способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем нагнетания в него из водоносного горизонта воды с температурой не ниже температуры пласта и извлечении нефти на поверхность посредством скважин, отличающийся тем, что в качестве водоносного горизонта используют поглощающий горизонт, имеющий температуру не ниже температуры нефтяного пласта, в котором избирательно вскрывают фильтрационные каналы большого диаметра, и предварительно в него закачивают воду для заводнения пласта, выдерживают ее до приобретения температуры пласта, после чего отбирают вместе с пластовой водой из водозаборных скважин, в которых вскрывают те же фильтрационные каналы.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что между поглощающими и водозаборными скважинами дополнительно создают циркуляцию потоков воды.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что водозаборные скважины располагают от поглощающих на расстоянии не менее расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отбор воды из водозаборных скважин и закачку ее в нагнетательные скважины производят при давлении выше давления выделения растворенных газов из пластовых вод.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного месторождения с применением теплоносителей.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки горячей воды в нефтяные пласты и отбор из них нефти [1] Недостатком известного способа являются большие энергозатраты, связанные с подготовкой теплоносителя на поверхности.

Для заводнения также используются попутные, сточные воды, которые извлекаются при разработке нефтяного месторождения вместе с нефтью, но они имеют до закачки низкую температуру (4-15^оС) и требует дополнительного нагрева на поверхности.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем заводнения их пластовыми водами перекачкой их непосредственно из пласта в пласт [2]

Недостатками являются низкая водообильность глубинных водонасыщенных пластов, увеличение объема попутных сточных вод, а следовательно и затрат на деэмульсацию, перекачку и захоронение их, трудности подбора вод в связи с возможной физико-химической несовместимостью.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем перепуска в него по скважинам термальных вод и извлечение нефти на поверхность посредством скважин. С целью поддержания давления в пласте с термальными водами в него осуществляют закачку воды с поверхности [3] Недостатком известного способа является его ограниченная возможность применения, связанная с отсутствием пластов с термальными водами на доступной для бурения глубине на территории большинства нефтяных месторождений. Кроме того, термальные пласты обычно имеют низкую водообильность.

Предлагаемое решение позволит расширить область применения способа заводнения нефтяных месторождений горячей пластовой водой при минимальных энергозатратах за счет естественного нагрева закачиваемых вод непосредственно в пласте, и обеспечить необходимый объем закачиваемой воды.

Указанный технический результат достигается тем, что в отличии от известного способа разработки нефтяного месторождения, заключающегося в вытеснении нефти из пласта путем нагнетания в него из водоносного горизонта воды с температурой не ниже температуры пласта и извлечении нефти на поверхность посредством скважин, в качестве водоносного используют поглощающий горизонт, имеющий температуру не ниже температуры нефтяного пласта, в котором избирательно вскрывают фильтрационные каналы большого диаметра и предварительно закачивают в него через специальные поглощающие скважины воду, которая будет использоваться для заводнения пласта, выдерживает ее в поглощающем горизонте заданное время до приобретения температуры пласта, после чего отбирают ее вместе с пластовой водой из специальных водонаборных скважин, в которых вскрывают те же фильтрационные каналы.

Использование, в отличие от всех известных решений, поглощающего горизонта в качестве естественного источника нагрева закачиваемой воды позволит закачать в него значительный объем воды, а выдержка ее в пласте обеспечить нагрев с минимальными затратами.

Для создания надежного сообщения между поглощающими и водозаборными скважинами между ними дополнительно создают циркуляцию потоков вод путем закачки больших объемов кислоты и воды.

Наличие в поглощающем горизонте фильтрационных каналов значительного диаметра устанавливается по известным фактам катастрофического поглощения бурового раствора и провалам бурового инструмента в узких интервалах поглощающего горизонта и по данным геофизических исследований скважин (ГИС) при бурении скважин на нефтяных месторождениях.

Подтверждается это также результатами гидродинамических и индикаторных исследований между поглощающими скважинами.

Нагрев воды до пластовой температуры в поглощающем горизонте обеспечивается выдержкой ее на время необходимое для фильтрации по каналам между поглощающими и водозаборными скважинами. Подтверждается это известными фактами поступления на забои добывающих скважин закачиваемых вод с температурой близкой к пластовой, несмотря на закачку охлажденных вод в нагнетательные скважины.

Поэтому расстояние между поглощающими и водозаборными скважинами должно быть не менее расстояния, чем между нагнетательными и добывающими скважинами на нефтяной пласт, залегающий на близкой к поглощающему глубине.

Как показали исследования, на Кулешовском месторождении Самарской области фильтрация сточных вод по поглощающему горизонту серпуховского яруса обеспечивает нагрев их до пластовой температуры на расстоянии 500-600 м. Установлена также минимальная потеря вод на фильтрацию в породу, незначительное смешение с пластовыми водами и, как следствие, достаточная водообильность водозаборных скважин.

Таким образом создается система оборотного заводнения, позволяющая использовать для заводнения сточные воды многократно.

В связи с высокой коррозионной активностью сточных и пластовых вод отбор их из водозаборных скважин и закачка в нагнетательные производится по герметичной системе водоводов при давлении выше давления выделения растворенных газов (сероводорода, углекислоты и т.п.). В этом случае, как показали исследования на скв. N 93 Богатыревского месторождения, коррозионная активность извлекаемых вод не превышает активности пресных вод и по международной классификации воды поглощающего горизонта относятся к неагрессивным.

На чертеже представлена схема, поясняющая предлагаемый способ. Схема содержит нефтяной пласт 1, поглощающий горизонт 2, добывающие скважины 3, нагнетательные скважины 4, поглощающие скважины 5, водозаборные скважины на поглощающий горизонт 6.

Способ осуществляется следующим образом. При разбуривании нефтяного месторождения в разрезе по результатам бурения и ГИС устанавливается наличие поглощающих горизонтов, интервалы залегания фильтрационных каналов и их размеры. Бурение проектных нагнетательных 4, и добывающих 3 скважин выполняется одновременно с поглощающими 5 и водозаборными 6 скважинами. Причем поглощающие скважины 5 бурятся вблизи от установок деэмульсации, а водозаборные 6 от нагнетательных 4 скважин.

Расстояние между поглощающими и водозаборными скважинами равно расстоянию между нагнетательными и добывающими скважинами.

В связи с тем, что в большинстве случаев бурение выполняется кустовым способом, устье водозаборных скважин располагается в непосредственной близости (5-50 м) от устья нагнетательных, что до минимума сокращает потери тепла при перекачке воды из водозаборной в нагнетательную скважины. Потери температуры воды при подъеме ее из водозаборной скважины компенсируется повышением ее при движении по стволу нагнетательной скважины. Фильтрационные каналы в поглощающих и водозаборных скважинах вскрывают перфорацией в колонне. Для создания надежного сообщения между поглощающими и водозаборными скважинами между ними создают циркуляцию путем закачки больших объемов кислот и воды.

В связи с отсутствием сточных вод в начальный период разработки нефтяного месторождения, для заводнения используют воды поглощающих горизонтов. После обводнения продукции добывающих скважин, в поглощающие скважины закачиваются сточные воды, которые выдерживаются в пласте заданное время, периодически определяя ее температуру. Затем смесь нагретых сточных вод вместе с пластовой водой отбирают из водозаборных скважин и закачивают в нефтяной пласт по герметичному водоводу при давлении выше давления выделения растворенных в пластовой воде газов. Вместо сточных вод можно использовать поверхностные воды.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере нефтяного пласта А4 башкирского яруса на северном участке Якушкинского месторождения разбуренного сеткой нагнетательных и добывающих скважин с расстоянием между ними 300 м. Всего пробурено на участке 25 скважин. Глубина залегания пласта А4 1000 м, пластовая температура 20^оС, проектный коэффициент нефтеизвлечения 0,45. Поглощающий горизонт фаменского яруса на территории Якушкинского месторождения залегает на глубине 1650 м. Пластовая температура 38^оС. С целью осуществления способа предлагается использовать в качестве водозаборных скважин NN 527, 530 и пробурить поглощающую скважину N 1п на расстоянии 700 м от водозаборных.

В скважинах N 527 и 530 устанавливают цементные мосты и вскрывают перфорацией фильтрационные каналы поглощающего горизонта. При бурении скважины N 1п по данным ГИС устанавливают интервалы залегания фильтрационных каналов, которые вскрывают перфорацией в колонне. После этого путем закачки больших объемов (500-700 м³) воды вызывают циркуляцию между поглощающей и водозаборными скважинами и определяют скорость фильтрации воды и ее температуру в водозаборной скважине. Затем осуществляют закачку сточных вод в поглощающую скважину, контролируя температуру воды в водозаборных скважинах. Время нагрева сточных вод до пластовой температуры 38^оС регулируется скоростью ее закачки в поглощающую скважину.

Отбор нагретой воды из водозаборной скважины и закачка ее в нагнетательные осуществляют при давлении не менее 35-40 кгс/см², т.е. выше давления растворения газов в воде составляющего 32 кгс/см². Лабораторные исследования показали, что закачка в нефтяные пласты нагретых сточных вод позволяет увеличить коэффициент вытеснения.

Таким образом, коэффициент нефтеизвлечения пласта А4 будет увеличен от 0,45 до 0,50.

Предлагаемый способ только в Самарской области на 8-м намечаемых нефтяных залежах позволит получить дополнительно более 50 тыс.т нефти. Предлагаемый способ позволит также сократить затраты и материалы на обустройство систем заводнения.