RU2090742C1 - Способ разработки нефтяного пласта - Google Patents

Abstract

Способ разработки нефтяного пласта относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться при разработке обводненных залежей. Способ основан на использовании гравитационного разделения воды и нефти в потоке воды, циркулирующей в пласте. Нефть, вымытая водой из низкопроницаемых участков породы, поднимается вверх и накапливается в повышенных участках залежи. Сущность изобретения заключается в том, что нагнетание в пласт вытесняющего агента (воды) и форсированный отбор пластовой продукции производится в интервале, расположенном ниже текущего водонефтяного контакта, а отбор нефти ведется из скважин, расположенных на повышенных участках залежи, из прикровельного интервала пласта, используя для этого вертикальные или горизонтальные стволы, горизонтальные трещины, или каверны, образованные в прикровельной части продуктивного пласта, призабойная зона пласта нефтяных добывающих скважин периодически гидрофобизируют. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Известна технология разработки сильно обводненных нефтяных пластов с применением закачки в объеме 5-30% от порового пространства различных вытесняющих агентов, углеводородных растворителей, двуокиси углерода, поверхностно-активных веществ, полимеров (Еременко Н. А. Желтов Ю. В. и др. "Извлечение нефти из выработанных залежей после их переформирования". Обзорная информация. Серия: нефтепромысловое дело. ВНИИОЭНГ, 1978, стр. 36-44). Одним из недостатков данной технологии является необходимость приобретения в больших количествах дорогостоящих реагентов, а также затраты на их доставку на нефтяные промыслы, нагнетание в пласт, и осуществление мероприятий по охране окружающей среды и технике безопасности.

Известен способ разработки нефтяного пласта (патент Франции N 1304707, кл. E 21 B 43/20, заявл. 17.08.61, опубл. 20.08.62 прототип), согласно которому повышение нефтеотдачи достигается путем циркуляции воды в пласте. В процессе заводнения осуществляется закачка воды через группы нагнетательных скважин, благодаря чему в нефтяном пласте устанавливается движение воды в заранее назначенном направлении. Рассеянная в пласте нефть консолидируется и вместе с потоком воды извлекается на поверхность через добывающие скважины (в том числе с применением газов, например CO₂).

Недостатком данного способа является то, что в связи с высокой обводненностью извлекаемой из пласта продукции система подготовки (обезвоживания) и транспорта жидкости должна иметь большую пропускную способность, что усложняет и удорожает процесс разработки сильно обводненных пластов; кроме того в связи с высокой обводненностью добываемой продукции эффективность работы скважин становится низкой, а добыча нефти из них - нерентабельной. Из-за этого уменьшается величина конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Целью изобретения является увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения сильно обводненного нефтяного пласта, разрабатываемого при нагнетании в залежь вытесняющего агента (воды) за счет рационального расположения в вертикальной плоскости интервалов, а также режимов нагнетания и отбора жидкости, при этом учитывается гравитационный фактор (эффект сегрегации) при циркуляции флюидов в пласте.

Согласно изобретению, при разработке сильно обводненного нефтяного пласта нагнетание вытесняющего агента (воды, водо- газовой смеси) и форсированный отбор пластовой продукции осуществляют через скважины, располагаемые в интервале ниже текущего положения водонефтяного контакта, а между ними на повышенных участках структуры располагают нефтяные добывающие скважины и отбирают нефть через вертикальный ствол из прикровельного интервала, или (и) горизонтальную трещину, или каверну, образованную в прикровельном интервале продуктивного пласта, либо примыкающем к нему интервале вышележащих пород.

Для большей эффективности данной технологии нагнетание вытесняющего агента и формированный отбор пластовой продукции осуществляют с периодическим изменением интервалов и темпов нагнетания и отбора; в нагнетаемый в пласт вытесняющий агент (воду) периодически вводят газ, газо-жидкостную смесь, насыщенную газом жидкость или высоковязкую жидкость, а призабойную зону нефтяных добывающих скважин гидрофобизируют.

Перечисленная выше совокупность признаков отсутствует в прототипе. Данные признаки обеспечивают возможность получения нефти с небольшой обводненностью из скважин, расположенных в повышенных частях сильной обводненной залежи с отбором продукции из верхнего (прикровельного) интервала пласта. Предлагаемая технология базируется на учете гравитационного фактора разделении в пласте подвижных флюидов в соответствии с их плотностями: остаточная нефть, рассеянная по отдельным порам и капиллярам, либо находящаяся в обойденных водой зонах, под действием потока воды, нагнетаемой в пласт и отбираемой через скважины, находящиеся на пониженных гипсометрических отметках структуры (ниже текущего положения ВНК), увлекается этим потоком, становится подвижной, и под действием силы, обусловленной разностью плотностей воды и нефти, поднимается вверх. За счет этого в прикровельном интервале пласта-коллектора (особенно в повышенных частях залежи) образуются "вторичные" скопления нефти, а расположенные в этом месте добывающие скважины обеспечат ее извлечение на поверхность (при уменьшенном числе скважин).

Одной из отличительных особенностей изобретения является то, что интервалы притока флюида в эти скважины расположены над потоком циркулирующей в пласте воды, т.к. согласно изобретению, забои нагнетательных и части добывающих скважин, обеспечивающих циркуляцию воды в пласте, находятся на более низких гипсометрических отметках, чем забои скважин, предназначенных для добычи нефти из повышенной части залежи (фиг. 1). Интенсифицировать извлечение нефти, поступающей из обводненного пласта в его прикровельную часть, при циркуляции в пласте воды, позволяет осуществление отбора из верхнего интервала через горизонтальные стволы в прикровельном интервале, горизонтальные трещины ГРП или каверны в этом же интервале (фиг. 2). Использование располагаемых в верхней части залежи в прикровельных интервалах горизонтальных стволов, горизонтальных трещин ГРП и (или) каверн обеспечивает возможность производить отбор продукции при небольшой депрессии на пласт, небольших скоростях потока флюида в прискважинной зоне, что дополнительно к изложенному выше повышает эффективность предлагаемой технологии. Для большего охвата вытеснением нефти из обводненного пласта, создания потоков воды в незатронутых до этого вытеснением объемах пласта-коллектора, периодически осуществляют изменение интенсивности и направления этих потоков, что способствует "вымыванию" остаточной нефти и придание ей подвижности; с этой же целью в вытесняющий агент (воду) предлагается периодически вводить газ, газо-жидкостную смесь, насыщенную газом жидкость или (и) высоковязкую жидкость. Это, а также изменение интервалов и темпов нагнетания и отбора вытесняющего агента (воды) будет способствовать более интенсивному обмену фаз, насыщающих неоднородный коллектор, вовлечению в движение нефти, находящейся в низкопроницаемых микро- макрообъемах пород. Внесенный в обводненный пласт вместе с жидким вытесняющим агентом газ, за счет гравитационного фактора, также приобретает вертикальное перемещение, увлекая вместе с собой и нефть, что усиливает данный процесс.

Одновременно с воздействием на движение флюидов в обводненной (с низкими гипсометрическими отметками) и повышенной частях залежи, основанном на эффекте гравитации, предлагается призабойную зону в повышенных частях пласта (в местах отбора нефти) гидрофобизовать (закачкой в ПЗП нефти, ПАВ, газа), что снизит вероятность прорыва воды в скважину и позволит продлить время работы нефтяных добывающих скважин.

За счет совокупности приведенных выше признаков обеспечивается длительная работа скважин, расположенных на повышенных участках структуры, при этом достигается низкая обводненность добываемой продукции (не более 10 15%). Побочными положительными эффектами при этом являются: сокращение числа необходимых скважин, продление режима фонтанирования добывающих нефть скважин; снижение затрат на первичную подготовку нефти; повышение стабильности режима работы скважин и всей системы нагнетания вытесняющего агента (воды, водогазовой смеси) и отбора жидкости. Все это положительно сказывается на увеличении конечного коэффициента нефтеизвлечения, величина которого может за счет комплекса указанных факторов возрасти в 1,1-1,3 раза.

Предлагаемый способ поясняется фиг. 1, 2. В состав представленных на схеме осуществления способа входят: нефтяная залежь 1, обводненная зона 2, участок с повышенными гипсометрическими отметками кровли продуктивного пласта 3, нагнетательная скважина 4, добывающая жидкостная скважина 5, нефтяная добывающая скважина 6, прикровельный интервал продуктивного пласта 7, трубопровод 8, жидкостный сепаратор 9, трубопровод 10, нефтепровод 11, трубопроводы 12, 13, горизонтальный ствол 14, горизонтальная трещина 15, каверна 16.

Нефтяная залежь 1 с большой обводненной зоной 2 и имеющая отдельные участки с повышенными гипсометрическими отметками кровли продуктивного пласта 3, разрабатывается при нагнетании в пласт через нагнетательные скважины 4 вытесняющего агента (воды) и форсированном отборе жидкости через добывающие жидкостные скважины 5. Нагнетание вытесняющего агента и форсированный отбор жидкости, согласно изобретению, осуществляют на склонах пласта-коллектора, а отбор нефти через нефтяные добывающие скважины 6 на повышенных участках залежи, при этом отбор производят из прикровельных интервалов 7 продуктивного пласта. Отбираемая из жидкостных скважин 5 продукция, вода с небольшим содержанием нефти, направляется по трубопроводу 8 в жидкостный сепаратор 9, откуда отделившаяся нефть по трубопроводу 10 направляется в нефтепровод 11, а вода по трубопроводу 12 направляется в нагнетательную скважину 4, и поступает обратно в обводненную зону 2 разрабатываемого пласта. За счет циркуляции воды в пласте-коллекторе между нагнетательной и жидкостной добывающей скважинами 4 и 5 происходит доизвлечение ("вымывание") остаточной нефти из низкопроницаемых, слабодренированных зон; став подвижной, капли нефти за счет гравитационного фактора (обусловленного разностью плотностей воды и нефти) приобретают траекторию с вертикальной составляющей (на фиг. 1 показано волнистыми линиями со стрелками), т.е. движутся по направлению к кровле пласта; благоприятным местом скопления нефти при этом будут прикровельные интервалы участков с повышенными гипсометрическими отметками кровли залежи. Нефть отбирается через расположенную в этом месте нефтяную добывающую скважину 6 (или группу скважин), имеющую фильтр в прикровельном интервале 7. Добытая нефть по трубопроводу 13 направляется в нефтепровод 11.

Для интенсификации добычи нефти и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения в прикровельном интервале пласта нефтяных добывающих скважин, располагаемых на повышенных участках структуры, образуют горизонтальные стволы 14 и (или) горизонтальные трещины 15 путем ГРП, или каверны 16 в верхнем (прикровельном) интервале продуктивного пласта либо в примыкающих к нему породах кровли.

Забуривание горизонтальных стволов может осуществляться из имеющихся вертикальных скважин с радиусом искривленного участка 30-50 м, при необходимости (в случае неустойчивых пород кровли) этот участок должен обсаживаться трубами с цементажом, При диаметре вертикального ствола 168 мм, диаметр горизонтального ствола может быть 140 мм, а диаметр обсадных труб в нем 127 мм.

Горизонтальные трещины в прикровельном интервале образуют направленным гидравлическим разрывом пласта, выполняемым после проведения в заданном интервале дополнительной перфорации кумулятивным перворатором или гидропескоструйным аппаратом. Горизонтальные трещины при необходимости крепятся песком.

В карбонатных породах ГРП проводятся на жидкости, в состав которой может входить соляная кислота. Нижний интервал скважины перед ГРП изолируется установкой цементного моста или пакера.

В расположенных на повышенных участках структуры нефтяных добывающих скважинах периодически осуществляют гидрофобизацию верхнего, вскрытого, участка пласта, для чего к устью скважины подключают передвижной насосный агрегат и в насосно-компрессорные трубы (при закрытых задвижках на затрубном пространстве фонтанной арматуры) нагнетают гидрофобизирующую жидкость (нефть, раствор ПАВ, эмульсию), создавая на забое скважины давление выше текущего пластового. Объем закачиваемой в ПЗП гидрофобизирующей жидкости рассчитывается из условия ее проникновения в пласт на расстояние 0,2 1,0 м от скважины.

Нефтяная залежь находится на поздней стадии разработки, сильно обводнена. Текущее положение водонефтяного контакта находится на глубине 2520 м. Имеются участки, где кровля продуктивного пласта залегает на глубинах 2500 м (повышенные части залежи) и на глубинах до 2650 м (на крыльях структуры). Для осуществления предлагаемого способа из числа имеющихся выбираются три группы скважин: 1-я группа нагнетательные, вскрывшие продуктивный пласт в интервалах глубин 2520-2650 м на одном из "крыльев" структуры; 2-я группа - добывающие жидкостные скважины, вскрывшие продуктивный пласт в интервалах таких же глубин, как и 1-я группа, но на другом "крыле" структуры; 3-я группа нефтяные добывающие скважины, расположенные на повышенном участке структуры, в них фильтр должен быть в прикровельном интервале 2500-2505 м (в случае вертикального ствола), либо в этом же интервале прокладывается горизонтальный ствол длиной 150 м диаметром 140 мм (забуривается из имеющихся скважин, обсаженных трубами диаметром 168 мм); криволинейный участок, проходящий через неустойчивые породы кровли, обсаживается трубами диаметром 127 мм и крепится цементом, а горизонтальный участок ствола оставляется открытым. В нагнетательные скважины подается подтоварная (пластовая) вода из системы заводнения, из добывающих жидкостных скважин отбирается жидкость (вода+нефть) с обводненностью 99% а из нефтяных добывающих скважин отбирается нефть (с обводненностью не более 15%); вследствие низкой обводненности эти скважины работают фонтанным способом. По соседним контрольным скважинам, в которых продуктивный пласт вскрыт в интервале 2500-2650 м, следят за изменением уровня ВНК. Темп отбора нефти из нефтяных добывающих скважин (3-я группа) регулируют так, чтобы положение ВНК отклонялось от заданной глубины (2520 м) в обе стороны не более чем на 2-3 м, т.к. при подъеме ВНК на высоту 2517 м и менее имеется вероятность поступления воды на забой нефтяных добывающих скважин. Отбираемая из верхней части залежи нефть пополняется за счет сегрегации из нижележащего промываемого объема обводненной породы.

К устью нефтяной добывающей скважины (к выкиду из НКТ) подключают передвижной насосный агрегат ЦА-320 М, доставляют к скважине передвижной емкостью дегазированную нефть, закрывают задвижки на затрубном пространстве фонтанной арматуры и закачивают в НКТ нефть при давлении на устье 15-20 МПа; объем нефти (для условий п. 1) берется равным объему спущенных НКТ, плюс объем ствола скважины ниже башмака НКТ, плюс 1,5-2 м³. После этого скважину выдерживают закрытой 4 6 часов и пускают затем в работу.

Claims (4)

1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, циркуляцию в пласте вытесняющего агента, закачиваемого через нагнетательные скважины и отбираемого через добывающие скважины, отличающийся тем, что нагнетание вытесняющего агента и форсированный отбор плаcтoвoй продукции осуществляют через скважины, располагаемые в интервале ниже текущего положения водонефтяного контакта, а между ними нa повышенных участках структуры располагают нефтяные добывающие скважины, и отбирают нефть через вертикальный ствол из прикровельного интервала, и /или через располагаемые в прикровельном интервале горизонтальный ствол, и/или горизонтальную скважину, или каверну, образованную в прикровельном интервале продуктивного пласта, и/или в примыкающем к нему интервале вышележащих пород.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что одновременно с отбором нефти на повышенных участках структуры прикровельного интервала продуктивного пласта фильтровую часть призабойной зоны пласта периодически гидрофобизируют.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что гидрофобизацию призабойной зоны пласта осуществляют закачкой в скважину нефти, эмульсии, раствора поверхностно-активного вещества, газа.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента используют воду, водогазовую смесь.

Images