способ разработки залежи нефти с подошвенной водой

Формула изобретения

Способ разработки залежи нефти с подошвенной водой, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин, и периодический отбор нефти, отличающийся тем, что под отбор нефти выбирают добывающие скважины, имеющие повышенные гипсометрические отметки пласта, из стволов этих скважин удаляют задавочную жидкость, заполняют их нефтью этой же залежи и в нефтяной среде этих скважин вторично вскрывают кровельную часть продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны, при этом при отборе нефти используют ствол скважины от устья как резервуар для отстоя и накопления нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации залежей с подошвенной водой.

Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отборе продукции из добывающих скважин [1].

Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и большой отбор попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.

Известен способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта [2].

Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность. Объясняется это тем, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т.к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает фильтрационное сопротивление для воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водонефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой добывающей скважине, и периодический отбор нефти [3].

Недостатком способа является низкий темп отбора нефти из-за снижения эффективности способа со временем. Объясняется это тем, что работающая нефтенасыщенная толщина кровельной части пласта, отдающая нефть, становится незначительной из-за несовершенства вскрытия пласта, ориентированного на высокопроницаемый коллектор, и низких гипсометрических отметок пласта в скважинах.

В изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти за счет увеличения работающей нефтенасыщенной толщины, отдающей нефть.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи нефти с подошвенной водой, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин, и периодический отбор нефти, согласно изобретению под отбор нефти выбирают добывающие скважины, имеющие повышенные гипсометрические отметки пласта, при этом в этих скважинах вторично вскрывают в нефтяной среде кровельную часть продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны.

Признаками изобретения являются:

1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины,

2. отбор продукции через добывающие скважины;

3. создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта;

4. поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин;

5. выбор под отбор нефти добывающих скважин, имеющих повышенные гипсометрические отметки пласта,

6. вторичное вскрытие кровельной части продуктивного пласта в этих скважинах;

7. то же в нефтяной среде;

8. то же с образованием перфорационных отверстий глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны;

9. отбор нефти из этих скважин периодически.

Признаки 1-4, 9 являются общими с прототипом, признаки 5-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи на поздней стадии темп выработки запасов нефти становится весьма низким. В предложенном способе решается задача повышения темпов отбора нефти.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Участок залежи, имеющий обводненный пласт с остаточными запасами нефти, сосредоточенными в кровельной части структуры, эксплуатируют добывающими и нагнетательными скважинами. Эксплуатацию участка ведут при пластовом давлении, близком к первоначальному, т.е. равном гидродинамическому, механизированным способом со спуском глубинного насоса в приустьевую часть скважины.

В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин, определяют параметры пласта и насыщающих их флюидов. Замеряют пластовое давление. Отбирают пробы продукции скважин. Способ применим, когда удельный вес нефти меньше удельного веса подошвенной воды.

При отборе продукции с использованием сил тяжести подошвенная вода, вытеснив нефть до верхних перфорационных отверстий, препятствует поступлению нефти в скважину. Так как первоначальная перфорация была предназначена для высокопроницаемых коллекторов и имеет небольшую глубину с незначительной плотностью отверстий на погонный метр, а кровельная часть пласта, как правило, с ухудшенными коллекторскими свойствами остается несовершенной по степени вскрытия, то из-за больших фильтрационных сопротивлений призабойной зоны в купольной части пласта и малой работающей нефтенасыщенной части пласта нефть поступает в малых количествах и с незначительной скоростью в скважину. Скважина отбирает продукцию с малым темпом отбора. Процесс эксплуатации залежи становится малоэффективным при значительной остаточной нефтенасыщенной толщине пласта.

По результатам исследования скважин приступают к осуществлению способа.

Скважину останавливают и геолого-промысловыми видами исследования определяют остаточную нефтенасыщенную толщину пласта и степень совершенства вскрытия призабойной зоны скважины. Под отбор нефти выбирают скважины с повышенными гипсометрическими отметками, т. е. расположенные в возвышенных участках залежи. Строится структурная карта по кровле продуктивного горизонта. Выбор скважин с повышенными гипсометрическими отметками связан с тем, что нефть будет стремиться за счет сил гравитации занять верхнюю часть структуры залежи. В этих же скважинах производят дополнительную перфорацию кровельной части пласта. Для этого в скважину спускают перфоратор. Предварительно подземное оборудование (насос) для добычи демонтируют из скважины, со ствола скважины удаляют задавочную жидкость и заполняют нефтью этой же залежи. Выбор вида перфоратора зависит от конструкции скважин, нефтенасыщенной толщины и коллекторской характеристики кровельной части пласта. При незначительной нефтенасыщенной толщине и слабом цементном камне за колонной дополнительную перфорацию производят сверлящими перфораторами. При значительной толщине колонн и низких коллекторских характеристиках пласта углубленное вторичное вскрытие производят кумулятивными перфораторами. Мощность зарядов выбирают таким образом, чтобы глубина отверстий превышала толщину закольматированной зоны. Как правило, это отверстия глубиной 500 - 850 мм. Так как колонна заполнена нефтью, то снижения фазовой проницаемости по нефти скважины не происходит. Скважину пускают под эксплуатацию с отбором нефти с приустьевой зоны. Если скважина переливает, то ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. При низком статическом уровне увеличивают объемы закачки. Если имеется связь с законтурной областью и энергетическая характеристика пласта позволяет удерживать статический уровень в приустьевой части скважины, то в регулировании объемами закачки нет необходимости. Скважина с низкой гипсометрической отметкой, малой нефтенасыщенной толщиной может быть переведена под закачку воды и остаточная нефть из зоны этой скважины должна быть вытеснена в зоны скважин с повышенными гипсометрическими отметками.

Установив статический уровень в приустьевой зоне скважины, ее останавливают на гравитационное перераспределение фаз в системе скважина - пласт.

Из-за большего удельного веса подошвенная вода, находящаяся в стволе скважины и в конусе, будет стремиться занять нижнюю часть, а нефть - "всплыть" и продвинуться к зоне отбора. Сток воды в подошвенную часть пласта создает силу, которая выдавливает нефть в скважину.

Имея меньший удельный вес, нефть в скважине также за счет сил гравитации всплывает и занимает ее верхнюю часть, т.е. приустьевую. Установление статического уровня в непосредственной близости у устья связано с большей потенциальной энергией для гравитационного разделения нефти и воды. Использование ствола скважины от самого устья как резервуара для отстоя и накопления нефти позволяет отбирать безводную нефть с малыми энергетическими затратами на ее откачку и использовать неметаллоемкое оборудование для добычи.

Так как под отбор нефти выбраны скважины с повышенными гипсометрическими отметками, куда стремится нефть с залежи, и произведена углубленная перфорация, позволяющая увеличить вскрытую нефтенасыщенную толщину и снизить фильтрационное сопротивление призабойной зоны, то дебит скважины возрастает. Время, необходимое на накопление нефти, снижается и зависит от коллекторских и физико-химических свойств пласта и нефтей, соотношения удельных весов нефти и воды. Конкретная величина времени накопления нефти определяется в промысловых условиях. Скважину оборудуют датчиком по замеру водонефтяного раздела в скважине. После того, как водонефтяной раздел в скважине достигнет определенного уровня, производят откачку нефти до появления воды. Подошвенная вода поступает в кровельную часть пласта до верхних перфорационных отверстий и вытесняет нефть в добывающую скважину. Охват пласта заводнением возрастает с повышением темпов отбора нефти.

Пример конкретного выполнения.

Участок залежи нефти с подошвенной водой эксплуатируют тремя добывающими скважинами. Отбор продукции ведут с карбонатного пласта с общей толщиной 45 м, в т.ч. нефтенасыщенной 15 м, водонасыщенной 30 м. По данным исследования скважин было выявлено, что нефтяная залежь приурочена к антиклинали с отметками кровли пластов в скважине N 1 - 900 м, N 2 - 950 м, N 3 - 900 м. Залежь имеет активную водоносную область, поэтому ее разрабатывают на естественном водонапорном режиме. В процессе бурения скважин отбирают керн. По результатам исследования керна определяют параметры пласта, по которым производят подсчет запасов нефти. В районе этих скважин сосредоточено 640 тыс. т. балансовых запасов. Производят отбор нефти. Нефть имеет низкое газосодержание. Удельный вес нефти равен 850 кг/м³.

Залежь разрабатывают без поддержания пластового давления механизированным способом. Статический уровень находится на уровне 80-100 м от устья скважины. Результаты исследования скважин показывают, что остаточные запасы приурочены к кровельной части пласта и большая часть их связана с малоамплитудными поднятиями структуры. Исследование локатором муфт показывает, что нефтенасыщенная толщина, не вскрытая перфорацией в скважине N 1, составляет 4 м, N 2 - 0,5 м и N 3 - 5 м. Проницаемость кровельной части пласта в 2 раза ниже подошвенной.

Для подключения в активную разработку кровельной части пласта с использованием сил гравитации в системе скважина - пласт скважину останавливают. Насосное оборудование поднимают на поверхность. Пласт задавливают закачкой в него нефти. Спускают перфоратор ПК-105 и производят прострел кровельной части пласта с плотностью 30 отверстий на один погонный метр. Мощность зарядов позволила сделать отверстия глубиной 500 - 850 мм. Скважины N 1 и N 3 пускают под отбор нефти, а скважину N 2 - под закачку. Скважины N 1 и N 2 оборудуют контроллером по определению скорости гравитационного перераспределения нефти и воды и накопления ее в скважине. Производят замеры по отбивке раздела нефть - вода. За двадцать суток в скважине N 1 установился столб нефти высотой 250 м, N 3 - 300 м, что в три раза быстрее до проведения мероприятий. По результатам исследования определяют глубину спуска насоса и устанавливают программу работы скважины для откачки безводной нефти. В скважину спускают насос выше водонефтяного раздела. Производят отбор нефти. Годовой отбор нефти увеличился со 125 т. до 3000 т. Темп отбора нефти возрос с 0,05 до 0,88% от балансовых запасов.

Применение предложенного способа позволит повысить темп отбора нефти.

Источники информации

1. М. Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, - с. 85.

2. "Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России". Абдулмазитов Р.Г. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996, т. 1, с. 67.

3. Патент РФ N 2138625, кл. E 21 B 43/20, опублик. 27.09.99 г. в БИ N 27, 1999 г. - прототип.