Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание вертикальных и горизонтальных скважин по определенной схеме, закачку воды и добычу нефти, на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти определение центров скопления остаточных запасов нефти в прикровельной части пласта, бурение боковых горизонтальных стволов от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пласта, расположение горизонтальной части стволов перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов, и на расстоянии, составляющем 60-80% расстояния от нагнетательных до вертикальных добывающих скважин, введение в разработку остаточных запасов нефти при депрессиях, позволяющих эксплуатировать боковые горизонтальные стволы без подтягивания конусов подошвенной воды (Патент РФ №2208137, кл. Е 21 В 43/16, опубл.2003.07.10)

Способ обеспечивает вовлечение в разработку целиков нефти, остающихся между добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части продуктивных пластов после первичного вытеснения. Однако при этом значительные запасы нефти остаются невыработанными в других частях продуктивных пластов.

Известен способ разработки нефтяного месторождения на поздней стадии разработки, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение продуктивного пласта и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, осуществление доразработки месторождения с одновременным поиском и добычей остаточных запасов путем бурения горизонтальных и боковых стволов из скважин, вышедших в тираж из-за технических и технологических причин Боковые стволы бурят в направлении той из соседних окружающих скважин, которая имеет также технологические показатели эксплуатации, при которых ее водонефтяной фактор к моменту одинакового обводнения окружающих скважин был бы максимальным (Патент РФ №2172395, кл. Е 21 В 43/20, опубл.2001.08.20).

Способ обеспечивает доизвлечение нефти из застойных и тупиковых зон, линз и зон с ухудшенными коллекторскими свойствами за счет оптимального выбора: направления бурения вертикальных, горизонтальных и боковых стволов скважин. Однако известный способ не охватывает воздействием весь объем продуктивного пласта, вследствие чего нефтеотдача залежи остается невысокой.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных скважин, учитывающих объемную неоднородность пласта, которую определяют по результатам эксплуатации месторождения и моделированием. Дополнительные скважины бурят с горизонтальным стволом или бурят горизонтальные стволы из старых скважин, причем горизонтальные стволы проводят по линии, соединяющей застойные целики нефти, а при наличии зон замещения, линз, тупиковых зон или зон с низкими коллекторскими свойствами - по линии, соединяющей эти зоны (Патент РФ №2101475, кл. Е 21 В 43/20, опубл.1998.01.10 - прототип).

Известный способ позволяет отобрать нефть из застойных, тупиковых и т.п. зон по линии размещения горизонтальных стволов. Однако способ не позволяет отбирать нефть из прочих зон, что приводит к невысокой нефтеотдаче залежи.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин бурение дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин, согласно изобретению, в качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаклонные стволы в верхней части продуктивного пласта, из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта, проводят мероприятия по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин, в качестве рабочего агента через пологонаклонные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель, через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию, закачку теплоносителя проводят в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта, отбор продукции производят при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне. Признаками изобретения являются:

1) разработка залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин;

2) бурение дополнительных стволов из вертикальных скважин;

3) закачка рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин;

4) отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин;

5) в качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурение пологонаклонных стволов в верхней части продуктивного пласта;

6) из вертикальных добывающих скважин бурение пологовосстающих стволов в нижней части продуктивного пласта;

7) проведение мероприятий по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин;

8) в качестве рабочего агента через пологонаклонные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачка теплоносителя;

9) через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбор продукции;

10) закачка теплоносителя в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта;

11) отбор продукции при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи часть запасов остается неизвлеченной, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

Вначале залежь разбуривают вертикальными нагнетательными и добывающими скважинами. Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент, через добывающие скважины отбирают продукцию. При такой системе разработки в продуктивном пласте формируется преимущественно горизонтальное движение пластовых флюидов. Большая часть запасов вырабатывается. По мере заводнения в продуктивном пласте по высокопроницаемым зонам формируются промытые участки, языки продвижения рабочего агента. Остаются неохваченные воздействием низкопроницаемые зоны. На определенной стадии разработки создаются условия, когда дальнейшая интенсификация горизонтального вытеснения нефти не приводит к извлечению нефти из низкопроницаемых зон. Для вовлечения в разработку неохваченных воздействием низкопроницаемых зон залежи меняют потоки пластовых флюидов с горизонтального на вертикальное. Для этого бурят дополнительные стволы из вертикальных скважин. В качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаклонные стволы в верхней части продуктивного пласта. Из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта. Пологонаклонные стволы нагнетательных скважин представляют собой горизонтальные стволы с уклоном не менее 0,005 от вертикального ствола нагнетательной скважины. Пологовосстающие стволы добывающих скважин представляют собой горизонтальные стволы с уклоном не менее 0,005 к вертикальному стволу добывающей скважины. Длину пологонаклонных и пологовосстающих стволов назначают по условиям разработки от нескольких метров до сотен метров. Для исключения горизонтального движения пластовых флюидов проводят мероприятия по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин. Для этого в прежние интервалы перфорации закачивают изоляционные материалы типа цемента, гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла, водорастворимых полимеров типа полиакриламида и т.п. В качестве рабочего агента через пологонаклонные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель, например водяной пар, парогазовые смеси, нагретую воду и т.п. Через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию в виде нагретой нефти, нагретого битума, их смесей с водой и т.п. Закачку теплоносителя проводят в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта. При достаточной интенсивности прогрева и малых потерях закачку теплоносителя возможно вести циклически. Закачку теплоносителя производят при небольших давлениях. Этим обеспечивается отсутствие или минимизация горизонтального продвижения теплоносителя и направление воздействия, в основном, на прогрев зоны продуктивного пласта около пологонакпонных стволов нагнетательных скважин. Малое пластовое давление заставляет разогретую нефть или битум как бы стекать в пологовосстающие стволы добывающих скважин. Как правило, при таком способе нагретая нефть скапливается у добывающих скважин и самотеком поступает в восходящие стволы добывающих скважин. Во избежание создания противодавления, образования застоя нефти в пологовосстающих стволах добывающих скважин отбор продукции производят при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне.

Боковые стволы нагнетательных скважин выполняют пологонаклонными для постепенного поступления теплоносителя в продуктивный пласт. Боковые стволы добывающих скважин выполняют пологовосстающими для стекания продукции к вертикальному стволу скважины. Для исключения эффекта зумпфа в нижней части добывающей скважины располагают низ колонны насосно-компрессорных труб, через которую поднимают продукцию к устью скважины.

В результате перехода к вертикальному вытеснению пластовых флюидов и прогрева продуктивного пласта удается достичь нефтеотдачи порядка 80-90%.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: средняя глубина залегания - 892 м, тип залежи - массивный, коллектор - карбонатный, средняя общая толщина - 22 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 8,8 м, пористость - 0,141, средняя насыщенность нефтью - 0,79, проницаемость - 0,145 мкм², пластовая температура - 23°С, пластовое давление - 7,4 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 52,9 мПа·с. плотность нефти в пластовых условиях - 0,884 т/м³, давление насыщения нефти газом - 1,3 МПа, газосодержание нефти - 4,7 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях -1,1 мПа·с, плотность воды -1,036 кг/м³.

Вначале залежь разбуривают вертикальными нагнетательными и добывающими скважинами по пятиточечной системе с нагнетательной скважиной в центре элемента разработки. Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент - воду, через добывающие скважины отбирают продукцию. Залежь разрабатывают до средней обводненности добываемой продукции 80%. Из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаклонные стволы в верхней части продуктивного пласта. Из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта. Длину стволов выбирают в пределах 100-300 м. В прежние интервалы перфорации закачивают цемент. В качестве рабочего агента через пологонаклонные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель - водяной пар. Через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию в виде нагретой нефти. Закачку пара проводят с температурой 250°С в постоянном режиме при давлении 0,3-0,5 МПа на устье скважин. Отбор продукции из добывающих скважин производят по мере поступления нефти в скважины, чем обеспечивают максимальную депрессию на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне.

В результате разработки залежи достигается нефтеотдача 82%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, бурение дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин, отличающийся тем, что для вовлечения в разработку низкопроницаемых зон залежи обеспечивают вертикальные потоки пластовых флюидов, для чего в качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаклонные стволы в верхней части продуктивного пласта, из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта, проводят мероприятия по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин, для чего в интервалы перфорации закачивают изоляционные материалы, в качестве рабочего агента через пологонаклонные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель, через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию, при этом закачку теплоносителя проводят в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта, а отбор продукции производят при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне таким образом, что заставляют разогретую нефть стекать по пологовосстающим стволам к вертикальным добывающим скважинам.