Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Известен способ избирательного заводнения нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин по геометрически правильной сетке их размещения, выявление зон пониженного пластового давления и бурение там нагнетательной (нагнетательных) скважины с целью поддержания пластового давления (см. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение. - М.: Недра, 1979).

Недостатками известного технического решения являются ускоренная динамика обводнения добываемой продукции, значительные объемы попутно добываемой воды, пониженное значение конечного коэффициента извлечения нефти, значительные капитальные и эксплуатационные затраты на разработку месторождения.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий бурение вертикальных скважин по разреженной сетке для доизучения неоднородности коллекторских свойств пласта и добычу нефти из пробуренных скважин в условиях упругого режима фильтрации. Согласно изобретению по данным геолого-промыслового анализа и результатам эксплуатации скважин выявляют низкопроницаемые зоны с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Формируют систему заводнения за счет закачки воды в низкопроницаемые зоны и вытеснения оттуда нефти в высокопроницаемые зоны. Для этого большинство стволов нагнетательных скважин для закачки воды располагают в низкопроницаемых зонах путем бурения горизонтальных нагнетательных скважин при зарезке боковых горизонтальных стволов преимущественно из малодебитных вертикальных добывающих скважин. Соотношение количества добывающих скважин и количества нагнетательных скважин принимают меньше единицы. Закачкой воды компенсируют объемы добываемых нефти, газа и воды. Поддерживают пластовое давление на заданном уровне (патент РФ №2215128, кл. Е 21 В 43/16, опубл. 2003.10.27 - прототип).

Известный способ обеспечивает сокращение объемов попутной воды, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет усиления воздействия на слабодренируемые и трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах.

Недостатком известного способа является относительно низкая приемистость горизонтальных стволов скважин, пробуренных в низкопроницаемые зоны карбонатного коллектора, а следовательно, относительно невысокая нефтеотдача низкопроницаемых зон нефтяной залежи с карбонатным коллектором.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи нефти с карбонатным коллектором, включающем бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выявление низкопроницаемых зон залежи, бурение боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемые зоны залежи, закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы и вытеснение нефти в высокопроницаемые зоны, согласно изобретению боковые горизонтальные стволы выполняют при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов в низкопроницаемую зону залежи и размыванием горной породы на конечном этапе раствором соляной кислоты.

Признаками изобретения являются:

1. бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин;

2. отбор нефти через добывающие скважины;

3. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

4. выявление низкопроницаемых зон залежи;

5. бурение боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемые зоны залежи;

6. закачка рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы и вытеснение нефти в высокопроницаемые зоны;

7. выполнение боковых горизонтальных стволов при пониженном давлении в скважине;

8. то же размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов в низкопроницаемую зону залежи;

9. то же размыванием горной породы на конечном этапе раствором соляной кислоты.

Признаки 1-6 являются общими с прототипом, признаки 7-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной нефтяной залежи с карбонатным коллектором часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. Охватываются разработкой в основном высокопроницаемые зоны. По этим причинам нефтеотдача неоднородной нефтяной залежи бывает на 10-20 пунктов ниже, чем обычной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной залежи с карбонатным коллектором за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших невыработанных зон. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины и разрабатывают залежь, отбирая нефть через добывающие скважины и проводя закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. В ходе разработки выявляют низкопроницаемые зоны залежи, не охваченные воздействием. Из существующих нагнетательных скважин, из добывающих скважин с минимальным дебитом или обводнившихся добывающих скважин бурят боковые горизонтальные стволы в низкопроницаемые зоны залежи. Боковые горизонтальные стволы выполняют при пониженном давлении в скважине.

Пониженное давление в скважине создают разными способами. Одним из самых распространенных является подача воздуха в колонну насосно-компрессорных труб и его перепуск через пусковую муфту в затрубное пространство, где создается водогазовая смесь с плотностью меньше плотности скважинной жидкости.

Другим возможным способом является неоднократное свабирование колонны насосно-компрессорных труб с отбором жидкости на устье скважины и установление в скважине пониженного столба жидкости. Исходя из того, что статический уровень жидкости восстанавливается во времени и постепенно, на момент проведения операций в скважине будет существовать пониженное давление, сопровождающееся притоком пластовых жидкостей через формируемые боковые горизонтальные стволы.

Для создания пониженного давления в скважине возможно подключение затрубного пространства скважины к вакуумной полости струйного насоса, работающего на устье скважины. Не исключается применение прочих способов. Оптимальным является снижение давления в скважине на 5-10% от гидростатического.

Боковые горизонтальные стволы выполняют при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением размывающего флюида. В качестве размывающего флюида может быть использована вода или вода в смеси с поверхностно-активным веществом или смесью поверхностно-активных веществ.

Для образования бокового горизонтального ствола в существующей скважине в обсадной колонне на глубине продуктивного пласта вырезают боковое окно и намечают будущий горизонтальный ствол. В вырезанное окно вставляют тонкую гибкую трубу с сопловым аппаратом на конце. Под большим давлением порядка 15-20 МПа подают по гибкой трубе размывающий флюид и одновременно продвигают ее в пласт по образующемуся тонкому боковому горизонтальному стволу. Таким образом за 20-30 мин удается пройти 100 м диаметром несколько мм. Расход размывающего флюида составляет 1-2 л/с. На конечном этапе в последние 2-5 мин размывающий флюид меняют на 5-20%-ный раствор соляной кислоты и проводят размывание горной породы с одновременным химическим воздействием на карбонатную породу. За счет этого размер пор в стенках тонкого бокового горизонтального ствола увеличивается, из пор вымывается размывающий флюид, обеспечиваются условия для увеличения продуктивности скважины, охвата пласта воздействием, а следовательно, для повышения нефтеотдачи залежи.

Воздействие размывающего флюида происходит при пониженном давлении в скважине и, следовательно, при активном поступлении пластовых жидкостей через образующийся горизонтальный ствол в скважину. Вследствие этого не происходит кольматации стенок горизонтального ствола и призабойной зоны кольматирующими веществами, образующийся ствол открытый (необсаженный) полностью готов к приему вытесняющего рабочего агента. Применение низкорасходной технологии бурения бокового горизонтального ствола позволяет провести весь процесс при пониженном давлении в скважине. За время проходки бокового горизонтального ствола объем прокачиваемого размывающего флюида не успевает заполнить всю скважину и выровнить давление в скважине.

После формирования бокового горизонтального ствола проводят закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы и вытеснение нефти в высокопроницаемые зоны.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина – 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29°С, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПа·с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%. После разбуривания на участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами составляет 400-500 м.

На залежи выявляют низкопроницаемую зону залежи с проницаемостью порядка 0,3 мкм². Останавливают ближайшую нагнетательную скважину. В скважину в интервал продуктивного пласта опускают трубу с пусковой муфтой на глубине 500 м и с коленчатым патрубком на конце. В трубу пропускают гибкий вал с шаровой фрезой. На глубине продуктивного пласта посредством вращающегося гибкого вала и шаровой фрезы вырезают отверстие в обсадной колонне скважины и формируют начало горизонтального ствола проходкой последнего на несколько метров. Гибкий вал и шаровую фрезу извлекают из трубы. В трубу опускают гибкую трубу с сопловым аппаратом на конце и вводят сопловой аппарат в формируемый горизонтальный ствол. В трубу закачивают воздух до его прорыва в пусковую муфту и заполнения затрубного пространства скважины. Давление в скважине снижают с 16 до 13 МПа. В гибкую трубу закачивают размывающий флюид, представляющий собой 0,2%-ный водный раствор сульфонола. Размывающий флюид закачивают под давлением 20 МПа с расходом 1 л/с. Гибкую трубу постепенно подают в разбуриваемый ствол в то время, как размывающий флюид размывает породу продуктивного пласта. В результате за 20 мин образуется боковой горизонтальный ствол диаметром порядка 50 мм и длиной 100 м в направлении низкопроницаемой зоны. В последние 5 мин через гибкую трубу прокачивают 12%-ный водный раствор соляной кислоты.

Через пробуренный таким образом боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемую зону залежи закачивают рабочий агент (пластовую воду) с вытеснением нефти в высокопроницаемые зоны.

В результате нефтеотдача участка залежи возросла на 1,6%.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выявление низкопроницаемых зон залежи, бурение боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемые зоны залежи, закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы и вытеснение нефти в высокопроницаемые зоны, отличающийся тем, что боковые горизонтальные стволы выполняют в низкопроницаемую зону залежи при давлении в скважине на 5-10% ниже гидростатического давления размыванием горной породы под давлением флюида 15-20 МПа с образованием тонких и длинных каналов из вырезанного окна обсадной колонны при условии проходки этих каналов гибкой трубой за время, при котором объем размывающего флюида не успевает заполнить всю скважину и выровнять в ней давление, при этом размывание горной породы на конечном этапе проводят раствором соляной кислоты.