RU2753226C1 - Способ разработки неоднородного нефтяного пласта - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для активации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей за счет выравнивания фронта вытеснения. Способ включает разбуривание вертикальных скважин по определенной схеме, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин, строительство как минимум одной дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины между рядами вертикальных добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальной частью, располагаемой перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов. Горизонтальную часть дополнительной скважины располагают на расстоянии, составляющем от 20% до 60% расстояния от нагнетательных до добывающих скважин близлежащих рядов, причем суммарный объем закачиваемого вытесняющего агента всеми нагнетательными скважинами остается на том же уровне, что и до бурения дополнительных скважин. Давление в дополнительных скважинах поддерживают меньше, чем в близлежащих рядах нагнетательных скважин, но больше, чем в близлежащих рядах добывающих скважин. Обеспечивается стимуляция добычи нефти за счет выравнивания фронта вытеснения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для активации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей за счет выравнивания фронта вытеснения.

Известен способ разработки нефтяных залежей (патент RU № 2383722, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.03.2010 Бюл. № 7), включающий заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах, определение в процессе разработки месторождения добывающих скважин, обводнившихся до установленных предельных значений, и установка через выбранные из их числа водонепроницаемых экранов, причем предельно обводненные добывающие скважины останавливают и переводят в бездействующие, а для установки водонепроницаемых экранов выбирают те бездействующие добывающие скважины, которые находятся на пути движения фильтрационных потоков от нагнетательных к добывающим скважинам, при этом путь движения фильтрационных потоков определяют путем закачки в каждую бездействующую добывающую скважину индивидуального трассирующего агента при непрекращающемся режиме закачки воды в нагнетательные скважины.

Недостатками данного способа являются необходимость постоянного контроля за состоянием каждой добывающей скважины из-за изменения их продукции до и после установки водонепроницаемых экранов, на которые необходимо тратить дорогостоящие реагенты и проводить закачку неоднократно для получения положительного эффекта выравнивания фронта вытеснения, установка водонепроницаемых экранов также приводит к частичной кольматациии и нефтеносных зон, что требует для их ввода в эксплуатацию дополнительной стимуляции этих зон (гидроразрыв пласта, кислотная обработка, волновое воздействие и/или т.п.), и после каждой технологической операции проводить изменение режимов работы каждой добывающей и нагнетательной скважины, вовлекаемых в воздействие, для получения заданного эффекта, что в совокупности приводит к большим материальным и финансовым затратам.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2383722, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.03.2010 Бюл. № 7), включающий разбуривание вертикальных и горизонтальных скважин по определенной схеме, закачку воды и добычу нефти, причем на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти определяют центры скопления остаточных запасов нефти в прикровельной части пласта и бурят дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пласта, при этом горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов и на расстоянии, составляющем 60-80% расстояния от нагнетательных до вертикальных добывающих скважин, а остаточные запасы нефти вводят в разработку при депрессиях, позволяющих эксплуатировать горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы без подтягивания конусов подошвенной воды.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности стимулирования для добычи только прикровельной части пласта месторождения за счет гидравлического воздействия вытесняющим агентом (водой) и гравитационного разделения продукции на нефть и воду и невозможность полного выравнивания фронта вытеснения из-за близкого расположения к добывающим скважинам.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки неоднородного нефтяного пласта, позволяющего производить стимуляцию добычи нефти за счет выравнивания фронта вытеснения благодаря горизонтальной скважине, располагаемой между рядами добывающих и нагнетательных скважин близко к середине или со смещением в сторону ряда нагнетательных скважин.

Техническая задача решается способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим разбуривание вертикальных скважин по определенной схеме, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин, строительство как минимум одной дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины между рядами вертикальных добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальной частью, располагаемой перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов.

Новым является то, что горизонтальную часть дополнительной скважины располагают на расстоянии, составляющем от 20% до 60% расстояния от нагнетательных до добывающих скважин близлежащих рядов, причем суммарный объем закачиваемого вытесняющего агента всеми нагнетательными скважинами остается на том же уровне, что и до бурения дополнительных скважин, а давление в дополнительных скважинах поддерживают меньше, чем в близлежащих рядах нагнетательных скважин, но - больше, чем в близлежащих рядах добывающих скважин.

Новым является также то, что горизонтальную часть дополнительной скважины располагают в наименее проницаемой зоне пласта.

На чертеже изображена схема реализации способа в пласте с одной дополнительной скважинной – вид сверху.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта 1 (показан условно) включает разбуривание вертикальных скважин по определенной схеме, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины 2 и добычу нефти из добывающих скважин 3, строительство как минмиум одной дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины 4 между рядами вертикальных добывающих 3 и нагнетательных 2 скважин с горизонтальной частью 5, располагаемой перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов. Горизонтальную часть 5 дополнительной скважины 4 располагают на расстоянии, составляющем от 20% до 60% расстояния L от нагнетательных 2 до добывающих 3 скважин близлежащих рядов. Суммарный объем закачиваемого вытесняющего агента всеми нагнетательными скважинами 2 и 4 остается на том же уровне, что и до бурения дополнительных скважин 4. Давление в дополнительных скважинах 4 поддерживают меньше, чем в близлежащих рядах нагнетательных скважин 2, но - больше, чем в близлежащих рядах добывающих скважин 3. Если между рядами добывающих и нагнетательных скважин есть наименее проницаемая зона (с проницаемостью в 1,5 и более раз меньшей средней проницаемости пласта – не показана), то горизонтальную часть 5 дополнительной скважины 4 располагают в ней для лучшего вытеснения нефти из этой зоны.

Способ реализуется следующим способом.

Разведанный продуктивный пласт 1 разбуривают вертикальными скважинами 2 и 3 по любой из известных систем. Через ряды нагнетательных скважин 2 закачивают в пласт 1 вытесняющий агент (вода, водогазовая смесь, минерализованная вода, вода с реагентами и/или т.п.) для вытеснения нефти, а из рядов добывающих скважин 3 отбирают из пласта 1 флюид (нефть). В ходе эксплуатации происходит не равномерное обводнение продукции пласта 1 (нефти) отбираемой добывающими скважинами 3 в одном из рядов, что свидетельствует о неравномерности фронта вытеснения, идущего от ряда нагнетательных скважин 2. При неравномерности обводнения продукции пласта 1 в одном из рядов добывающих скважин 3 на 7% и более принимают решение о выравнивании фронта вытеснения на данном участке пласта 1. Предварительно проводят геофизические исследования этого участка пласта 1 для определения наличия зон с наименьшей проницаемостью между рядом добывающих скважин 3 на этом участке пласта 1 и близлежащим рядом нагнетательных скважин 2. При наличии такой зоны определяют интервал залегания ее для проводки через нее горизонтального ствола 5 дополнительной скважины 4. Если такая зона отсутствует, то горизонтальный ствол 5 дополнительной скважины проводят примерно в средней части по интервалу пласта 1. После чего запускают дополнительную скважину 4 для нагнетания вытесняющего агента, при этом в нагнетательных скважинах 2 ряда снижают объем закачки. Регулируя объемами закачки в нагнетательных скважинах 2 и 4 добиваются того, чтобы давление в дополнительной скважине 4 было меньше, чем в нагнетательных скважинах 2 близлежащего ряда, но - больше, чем в добывающих скважинах 3 близлежащего ряда. Такое распределение давлений гарантирует направление потока вытесняющего агента от всех нагнетательных скважин 2 и 4 в сторону добывающих скважин 3 для вытеснения нефти из пласта 1 При этом суммарный объём закачки вытесняющего агента всеми нагнетательными скважинами 2 и 4 остается таким же, что и до бурения дополнительной скважины 4. Благодаря снижению закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины 2 и уменьшению перепада давлений со стороны ряда добывающих скважин 3, за счет давления в дополнительной скважине 4, уменьшается неравномерность фронта вытеснения, идущего от ряда нагнетательных скважин 2. Это неравномерность фронта вытеснения, распределяясь по длине горизонтального ствола 5 дополнительной скважины 4, имеющей гораздо более высокую пропускающую способность чем сам пласт 1 на этом участке, обеспечивает еще большее выравнивание фронта вытеснения. Как показала практика наибольшую эффективность выравнивания фронта вытеснения удалось добиться на участке пласта 1, когда горизонтальный ствол 5 дополнительной скважины располагался на расстоянии от ряда нагнетательных скважин 2 от 20% до 60% общего расстояния L между близлежащими рядами нагнетательных 2 и добывающих 3 скважин. Благодаря наличию дополнительной скважины 4, работающей на описанных выше режимах удалось добиться выравнивания фронта вытеснения и, как следствие, увеличить время эксплуатации некоторых добывающих скважин 3 до обводнения добываемой нефти выше уровня рентабельности (когда эксплуатировать скважину становится не выгодно).

В случае изменений условий работы в продуктивном пласте 1 регулированием закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах 2 и 4 добиваются выравнивания фронта без проведения дорогостоящих закачек химических реагентов и проведения гидроразрыва пласта 1, что в совокупности приводит к уменьшению затрат на обслуживание пласта 1 примерно на 15 – 22 %. При этом коэффициент извлечения нефти (КИН) за счет вытеснения нефти дополнительной скважиной 4 повысился на 2 – 4 %, время эксплуатации участка до потери рентабельности выросло примерно в 2 раза.

При наличии нескольких участков с неравномерностью обводнения продукции в пласте 1, то в этих участках также строятся дополнительные нагнетательные скважины 4 по принципу, описанному выше.

Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет производить стимуляцию добычи нефти за счет выравнивания фронта вытеснения благодаря горизонтальной скважине, располагаемой между рядами добывающих и нагнетательных скважин близко к середине или со смещением в сторону ряда нагнетательных скважин.

Claims (2)

1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий разбуривание вертикальных скважин по определенной схеме, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин, строительство как минимум одной дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины между рядами вертикальных добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальной частью, располагаемой перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов, отличающийся тем, что горизонтальную часть дополнительной скважины располагают на расстоянии, составляющем от 20% до 60% расстояния от нагнетательных до добывающих скважин близлежащих рядов, причем суммарный объем закачиваемого вытесняющего агента всеми нагнетательными скважинами остается на том же уровне, что и до бурения дополнительных скважин, а давление в дополнительных скважинах поддерживают меньше, чем в близлежащих рядах нагнетательных скважин, но больше, чем в близлежащих рядах добывающих скважин.

2. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта по п.1, отличающийся тем, что горизонтальную часть дополнительной скважины располагают в наименее проницаемой зоне пласта.

Images