЗ, но за пределами этих зон, т.е. в низкопродуктивных зонах. В этом заключается новизна и отличие предлагаемого способа от известных способов воздействия на залежи углеводородов. Заводнение при указанном размещении нагнетательных скважин для воздействия на высокопродуктивные зоны залежи называется зональным. Высокопродуктивные зоны разбуривают, обустраивают и вводят в разработку самостоятельно и в первую очередь.

Бурение добывающих 3 скважин на высокопродуктивных зонах осуществляют по рациональной сетке расположения скважин, обоснованной в технологической схеме, производят его от центральных частей ВПЗ по направлению к границам между ВПЗ и НПЗ, выявленным до составления технологической схемы разработки.

Когда в процессе бурения скважин из категории добывающих окажутся за пределами ВПЗ, что определяется геофизическими исследованиями продуктивного разреза, их обустраивают и осваивают как нагнетательные. По данным бурения этих скважин уточняют границы ВПЗ и НПЗ. При необходимости между пробуренными нагнетательными скважинами проводят промежуточные скважины той же категории.

Бурение скважин ведут участками. Протяженность участка вдоль простирания ВПЗ определяют, например, в зависимости от количества нагнетательных 2 скважин по обе стороны от части ВПЗ, подсоединяемых к одному водораспределительному пункту (ВРП), связанному с кустовой насосной станцией (КНС).

Когда один участок ВПЗ со стороны контуров нефтеносности или с любой его стороны простирания обустроен и введен в разработку, продолжают разбуривать соседний участок ВПЗ по той же схеме и вводят его в разработку.

При вводе в разработку следующего участка выключают из работы нагнетательные 2 скважины первого участка. К добывающим 3 скважинам этого участка нефть (газ) притекает частично из второго участка, сопряженного с первым, выдавливаясь из него за счет образуемого перепада давления между участками нагнетательных скважин, а также вследствие перепада давлений пластового и забойных и в результате капиллярной пропитки в пластах самого участка.

С введением в разработку четвертого участка включают в работу его нагнетательные скважины, выключают нагнетательные скважины второго участка и включают скважины первого участка. Добывающие скважины на втором участке продолжают работать. Нефть к ним выдавливается с севера первого участка и юга третьего участка, а также притекает за счет перепада давлений, указанных выше.

Когда вступает в разработку пятый участок, останавливают нагнетательные скважины второго участка. При этом можно снова остановить нагнетательные скважины на первом участке в зависимости от состояния его разработки и величины пластовых давлений в зонах нагнетания первого участка.

Такую этапность включения и отключения нагнетательных скважин на участках с двух сторон продолжают до конца ВПЗ, на другой стороне залежи а затем осуществляют ее в обратном направлении.

Включение и выключение нагнетательных скважин на участках ВПЗ можно осуществлять с двух сторон от контуров нефтеносности (газоносности) или крайних участков (если ВПЗ находится внутри залежи) к середине полосы ВПЗ, а затем от середины обратно к контурам или краям полосы.

Возможен вариант разработки ВПЗ участками от середины к контурам, а затем от них к середине.

Можно осуществлять и такой вариант разработки ВПЗ: вначале вводят первый участок. Когда второй участок разбурен и обустроен, его вводят в эксплуатацию, а на первом участке нагнетательные скважины останавливают и готовят к разработке третий участок. После ввода в разработку нагнетательных скважин на третьем участке останавливают нагнетательные скважины на втором участке и снова вводят под закачку скважины на первом участке и т.д. т.е. нагнетательные скважины на участках работают при временном отключении их через один участок.

Такой способ можно сравнить с явлением бегущей волны, имеющей чередующиеся гребни и впадины. В нем также участки ВПЗ имеют чередование повышения и понижения давления на линиях нагнетания (чередование репрессий и депрессий).

Выключать одновременно нагнетательные скважины на трех и даже двух участках ВПЗ нерационально, так как это приводит к снижению добычи нефти.

Для конкретных случаев расположения ВПЗ в залежах нефти (газа) выбор оптимальных вариантов включения и выключения нагнетательных скважин для участков ВПЗ должен осуществляться и корректироваться после изучения задачи с использованием аналоговых или цифровых ЭВМ.

Если ВПЗ образованы слиянием двух или трех пачек пластов-коллекторов толщиной в несколько десятков метров, то нагнетательные 2 скважины, пробуренные за пределами ВПЗ, оборудуют и осваивают под закачку вытесняющего агента раздельно на каждую из этих пачек путем соответствующей перфорации пластов или использования оборудования для раздельно-совместной закачки (ОРЗ).

Такой же подход к проводке нагнетательных скважин должен быть и в том случае, если ВПЗ образована слиянием в одну пачку пластов, которые за ее пределами расчленяются на продуктивные пласты с различной пористостью и проницаемостью, обусловливающих разные коэффициенты вытеснения.

Так как закачку вытесняющего агента производят в нагнетательные скважины, расположенные в низкопродуктивных пластах, как правило, с низкой проницаемостью, то давление нагнетания должно быть высоким, но не выше давления гидроразрыва пласта, иначе происходит преждевременный прорыв закачиваемого агента по трещинам, образованным вследствие гидроразрыва, что вызывает ускоренное обводнение добывающих скважин, расположенных в ВПЗ.

Наряду с обустройством под разработку ВПЗ проектируют разработку НПЗ, учитывая при этом нагнетательные скважины, пробуренные для воздействия на ВПЗ.

Если залежи нефти насыщены растворенным парафином и температура пласта близка к температуре насыщения нефти парафином, то в нагнетательные скважины закачивают горячую воду с целью недопущения выпадения в пластах парафина.

При воздействии на ВПЗ используется принцип попеременного или поэтапного сжимания и разжимания с боков полос ВПЗ путем закачки воды или другого вытесняющего агента в нагнетательные скважины, располагаемые за пределами ВПЗ, но в непосредственной близости от их границ.

В периоды отключения нагнетательных скважин для участков ВПЗ достигают экономию энергетических затрат, связанных с расходованием вытесняющего агента и электроэнергии, уменьшением эксплуатационных затрат на обслуживание системы поддержания пластового давления (ППД). Эти же периоды используются для проведения различных исследовательских и ремонтных работ в скважинах.

Предполагаемые периодические отключения нагнетательных скважин не вызывают снижения добычи нефти в частях НПЗ, прилегающих к этим участкам так как можно подобрать для НПЗ такие системы заводнения, при которых также можно выключать и нагнетательные скважины.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа определяется на основании следующих данных. Начальные запасы нефти в высокопродуктивных зонах составляют около 50% от всех запасов в нем. Накопленная закачка воды равна на 01.01.83 132 млн.м³. Из высокопродуктивных зон этого горизонта на ту же дату всего отобрано 65% от всей добычи нефти. Предположим (это близко к истине), что в ВПЗ горизонта закачано тоже 65% от накопленного объема закачки. Это составит 132х0,65 85,8 млн.м³ воды.

Если отключение и включение нагнетательных скважин для ВПЗ по предлагаемому способу производить через один участок, то с начала разработки ХIII горизонта до 01.01.83 при зональном заводнении потребовалось бы закачать 85,8 х 0,5 47,9 млн.м³ воды.

Если отключение и включение нагнетательных скважин для ВПЗ осуществлять с периодичностью через два участка, то накопленная закачка горячей воды на 01.01.83 была бы равна 85,8х0,3 25,74 млн.м³.

Рассчитанный эффект является минимальным. Он значительно возрастает, если учесть уменьшение обводненности добываемой продукции из ВПЗ, увеличение периода безводной эксплуатации скважин и текущей добычи нефти, а также повышение конечной нефтеотдачи пластов.

Реализация предложенного способа обуславливает применение интенсивного способа воздействия не только на высокопродуктивные но и на низкопродуктивные зоны залежи путем внедрения для последних площадного заводнения при высоких давлениях нагнетания (вплоть до горного). При этом нагнетательные скважины для зонального заводнения будут работать как для ВПЗ, так и для НПЗ, что приведет к дополнительному экономическому эффекту.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГЕОЛОГИЧЕСКИ НЕОДНОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ путем бурения добывающих и нагнетательных скважин, размещенных в высокопродуктивных и низкопродуктивных зонах, и закачки воды через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что с целью предотвращения преждевременного обводнения добывающих скважин и увеличения нефтеотдачи пластов путем повышения охвата их процессов вытеснения, нагнетательные скважины размещают рядами в низкопродуктивных зонах на границе с высокопродуктивными зонами. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку воды через нагнетательные скважины производят путем поэтапного включения и отключения ряда скважин одновременно с двух сторон от высокопродуктивной зоны.