RU2112870C1

RU2112870C1 - Способ разработки нефтяного пласта с подстилающей водой

Info

Publication number: RU2112870C1
Application number: RU96113809/03A
Authority: RU
Inventors: Ю.А. Волков; А.Н. Чекалин; В.М. Конюхов
Priority date: 1996-07-08
Filing date: 1996-07-08
Publication date: 1998-06-10

Abstract

Способ разработки нефтяного пласта относится к нефтяной промышленности. Включает разбуривание залежи вертикальными нагнетательными скважинами, вскрывающими приподошвенный водоносный слой пласта, и вертикальными добывающими скважинами, вскрывающими прикровельный слой, закачку воды в водоносный слой и отбор нефти, в дополнение к вертикальным скважинам производят разбуривание залежи горизонтальными как нагнетательными, так и добывающими скважинами. При этом горизонтальный ствол нагнетательных скважин располагают в водоносной части, так что закачку воды через все нагнетательные скважины осуществляют в водоносную часть пласта. Технический результат от использования изобретения - увеличение конечной и текущей нефтеотдачи залежи с подстилающей водой за счет снижения темпов роста обводненности. 2 з.п.ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти из нефтяных пластов с подстилающей водой.

Известен способ разработки нефтегазовых залежей с подстилающей водой, включающий закачку газа в приконтурную область газовой зоны и попеременный отбор газа и нефти через скважины, вскрывающие купол нефтегазовой залежи, причем цикл попеременного отбора газа и нефти начинается с отбора газа, который отбирается до тех пор, пока над первоначальным газонефтяным контактом не образуется максимально возможный (при заданных темпах отбора и закачки) нефтяной конус, затем, на втором этапе, из образовавшегося нефтяного конуса отбирается нефть и далее цикл попеременного отбора газа и нефти повторяется при тех же или других темпах отбора и закачки (см. а.с. 1410596, МПК E 21 B 43/18).

Недостатком способа является то, что он пригоден только для добычи нефти из нефтегазовых залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи с подстилающей водой, заключающийся в создании экрана между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями путем раздельного нагнетания в переходную зону 2-х различных взаимодействующих друг с другом агентов с образованием осадка (см. а.с. 1099055, МПК E 21 B 43/20)
Недостатком способа является его дороговизна и сложность реализации в промысловых условиях.

Прототипом изобретения является способ разработки нефтяного пласта с подстилающей водой, включающий разбуривание залежи нагнетательными скважинами, вскрывающими приподошвенный слой с расположением стволов в водоносной части залежи, и добывающими скважинами, вскрывающими прикровельный слой нефтяной залежи (патент США N 3519076, кл. E 21 B 43/20, опубл. 17.10.61).

Недостаток способа-прототипа заключается прежде всего в том, что при наличии подстилающей воды в окрестности вертикальной добывающей скважины происходит образование водяного конуса и прорыв в нее воды, что, во-первых, сокращает безводный период работы скважин и приводит к высокому проценту попутно добываемой воды, во-вторых, снижает как текущую, так и конечную нефтеотдачи слоистонеоднородного пласта. Недостатком способа является и то, что его применение нецелесообразно для однородных по толщине пластов из-за снижения приемистости нагнетательных скважин (так как они вскрывают только водонасыщенную часть пласта) и отсутствия эффекта поперечного вытеснения нефти, проявляющегося только в слоисто-неоднородном пласте при значительном различии проницаемости его слоев (см. С.Ф. Сайкин, В.М. Кондратьев, Б.И. Плещинский. Эффект поперечного вытеснения жидкости из слоисто-неоднородной пористой среды и возможности повышения нефтеотдачи пластов заводнением от подошвы к кровле. Сб. докладов совместной конференции Казанского университета и Казанского физико-технического института АН СССР, Изд-во Казанского университета, 1967, с. 11-13).

Изобретение направлено на увеличение конечной и текущей нефтеотдачи залежи с подстилающей водой за счет снижения темпов роста обводненности продукции и более равномерной выработки пласта.

Результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного пласта с подстилающей водой, включающем разбуривание залежи вертикальными нагнетательными скважинами, вскрывающими приподошвенный водоносный слой пласта, и вертикальными добывающими скважинами, вскрывающими прикровельный слой, закачку воды в водоносный слой и отбор нефти, в дополнение к вертикальным скважинам производят разбуривание залежи горизонтальными как нагнетательными, так и добывающими скважинами, при этом горизонтальный ствол нагревательных скважин располагают в водоносной части с учетом геологического строения залежи, так что закачку воды через все нагнетательные скважины осуществляют в водоносную часть пласта.

При условии, что способ применяется на площадях, ранее разбуренных вертикальными скважинами, результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного пласта с подстилающей водой, включающем разбуривание залежи нагревательными скважинами, вскрывающими приподошвенный слой, и добывающими скважинами, вскрывающими прикровельный слой, в дополнение к вертикальным скважинам производят разбуривание залежи горизонтальными как нагнетательными, так и добывающими скважинами с учетом особенностей геологического строения и существующей системы разработки. При этом закачку воды через все нагнетательные скважины осуществляют в водоносную часть пласта.

Для эксплуатационных объектов, свойства которых по простиранию выдержаны достаточно хорошо, наибольший эффект при использовании предлагаемого способа достигается при рядной схеме расстановки горизонтальных скважин, когда нагнетательные и добывающие скважины размещают параллельно друг другу, что позволяет улучшить охват пласта заводнением по простиранию.

Результат достигается также тем, что в условиях гидрофильного пласта производят его гидрофобизацию в призабойных зонах вертикальных и вдоль всего ствола горизонтальных добывающих скважин, что позволяет снизить их обводненность.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи с подстилающей водой позволяет достичь преимущественно поперечного вытеснения нефти водой от подошвы к кровле и ее отбор через все добывающие скважины, вскрывающие прикровельный слой пласта. Эффект поперечного вытеснения обеспечивается также системой разработки, учитывающей выявленные особенности геологического строения и энергетику конкретной залежи, а также регулированием процесса выработки запасов путем изменения режимов работы скважин и применения необходимых методов воздействия на пласт.

Предлагаемый способ может быть использован при разработке нефтяного пласта с подстилающей водой, имеющего как однородное, так и слоисто-неоднородное строение.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

Для вновь разбуриваемых залежей производят бурение нагнетательных скважин, вскрывающих водоносный слой, и добывающих, вскрывающих прикровельный нефтеносный слой. На первом этапе разбуривание производят по редкой сетке вертикальными скважинами. На втором этапе, после уточнения геологического строения залежи и изучения характера распределения фильтрационных потоков в ней, производят дополнительное разбуривание нагнетательными и добывающими горизонтальными скважинами, размещая горизонтальные стволы нагнетательных скважин в водоносной части пласта, а добывающих - в прикровельной нефтенасыщенной части по возможности параллельно друг друга (то есть по рядной системе) с учетом особенностей геологического строения залежи.

Если же пласт был предварительно разбурен вертикальными скважинами, то производят дополнительно бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, размещая горизонтальные стволы нагнетательных скважин в водоносной части пласта, а добывающих - в прикровельной нефтенасыщенной части пласта по возможности параллельно друг другу с учетом особенностей геологического строения залежи и уже существующей системы разработки пласта вертикальными скважинами. Закачку воды через вертикальные нагнетательные скважины производят также в водоносную часть пласта. При гидрофильности пласта производят гидрофобизацию призабойной зоны вертикальных и вдоль всего горизонтального ствола добывающих скважин.

На фиг. 1 показано сечение пласта плоскостью, ортогональной стволам горизонтальных скважин, расположение скважин и линии тока. Нагнетательная скважина 1 расположена в водоносной, а добывающая скважина 2 - в прикровельной нефтенасыщенной части пласта; на фиг. 2 - показан традиционный способ вскрытия нефтяного пласта с подстилающей водой, при котором нагнетательная 1 и добывающая 2 скважины расположены в верхней нефтенасыщенной части и вытеснение нефти происходит в основании вдоль пласта.

В предлагаемом способе (фиг. 1) при нагнетании воды в водонасыщенную часть пласта линии тока направлены по нормали к поверхности горизонтальной скважины и вытеснение нефти нагнетаемой водой производит как вдоль, так и поперек пласта (снизу вверх). Это обеспечивает такие условия, при которых нефть не может попасть в водяную зону, что принципиально отличает предлагаемый способ от традиционных, где нагнетательные скважины расположены в нефтенасыщенной части пласта, что неизбежно приводит к перетеканию нефти в водоносную часть (см. линии тока на фиг. 2), т.к. к потере ее из нефтенасыщенной части, следовательно, к снижению конечной нефтеотдачи.

При слоисто-неоднородной структуре нефтяного пласта расположение нагнетательных 1 и добывающих 2 скважин по предлагаемому способу приводит к значительным потокам поперек слоев, что повышает нефтеотдачу менее проницаемых слоев из-за вытеснения нефти из них в высокопроницаемые слои вдоль всей поверхности раздела слоев и дальнейшей транспортировки нефти вдоль пласта в хорошо проницаемые слои.

Как показали исследования и проведенные вычислительные эксперименты, расположение горизонтальных нагнетательных скважин в водоносной части пласта имеет по сравнению с общепринятой закачкой воды в нефтяную часть следующие преимущества:
- позволяет избежать поступления нефти в водоносную зону пласта,
- приводит к процессу фильтрации в направлении от подошвы к кровле пласта, то есть вытеснению нефти не только вдоль, но и поперек слоев, что резко снижает зависимость нефтеотдачи слагающих пласт слоев от их проницаемости,
- усиливает эффект поперечного вытеснения за счет уменьшения воронок депрессии и способствует снижению темпов обводнения.

Гидрофобизация призабойных зон добывающих скважин позволяет снизить темпы их обводнения при подходе конуса подстилающей воды.

Использование горизонтальных скважин с параллельным размещением из стволов в сочетании с вертикальными скважинами и учетом особенностей геологического строения и гидродинамики фильтрационных потоков залежи способствует формированию плоско-параллельной фильтрации потоков, увеличению охвата пласта заводнением и, как следствие, повышению нефтеотдачи пласта; повышает интенсификацию разработки пласта за счет значительно большего дебита горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными; позволяет уменьшить текущую обводненность добывающих скважин в силу меньшего градиента давления в окрестности горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными; значительно увеличивает зону поперечного вытеснения за счет длины горизонтальных стволов и за счет уменьшения градиента давления в призабойных зонах скважин.

Claims

1. Способ разработки нефтяного пласта с подстилающей водой, включающий разбуривание залежи вертикальными нагнетательными скважинами, вскрывающими приподошвенный водоносный слой пласта, и вертикальными добывающими скважинами, вскрывающими прикровельный слой, закачку воды в водоносный слой и отбор нефти, отличающийся тем, что в дополнение к вертикальным скважинам производят разбуривание залежи горизонтальными как нагнетательными, так и добывающими скважинами, при этом горизонтальный ствол нагнетательных скважин располагают в водоносной части, так что закачку воды через все нагнетательные скважины осуществляют в водоносную часть пласта.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что добывающие и нагнетательные горизонтальные скважины размещают параллельно друг другу.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при гидрофильности пласта производят гидрофобизацию призабойной зоны вертикальных и вдоль всего горизонтального ствола добывающих скважин.