способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи в коллекторах трещинно-порового типа, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что нефтяную залежь разрабатывают по площадной системе заводнения с размещением нагнетательных и добывающих скважин так, чтобы между нагнетательными скважинами располагалось не менее трех рядов и/или орбит добывающих скважин, причем добывающие скважины близлежайшего ряда и/или орбит к нагнетательным скважинам бурят вертикальными, а добывающие скважины последующих рядов и/или орбит бурят горизонтальными, при этом одна горизонтальная добывающая скважина заменяет не менее двух вертикальных добывающих скважин по сетке размещения скважин.

2. Способ разработки нефтяной залежи в коллекторах трещинно-порового типа по п.1, отличающийся тем, что в добывающие скважины первого ряда периодически после их обводнения более 50% закачивают полимерный раствор.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с пористо-трещиноватым коллектором.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1985, с.37-116), включающий вытеснение нефти путем закачки в пласт воды и извлечение нефти на поверхность.

Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеотдачи пластов, не превышающий 30-40%.

Также известен способ разработки нефтяных месторождений (патент RU № 2088752, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. № 24 от 27.08.1997 г.), включающий закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины и добычу нефти через эксплуатационные скважины, при этом водогазовую смесь образуют путем эжекции, степень аэрации которой вначале поддерживают на уровне, обеспечивающем равенство вязкости полученной водогазовой смеси и вязкости нефти, а после достижения фронтом вытеснения эксплуатационных скважин степень аэрации водогазовой смеси повышают в 2-5 раз до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5-2,5 раза, после чего осуществляют повышение давления нагнетания водогазовой смеси в 1,1-1,5 раза до момента восстановления первоначальной приемистости, причем в водогазовую смесь добавляют смесь поверхностно-активных веществ анионоактивного и неионогенного типов концентрацией 0,1-1,0% при соотношении компонентов 1:1 и 1:3, соответственно.

Недостатками данного способа является то, что закачка водогазовой смеси в пласт обеспечивает увеличение коэффициента нефтеотдачи при стабильной или увеличивающейся обводненности, только в установившихся направлениях фильтрации, при этом водогазовая смесь, закачанная в трещины, не является жесткой преградой, создающей необходимые гидродинамические сопротивления с целью образования новых фильтрационных каналов, кроме того, данный способ не позволяет достичь повышения выработки запасов за счет увеличения коэффициента охвата, то есть в процесс разработки не вовлекаются застойные тупиковые зоны.

Также известен способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором (патент RU № 2171368, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. № 21 от 27.07.2001 г.), включающий закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей, причем закачку воды через нагнетательные скважины осуществляют внутри контура, а перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти, проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, затем проводят их закупорку и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки, после чего воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

Недостатком данного способа является то, что он весьма требователен и трудозатратен в осуществлении, так как необходим постоянный контроль объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти, а также необходимо проведение трассерных исследований для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими. Кроме того, закупорку этих каналов и образование новых каналов производят путем временного увеличения давления закачки, что может привести к прорыву воды в добывающие скважины и, как следствие, преждевременному обводнению продукции

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа (патент RU № 2204703, МПК 8 E21B 43/22; 43/27, опубл. в бюл. № 14 от 20.05.2003 г.), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины, водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, при этом производят порционное нагнетание указанного тампонирующего реагента с продавливанием его на определенное расстояние, а обработку призабойной зоны скважины проводят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, причем эту же смесь используют в качестве продавочной жидкости.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность водоизоляционных работ, связанная с тем, что невозможно точно рассчитать объем тампонирующего реагента и расстояние, на которое он продавливается в пласт, поскольку невозможно точно определить структуру и поглощающую способность трещин в коллекторах;

- во-вторых, может возникнуть преждевременное обводнение добывающих скважин, так как обработку призабойной зоны скважины проводят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, при этом добывающая скважина обводняется, не отобрав "свои" запасы нефти.

Задачей изобретения является повышение эффективности и продление безводного режима разработки нефтяной залежи за счет создания такого механизма (сетки) добывающих и нагнетательных скважин, который бы позволил произвести равномерную и последовательную выработку запасов нефти в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи в коллекторах трещинно-порового типа, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что нефтяную залежь разрабатывают по площадной системе заводнения с размещением нагнетательных и добывающих скважин так, чтобы между нагнетательными скважинами располагалось не менее трех рядов и/или орбит добывающих скважин, причем добывающие скважины близлежащего ряда и/или орбит к нагнетательным скважинам бурят вертикальными, а добывающие скважин последующих рядов и/или орбит бурят горизонтальными, при этом одна горизонтальная добывающая скважина заменяет не менее двух вертикальных добывающих скважин по сетке размещения скважин.

Также новым является то, что в добывающие скважины первого ряда периодически после их обводнения более 50% закачивают полимерный раствор и продавливают его в пласт.

На чертеже схематично изображена предлагаемая сетка скважин, которой разрабатывается нефтяная залежь, представленная карбонатным коллектором трещинно-порового типа.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Известно, что из-за трещинноватости карбонатного коллектора вода по трещинам прорывается в скважину. Нефть, находящаяся в матрице карбонатного пласта, блокируется водой, фильтрующейся по трещинам. Фазовая проницаемость для нефти снижается и скважина обводняется, не отобрав "свои" запасы нефти.

В предлагаемом способе нефтяную залежь 1 (см. чертеж), представленную карбонатным коллектором трещинно-порового типа, разрабатывают по площадной системе заводнения разбуриванием сеткой нагнетательных и добывающих скважин.

При разбуривании нефтяной залежи 1 нагнетательные скважины 2¹, 2², 2³, 2⁴ располагают так, чтобы между ними располагалось не менее трех рядов и/или орбит добывающих скважин. Например, в предложенной сетке, между нагнетательными скважинами 2¹ и 2 ² (2³ и 2⁴) размещено три ряда 3 ¹; 3²; 3³ добывающих скважин, а между нагнетательными скважинами 2¹ и 2³ (2 ² и 2⁴) семь рядов 4¹; 4² ; 4³; 4⁴; 4⁵; 4⁶; 4⁷ добывающих скважин. Добывающие скважины близлежащего ряда и/или орбит бурят вертикальными. Например, окружающие нагнетательную скважину 2¹ по горизонтали - это ряды 3¹ и 3⁴, а по вертикали - ряды 4¹; 4 ² и 4⁸; 4⁹ в них близлежащие к нагнетательной скважине 2¹ добывающие скважины 5¹; 5 ²; 5³; 5⁴; 5⁵; 5⁶ выполнены вертикальными.

Аналогичным образом добывающие скважины близлежащих рядов относительно нагнетательных скважин 2²; 2³; 2⁴ выполнены вертикальными. Далее добывающие скважин последующих рядов и/или орбит бурят горизонтальными. Например, окружающие нагнетательную скважину 2¹ по горизонтали - это ряды 3² и 3⁵, размещенные непосредственно за рядами 3 ¹ и 3⁴ соответственно, а по вертикали - это 4³ и 4¹⁰, размещенные непосредственно за рядами ряды 4² и 4⁹, соответственно в них добывающие скважины 6¹; 6²; 6³ ; 6⁴; 6⁵; 6⁶ выполнены горизонтальными.

Одна горизонтальная добывающая скважина, например скважина 6¹, по сетке размещения скважин заменяет не менее двух вертикальных добывающих скважин.

Далее производят строительство скважин и осуществляют перфорацию эксплуатационных колонн всех скважин в продуктивной части пласта, обустраивают и вводят в эксплуатацию нефтяную залежь 1.

Производят закачку вытесняющего агента (например, сточной воды) в нагнетательные скважины 2¹; 2²; 2 ³; 2⁴, а отбор продукции (нефти) производят из вертикальных 5¹; 5²; 5³; 5⁴; 5⁵; 5⁶ 5ⁿ и горизонтальных 6¹; 6² ; 6³; 6⁴; 6⁵; 6⁶ 6ⁿ добывающих скважин. Таким образом, производят разработку нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа.

В процессе разработки нефтяной залежи по мере отбора продукции из вертикальных 5¹; 5² ; 5³; 5⁴; 5⁵; 5⁶ 5ⁿ добывающих скважин, расположенных в близлежащих рядах к соответствующим нагнетательным скважинам 2¹ ; 2²; 2³; 2⁴, отбирают пробы и определяют обводненность отбираемой продукции, как только обводненность продукции в одной или нескольких вертикальных 5¹; 5²; 5³; 5⁴; 5⁵; 5 ⁶ 5ⁿ добывающих скважин достигает более 50%, то в эти скважины производят закачку любого известного полимерного раствора (например, широко известный водонабухающий полимер (ВНП) или новый модификатор фазовой проницаемости WCA) с последующей продавкой его в пласт.

Например, обводненность продукции добываемой из вертикальных добывающих скважины 5 ²; 5³; 5⁴ составляет 60%. Тогда в вертикальные добывающие скважины 5²; 5³ ; 5⁴ закачивают одновременно или последовательно, например, по спущенной в скважину технологической колонне труб (на чертеже не показано) оторочку полимерного раствора (с продавкой ее водой, например, сточной в пласт через перфорационные отверстия (на чертеже не показано) эксплуатационной колонны.

В качестве полимерного раствора может использоваться гидрофильный полимер, например модификатор фазовой проницаемости WCA-1-гидрофильный сополимер DMDAAC и акриламида, который способен связывать и удерживать воду в нефтяной залежи 1 и не препятствовать притоку нефти, что уменьшает обводненность нефти, поступающей из пласта через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны в ствол добывающей скважины. WCA-1 - новый химический реагент, который был успешно применен на некоторых месторождениях Западной Сибири, при проведение ГРП силами компании «Newco Well Service». WCA-1 является высокогидрофильной эластичной цепью полимера среднего молекулярного веса на основе полиакриламида.

При последующих обводнениях продукции более 50%, добываемой из вертикальных 5 ¹; 5²; 5³; 5⁴; 5⁵ ; 5⁶ 5ⁿ добывающих скважин, расположенных в близлежащих рядах к соответствующим нагнетательным скважинам 2¹ ; 2²; 2³; 2⁴, закачку полимерного раствора с продавкой его в пласт повторяют, т.е. производят периодическую закачку полимерного раствора с продавкой его в пласт через вертикальные добывающие скважины 5¹; 5²; 5³ ; 5⁴; 5⁵; 5⁶ 5ⁿ.

Таким образом, в процессе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа благодаря вертикальным добывающим скважинам 5¹ ; 5²; 5³; 5⁴; 5⁵; 5⁶ 5ⁿ вокруг нагнетательных скважин 2¹ ; 2²; 2³; 2⁴ создается водоизоляционных блок, что позволяет продлить безводный режим работы более дорогостоящих горизонтальных добывающих скважин 6¹; 6² ; 6³; 6⁴; 6⁵; 6⁶ 6ⁿ при разработке нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа и, соответственно, увеличить коэффициент извлечения нефти.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа позволяет повысить эффективность и продлить безводный режима разработки нефтяной залежи за счет создания такого механизма (сетки) добывающих и нагнетательных скважин, который бы позволил произвести равномерную и последовательную выработку запасов нефти в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа.