Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды в продуктивный пласт посредством нагнетательных скважин и приуроченных к купольным поднятиям.

Известен «Способ разработки нефтяного месторождения» (патент RU №2254457, Е21В 43/20; 43/30 опубл. Бюл. №17 от 20.06.2005), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, размещение на этих участках дополнительных скважин, отличающийся тем, что проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже и с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, вскрывают интервал продуктивного пласта между абсолютной отметкой кровли в этой скважине и абсолютной отметкой, соответствующей кровле в ближайшей скважине, при этом проектируют размещение скважин на вершинах куполообразных поднятий даже с нарушением равномерности проектной сетки скважин, а после полного разбуривания сетки скважин и в случае уточнения по данным пробуренных скважин местонахождения вершин куполообразных поднятий бурят с ближайших скважин боковые стволы в сторону уточненных вершин куполообразных поднятий, контролирующих месторождение, причем в ближайших скважинах и боковых стволах, размещенных на вершинах куполообразных поднятий, когда абсолютная отметка кровли продуктивного пласта по ближайшим скважинам ниже отметки подошвы продуктивного пласта в боковых стволах, вскрывают весь пласт.

Недостатком данного способа является преждевременное обводнение добывающих скважин, так как разработка нефтяного месторождения ведется без учета забойных давлений в добывающих скважинах.

Наиболее близким по технической сущности является «Способ разработки нефтяной залежи» (патент RU №2225941, Е21В 43/20, опубл. Бюл. №7 от 20.03.2004), включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, осуществление перфорации продуктивного пласта в добывающих скважинах в два этапа, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в соответствии с сеткой размещения добывающих скважин определяют положение забоев добывающих скважин в зоне локального купольного поднятия или в зоне локальной впадины, причем на первом этапе при попадании забоя добывающей скважины в зону локальной впадины производят перфорацию добывающей скважины в интервале подошвенной части продуктивного пласта, а при попадании забоя добывающей скважины в зону локального купольного поднятия производят перфорацию добывающей скважины во всем интервале толщины продуктивного пласта, на втором этапе производят перфорацию кровельной части продуктивного пласта в добывающих скважинах, расположенных в зоне локальной впадины, при достижении их обводненности до 50% и выше, при этом в добывающих скважинах, расположенных в зоне локального купольного поднятия, производят изоляцию подошвенной части продуктивного пласта.

Недостатками данного способа является следующее:

- во-первых, не происходит целенаправленного вытеснения нефти водой в сторону куполообразного поднятия;

- во-вторых, при разработке нефтяной залежи образуется водяной конус и вода прорывается в добывающие скважины, что приводит к преждевременному обводнению продукции скважины. Все это снижает эффективность применения данного способа.

Задачей изобретения является повышение эффективности выработки нефти в залежи с куполообразными поднятиями за счет целенаправленного вытеснения нефти водой в сторону куполообразного поднятия.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие продуктивного пласта в скважинах, определение в соответствии с сеткой размещения добывающих скважин положения забоев скважин в зоне локального купольного поднятия, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что при разработке залежи, представленной продуктивным пластом с чередованием зон локального купольного поднятия и локальной впадины, обеспечивают гравитационное вытеснение нефти к вершине купольного поднятия за счет воды в локальной впадине и интенсивное извлечение нефти в зоне купольного поднятия, для чего нагнетательные скважины в зоне локального купольного поднятия переводят в добывающие, а отбор нефти через добывающие скважины, расположенные в зоне локального купольного поднятия, осуществляют так, чтобы гидродинамический уровень в этих скважинах был тем ниже, чем ближе добывающая скважина расположена к вершине этого купольного поднятия.

Также новым является то, что в случае невозможности снижения гидродинамического уровня до требуемого в добывающих скважинах в зоне локального купольного поднятия в пределах этого купольного поднятия бурят дополнительные добывающие скважины с нарушением равномерности сетки.

Также новым является то, что в случае невозможности снижения гидродинамического уровня до требуемого в добывающих скважинах в зоне локального купольного поднятия добывающие скважины в зоне локального купольного поднятия оснащают горизонтально-наклонными и/или горизонтальными забойными участками, располагаемыми в пределах продуктивного пласта.

На фигуре 1 изображена схема осуществления предлагаемого способа.

На фигуре 2 изображена сетка разработки залежи нефти.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

На фигурах 1 и 2 изображена залежь нефти, разбуренная по определенной сетке добывающими 1¹; 1²; 1³; 1⁴ и нагнетательными 2¹; 2²; 2³; 2⁴; 2⁵ скважинами, которыми вскрыт продуктивный пласт 3. Продуктивный пласт 3 представлен чередованием зон локального купольного поднятия 4 и локальной впадины 5.

В соответствии с сеткой определяют размещения добывающих скважин 1¹;1²; 1³; 1⁴, находящихся в зоне локального купольного поднятия 4. Это добывающие скважины 1²; 1³. Кроме того, нагнетательную скважину 2³, находящуюся в зоне локального купольного поднятия 4, переводят в добывающую 1⁵.

Начинают разработку залежи нефти с купольными поднятиями, при этом производят закачку вытесняющего агента (воды) через нагнетательные скважины 2¹; 2²; 2⁴; 2⁵ и отбор нефти через добывающие скважины 1¹; 1²; 1³; 1⁴; 1³.

Отбор нефти через добывающие скважины 1¹; 1²; 1³; 1⁴; 1⁵, расположенные зоне локального купольного поднятия 4, осуществляют так, чтобы гидродинамические уровни в скважинах были тем ниже, чем ближе добывающая скважина расположена к вершине этого купольного поднятия 4, то есть в добывающих скважинах 1²; 1³; 1⁵ гидродинамические уровни 6²; 6³; 6⁵ должны быть ниже, чем гидродинамические уровни 6¹; 6⁴ в добывающих скважинах 1¹; 1⁴. Это обеспечивается тем, что в добывающих скважинах 1²; 1³; 1⁵ устанавливают насосы (любой известной конструкции) большей производительности, чем насосы, спущенные в добывающие скважины 1¹; 1⁴.

Благодаря насосам большой производительности, установленным в добывающих скважинах 1²; 1³; 1⁵, откачка нефти из этих скважин происходит более интенсивно, вследствие чего в этих скважинах поддерживаются более низкие гидродинамические уровни 6²; 6³; 6⁵, чем гидродинамические уровни 6¹; б⁴ в добывающих скважинах 1¹; 1⁴, оснащенных насосами меньшей производительности.

Таким образом, происходит процесс разработки нефтяной залежи, как только гидродинамические уровни 6¹; 6²; 6³; 6⁴; 6⁵ в соответствующих добывающих скважинах 1¹; 1²; 1³; 1⁴; 1⁵ начинают выравниваться, то в зоне локального купольного поднятия 4 в пределах этого купольного поднятия бурят дополнительные добывающие скважины 1⁶ и 1⁷ с нарушением равномерности сетки, при этом закачку вытесняющего агента продолжают производить через нагнетательные скважины 2¹; 2²; 2⁴.

Таким образом, производят разработку залежи нефти с купольными поднятиями.

В случае невозможности снижения гидродинамического уровня до требуемого в добывающих скважинах 1²; 1³; 1⁵; 1⁶; 1⁷ в зоне локального купольного поднятия 4 и с помощью добывающих скважины 1⁶ и 1⁷, то добывающие скважины, например, добывающие скважины 1²; 1³; 1⁵, расположенные в зоне локального купольного поднятия 4, оснащают горизонтально-наклонными и/или горизонтальными забойными участками 1² ₁; 1³ ₁; 1⁵ ₁, располагаемыми в пределах продуктивного пласта 3, и продолжают разработку залежи нефти до выработки остаточных запасов нефти в залежи с купольными поднятиями.

В предложенном способе за счет снижения гидродинамических уровней в добывающих скважинах 1² ₁; 1³¹; 1⁵ ₁; 1⁶; 1⁷, находящихся в зоне купольного поднятия 4, происходит, с одной стороны, интенсивное извлечение нефти, а с другой стороны, в нижней части купольного поднятия 4, то есть в локальной впадине 5, образуется вода, которая целенаправленно за счет гравитационных сил вытесняет нефть вверх к вершине купольного поднятия 4.

В предложенном способе разработки нефтяной залежи повышается эффективность выработки нефти в залежи с купольными поднятиями за счет целенаправленного вытеснения нефти водой в сторону купольного поднятия.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие продуктивного пласта в скважинах, определение в соответствии с сеткой размещения добывающих скважин положения забоев скважин в зоне локального купольного поднятия, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что при разработке залежи, представленной продуктивным пластом с чередованием зон локального купольного поднятия и локальной впадины, обеспечивают гравитационное вытеснение нефти к вершине купольного поднятия, за счет воды в локальной впадине, и интенсивное извлечение нефти в зоне купольного поднятия, для чего нагнетательные скважины в зоне локального купольного поднятия переводят в добывающие, а отбор нефти через добывающие скважины, расположенные в зоне локального купольного поднятия, осуществляют так, чтобы гидродинамический уровень в этих скважинах был тем ниже, чем ближе добывающая скважина расположена к вершине этого купольного поднятия.

2. Способ разработки нефтяной залежи по п.1, отличающийся тем, что в случае невозможности снижения гидродинамического уровня до требуемого в добывающих скважинах в зоне локального купольного поднятия в пределах этого купольного поднятия бурят дополнительные добывающие скважины с нарушением равномерности сетки.

3. Способ разработки нефтяной залежи по п.1 или 2, отличающийся тем, что в случае невозможности снижения гидродинамического уровня до требуемого в добывающих скважинах в зоне локального купольного поднятия добывающие скважины в зоне локального купольного поднятия оснащают горизонтально-наклонными и/или горизонтальными забойными участками, располагаемыми в пределах продуктивного пласта.