способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ, включающий разбуривание ее системой вертикальных и горизонтальных скважин и создание каверн-накопителей многократными соляно-кислотными ваннами, отличающийся тем, что каверны-накопители создают в горизонтальных скважинах, причем в первую очередь - на концах горизонтальных стволов скважин стягивающего ряда, а все последующие каверны-накопители - последовательно в середине ствола, затем в начале ствола и, наконец, между соседними кавернами-накопителями, причем каждую последующую каверну-накопитель создают после снижения дебита в предыдущей каверне-накопителе до первоначального значения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, представленных карбонатными коллекторами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения вертикальных и горизонтальных скважин (1). Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения пластов, из-за низкого охвата пластов заводнением.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах добывающими и нагнетательными скважинами с созданием искусственных каверн-накопителей в добывающих скважинах с применением для увеличения производительности многократных соляно-кислотных ванн [2]

В условиях карбонатных коллекторов с высоковязкой нефтью эффективность способа достигает до 2-3-х разового увеличения дебита. Особенно эффективно применение его по сpавнению с простыми соляно-кислотными обработками в условиях массивных залежей, где существует возможность быстрого обводнения скважин после обработок.

Существенным недостатком этого способа является то, что в условиях прерывистых неоднородных коллекторов достигается низкий охват пластов заводнением. В этих условиях приемлемое нефтеизвлечение достигается лишь при плотных сетках скважин, что является весьма дорогостоящим мероприятием и не всегда выполнимым с экономической точки зрения. Кроме того, недостатком является также небольшая продолжительность эффекта.

Целью изобретения является повышение коэффициента нефтеизвлечения, увеличение продуктивности скважин и продолжительности эффекта обработки призабойных зон (ОПЗ) за счет увеличения охвата пластов заводнением и совершенствования вскрытия пластов.

Указанная цель достигается способом, включающим разбуривание нефтяной залежи системой вертикальных и горизонтальных скважин и создание каверн-накопителей многократными соляно-кислотными ваннами.

Новым является то, что каверны-накопители создают в горизонтальных скважинах, причем в первую очередь на концах горизонтальных стволов скважин стягивающего ряда, а все последующие последовательно в середине ствола, затем в начале ствола и наконец между соседними кавернами-накопителями, причем каждую последующую каверну-накопитель создают после снижения дебита в предыдущей каверне-накопителе до первоначального значения.

На чертеже представлена схема размещения скважин и местонахождения каверн-накопителей в горизонтальных стволах скважин по предлагаемому способу.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Осуществление способа рассмотрим на примере участка, приведенного на чертеже. Нефтяную залежь, представленную неоднородными прерывистыми коллекторами, разбуривают системой вертикальных и горизонтальных скважин. Осуществляют ОПЗ вертикальных и горизонтальных скважин многократными соляно-кислотными ваннами. В первую очередь ОПЗ проводят в скважинах стягивающего ряда (II ряд). Затем в скважинах I и III рядов. Очередность проведения ОПЗ в скважинах указана на чертеже 1 5. Согласно способу в первую очередь обрабатывают конечную часть горизонтального ствола (точка 1). Это позволяет в первую очередь выработать запасы нефти в области конечной части горизонтального ствола и затем после обводнения данного интервала отключить его из разработки, тем самым сохраняя в рабочем состоянии остальные части горизонтального ствола. В зависимости от толщины обрабатываемого пласта объем 12%-ной соляной кислоты для одной ванны колеблется в пределах от 3 до 13 м³.

Процедура ОПЗ следующая. Закачивают раствор соляной кислоты в скважину при минимальном устьевом давлении (0,1-0,5 МПа). После достижения реагентом обрабатываемого интервала скважину оставляют на реагирование на 2-3-е суток. Затем скважину промывают для извлечения продуктов реакции. Таким образом ОПЗ повторяют 3-5 раз. В результате в обрабатываемом интервале увеличивается диаметр скважины, что приводит к повышению продуктивности. Эффект от ОПЗ продолжается 5-12 месяцев, после чего появляется необходимость повторной ОПЗ. На этот раз ОПЗ проводят по той же технологии, но на половине расстояния от конца горизонтального ствола скважины. Это позволяет выработать опережающим темпом эту зону, а при последующем обводнении ее отключить, сохранив при этом для разработки остальную часть горизонтального ствола. После окончания эффекта от очередного ОПЗ процедуру повторяют еще раз уже в интервале начала горизонтального ствола скважины, а в последующем между зонами, в которых уже были проведены ОПЗ. Таким образом, в стволе создают интервалы с расширенным диаметром. Причем эти интервалы равномерно распределены по горизонтальному стволу: в начале, в конце, в середине и в промежутках на равном расстоянии, тем самым создается равномерная сетка зон повышенной продуктивности.

Следующим этапом применения способа является создание каверн-накопителей в скважинах I и III рядов. Все это позволяет создать сеть высокопродуктивных интервалов, что практически равнозначно уплотнению сетки скважин. Это приводит к увеличению охвата пластов заводнением, следовательно, к повышению нефтеизвлечения, кроме того, повышаются дебиты скважин, интенсивность разработки.

Предлагаемый способ был испытан на участке нефтяной залежи, изображенном на чертеже. Результаты сопоставления показателей разработки известного и предлагаемого способов представлены в таблице. Из приведенных значений видно, что при применении предлагаемого способа коэффициент нефтеизвлечения возрос с 0,25 до 0,30, дебиты скважин увеличились с 10 до 20 т/сут. тем самым сократился срок эксплуатации участка. В среднем с участка в год будет добываться 5,8 тыс.т дополнительной нефти.