способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором, включающий бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - ВНК в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи, нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину, причем в добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи, при этом во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче продукции из карбонатных коллекторов.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. № 35 от 20.11.2011 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и достижения предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукции температуры 80-90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.

Недостатками способа являются сложность строительства двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия, необходимость в постоянном контроле температуры пласта и зоны прогрева пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов (патент RU № 2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. № 26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Основными недостатками данного способа являются низкая эффективность процесса вытеснения нефти из-за неравномерного воздействия вытесняющего агента вдоль всего ствола горизонтальной скважины, отсутствие возможности регулирования отбора и обводненности по всему интервалу ствола горизонтальной скважины.

Техническими задачами настоящего изобретения являются повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения нефти, в том числе путем увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет последовательной отработки всего пласта, снижение обводненности продукции скважин за счет последовательного отсечения забоя скважины.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором, включающим бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи, нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину, причем в добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи, при этом во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров.

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности вытеснения нефти, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора, снижения обводненности продукции скважин, увеличения охвата пласта воздействием по площади и вертикали.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи с карбонатным коллектором, где:

1 - продуктивный пласт; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - вертикальная нагнетательная скважина; 4 - ВНК; 5 - перфорированные патрубки; 6, 6^/ - центраторы; 7, 7^/ - пакеры из водонабухающего материала; 8, 8^/ - заглушки (глухие пакеры).

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь с карбонатным коллектором 1 разбуривают проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Уточняют геологическое строение залежи 1, строят карты эффективных нефтенасыщенных толщин, проводят исследования керна. Выделяют карбонатные продуктивные пласты, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов по площади залежи 1. Определяют уровень ВНК.

Далее бурят как минимум одну добывающую горизонтальную скважину 2, при этом ее горизонтальный участок оставляют необсаженным и располагают выше уровня ВНК в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи 1. В добывающей скважине 2 устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков 5 с центраторами 6, между которыми размещают пакеры 7, 7^/ из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи.

При этом пакеры 7, 7^/ выполнены из водонабухающего материала, который при контакте с определенными жидкостями (водой или нефтью) увеличивается в размере. Пакеры 7, 7^/ легко устанавливаются и не требуют применения специальных спуско-подъемных устройств. Состав водонабухающего пакера способен к самозалечиванию и восстановлению герметизирующих свойств. Количество пакеров выбирают в зависимости от длины горизонтального участка ствола скважины 2. На каждые 100 м длины горизонтального участка ствола скважины 2 устанавливают по одному пакеру.

Центратор 6, расположенный в начале технологической компоновки, центрирует установку относительно оси горизонтальной скважины 2. Центратор 6^/, расположенный в конце компоновки, устанавливает технологическую трубу с патрубками 5 максимально близко к оси скважины, что обеспечивает равномерную запакеровку пакеров 7, 7^/ в процессе освоения.

Далее скважину 2 осваивают и вводят в эксплуатацию.

Затем на расстоянии, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину 2, осуществляют строительство вертикальной нагнетательной скважины 3 до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи 1. Через нагнетательную скважину 3 осуществляют заводнение залежи 1.

В процессе эксплуатации скважин 2 и 3 происходит обводнение продукции скважины 2, начиная с забоя.

По мере достижения обводненности продукции скважины 2 80%, а в зоне установки пакера 7^/ - 50% пакер начинает разбухать и полностью устанавливается, что способствует герметичной изоляции ствола скважины. После повышения обводненности продукции до 90-95% для перекрытия обводненной части ствола скважины устанавливают заглушку 8^/, отсекая техническую колонну скважины 2. При этом работает участок скважины до отсеченной части ствола 2.

При достижении обводненности продукции до 50% в интервале установки пакера 7 он набухает, изолируя участок ствола ближе к устью скважины 2. После обводнения продукции до 90-95% устанавливают заглушку 8, отсекая следующий обводненный участок скважины 2.

Пример конкретного выполнения.

Нефтяную залежь с карбонатным коллектором 1 разбурили по треугольной сетке скважин с расстоянием между скважинами 300 м. Выделили нефтенасыщенный пласт толщиной 15 м на глубине 1200 м.

Далее пробурили одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной 300 м с необсаженным горизонтальным участком выше уровня ВНК на 7 м в середине нефтенасыщенной толщины пласта 1.

В добывающей скважине 2 установили технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков 5 с центраторами 6 (в начале и в конце горизонтального ствола скважины 2), между которыми разместили два пакера 7, 7^/ из водонабухающего материала через каждые 100 м длины ствола. Скважину 2 ввели в эксплуатацию.

Затем на расстоянии 150 м от скважины 2 пробурили вертикальную нагнетательную скважину 3, через которую впоследствии осуществляли заводнение залежи.

В процессе эксплуатации скважин 2 и 3 обводненность продукции скважины 2 достигла 93%, а в интервале установки пакера 7^/ - 55%. При этом пакер 7^/ разбух и полностью установился. После этого установили заглушку 8^/, перекрыв обводненный интервал.

Обводненность снизилась до 45%.

Далее в процессе работы скважин 2 и 3 обводненность продукции достигла 62% в интервале установки пакера 7, при этом обводненность продукции в участке перед установленным пакером 7 достигла 95%. Пакер 7 набух и установился. Для изоляции следующего обводненного участка в интервале размещения соответствующего пакера установили заглушку 8^/.

В оставшемся участке обводненность продукции достигла 52%. Его эксплуатировали до достижения предельной обводненности - 95%. После чего скважину 2 перевели под нагнетание вытесняющим агентом.

Благодаря применению предложенного способа разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором конечный коэффициент нефтеотдачи увеличился на 15%, обводненность продукции снизилась на 17%.

Эксплуатация участка рассчитана на достижение проектной нефтеотдачи 0,38.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи, эффективность процесса вытеснения нефти, увеличить охват пластов вытесняющим агентом за счет последовательной отработки всего пласта, снизить обводненность продукции скважин за счет последовательной установки пакера.