способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения, включающий разбуривание проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемом коллекторе, изменение направлений фильтрационных потоков в пласте путем изменения режима работы добывающих и нагнетательных скважин, вскрывших малопроницаемые пласты, отличающийся тем, что после разбуривания месторождения сеткой скважин выявляют закольматированные участки в малопроницаемой зоне пласта, добывающие скважины, вскрывшие малопроницаемые пласты и нагнетательные скважины, вскрывшие пласты с высокой проницаемостью, затем на участках с малопроницаемыми коллекторами вводят дополнительные нагнетательные скважины с горизонтальным стволом, причем стволы направляют в сторону закольматированного участка, а пластовое давление в малопроницаемой зоне пласта поддерживают выше давления в высокопроницаемой зоне, при этом горизонтальный ствол проводят ниже предполагаемого динамического уровня жидкости при эксплуатации скважины на изливе.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента при закачке в нагнетательные скважины с горизонтальным стволом используют реагенты с учетом свойств малопроницаемых пластов, например для глинистых - высокоминерализованную пластовую воду или композиции на основе анионогенных и неионогенных поверхностно-активных веществ.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано при разработке неоднородных нефтяных пластов.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи ( см. патент RU №2055164 от 08.09.93 г., опубл. БИ №6 от 27.02.96 г.), включающий выделение на залежи высокопродуктивных и низкопродуктивных зон с последующим размещением нагнетательных скважин в низкопродуктивной зоне, а добывающих скважин - в высокопродуктивной зоне, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с регулированием закачки и отбор нефти через добывающие скважины, при этом осуществляют учет распределения подвижности пластового флюида на поздней стадии разработки залежи и в высокопродуктивной зоне выделяют участки с монотонным изменением подвижности, разработку которых ведут последовательным нагнетанием рабочего агента в направлении возрастания подвижности пластового флюида, контролируя при этом пластовое давление и обводненность добывающих скважин, прилегающих к нагнетательной скважине и входящих в зону ее воздействия, регулирование закачки рабочего агента осуществляют путем снижения темпа закачки при увеличении пластового давления и обводненности скважин, при этом размещение нагнетательных скважин в низкопродуктивных зонах производят между рядами добывающих скважин попарно с разных сторон от высокопродуктивной зоны на расстоянии от ее края, определяемом математическим выражением.

Способ позволяет увеличить добычу нефти при одновременном снижении добычи жидкости.

Недостатком способа является сложность осуществления и ограниченность использования, т.к. для успешной реализации его необходимо обеспечение определенных условий режима работы и размещения нагнетательных скважин.

Кроме того, в условиях неоднородной нефтяной залежи закачиваемые флюиды фильтруются преимущественно по высокопроницаемым зонам пласта, а низкопроницаемые остаются невовлеченными в разработку, в результате текущая нефтеотдача остается низкой.

Известен также способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (см. книгу "Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России", т. 1, М., ВНИИОЭНГ, 1996 г., с.65), включающий разбуривание неоднородного месторождения сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в низкопроницаемые зоны пласта, изменение направлений фильтрационных потоков в пласте путем изменения режима работы добывающих и нагнетательных скважин.

Недостатком способа является низкая текущая нефтеотдача, т.к. приемистость скважин, введенных в низкопроницаемые зоны пласта, затухает из-за блокировки их мелкодисперсными твердыми частицами, образующимися в результате дробления зерен породы пласта, вследствие чего эти зоны остаются неохваченными воздействием вытесняющим или закачиваемым реагентом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения (см. пат. RU №2118448 от 15.12.96 г., опубл. БИ №24 от 27.08.98 г.), включающий разбуривание сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин, изменение направлений фильтрационных потоков в пласте путем изменения режима работы добывающих и нагнетательных скважин, при этом дополнительные нагнетательные скважины вводят на участках в малопроницаемом коллекторе с проницаемостью выше, чем в среднем по малопроницаемому коллектору, давление закачки в этих скважинах поддерживают на уровне давления раскрытия трещин, при этом в цикле закачки вытесняющего агента при этих давлениях добывающие скважины, находящиеся в малопроницаемых коллекторах, останавливают.

Способ позволяет повысить нефтеизвлечение за счет повышения охвата воздействием малопроницаемых зон пласта.

Однако темп отбора нефти из-за самокольматации малопроницаемой зоны пласта твердыми частицами является низким при затухающей приемистости нагнетательных скважин. Размеры твердых частиц соизмеримы с размерами пор малопроницаемой части пласта.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности разработки зонально-неоднородных нефтяных месторождений за счет повышения темпа отбора вовлеченных в разработку запасов малопроницаемых зон пласта.

Поставленная задача решается описываемым способом разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения, включающим разбуривание проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемом пласте, изменение направлений фильтрационных потоков в пласте путем изменения режима работы добывающих и нагнетательных скважин, вскрывших малопроницаемые пласты.

Новым является то, что после разбуривания месторождения сеткой скважин, выявляют закольматированные участки в малопроницаемой зоне пласта, добывающие скважины, вскрывшие малопроницаемые пласты, и нагнетательные скважины, вскрывшие пласты с высокой проницаемостью, затем на участках с малопроницаемыми коллекторами вводят дополнительные нагнетательные скважины с горизонтальным стволом, причем стволы направляют в сторону закольматированного участка, а давление в малопроницаемой зоне пласта поддерживают выше давления в высокопроницаемой зоне, при этом горизонтальный ствол проводят ниже предполагаемого динамического уровня жидкости при эксплуатации скважины на изливе.

Новым является также то, что в качестве вытесняющих агентов при закачке в нагнетательные скважины с горизонтальным стволом используют реагенты с учетом свойств малопроницаемых пластов, например для глинистых - высокоминерализованную пластовую воду или композиции на основе анионогенных и неионогенных поверхностно-активных веществ.

Предлагаемый способ отличается от прототипа последовательностью выполнения технологических операций и наличием новых признаков, позволяющих повысить эффективность разработки зонально-неоднородных нефтяных месторождений за счет повышения темпа отбора вовлеченных в разработку запасов малопроницаемых зон пласта.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков, следовательно, заявляемый способ отвечает критерию "существенные отличия".

На фиг. 1 схематично показан этап разработки зонально-неоднородного месторождения перед применением предлагаемого способа. На фиг. 2 - введение нагнетательной скважины с горизонтальным стволом. На фиг. 3 схематично показано состояние разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения после применения предлагаемого способа.

Способ осуществляют в следующей последовательности:

Месторождение разбуривают проектной сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, осуществляют его обустройство, проводят закачку воды в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин, при этом в процессе эксплуатации проводят замеры добычи нефти и закачки воды (фиг. 1).

По имеющимся планам расположения пробуренных вертикальных скважин и построенным литологическим картам выявляют добывающие скважины, вскрывшие малопроницаемые пласты, и нагнетательные скважины, вскрывшие пласты с высокой проницаемостью, а также участки с малопроницаемыми коллекторами. Затем на этом участке из нагнетательной скважины (3) бурят боковой горизонтальный ствол, ориентируя его в сторону максимального распространения малопроницаемых зон пласта (фиг. 2). В зависимости от конструкции скважин (диаметр эксплуатационной колонны и др.), толщины малопроницаемого пласта, его прочности и др. горизонтальный ствол может обсаживаться колонной или эксплуатируется открытым стволом. В боковом горизонтальном стволе зоны пласта с наименьшими значениями проницаемости вскрывают углубленной перфорацией. Возможно проведение гидроразрыва пласта. Скважину обустраивают оборудованием и средствами, позволяющими производить закачку вытесняющего агента с давлением по малопроницаемому пласту большим, чем по высокопроницаемому. Осваивают скважину под закачку вытесняющего агента. Забойное давление закачки в горизонтальном стволе поддерживают выше давления в нагнетательных скважинах, вскрывших пласты с высокой проницаемостью. Организация закачки вытесняющего агента в малопроницаемой зоне пласта с большим давлением позволяет произвести смену фильтрационных потоков в пласте и произвести очистку закупоренной части пласта. Твердые частицы выносятся в высокопроницаемую часть пласта и выносятся через скважины на поверхность. Снижение фильтрационного сопротивления пластовой системы за счет ее очистки, увеличенная площадь фильтрации горизонтального ствола нагнетательной скважины в малопроницаемой части пласта, повышенное забойное давление позволяют обеспечить стабильную приемистость скважины и соответственно отбор жидкости из добывающих скважин.

Для повышения эффективности разработки малопроницаемых пластов и предотвращения кольматации пластовой системы используют высокоминерализованную пластовую воду. Известно, что при использовании совместимой с пластовой средой высокоминерализованной пластовой воды коэффициент вытеснения выше, меньше происходит кольматация пористой среды, чем при использовании других вод.

Для повышения приемистости малопроницаемых пластов представляют интерес композиции из неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ (ПАВ), нефтяные синтетические сульфонаты и химически модифицированные неионогенные ПАВ. Последние совмещают в одном продукте лучшие свойства неионогенных (хорошая совместимость с высокоминерализованными промысловыми водами) и анионоактивных (высокая поверхностная активность) ПАВ. Такие составы обеспечивают снижение межфазного натяжения на границе "нефть-вода" до 10^-2-10^-3 мН/м.

При затухании приемистости малопродуктивного пласта необходимо иметь возможность пустить скважину на очистку путем ввода ее на механизированную добычу продукции из пласта. Поэтому горизонтальный ствол необходимо пробурить ниже предполагаемого динамического уровня.

Совокупность отличительных признаков позволяет повысить нефтеизвлечение за счет повышения охвата малопроницаемых зон пласта (фиг. 3).

Пример конкретного выполнения способа

Зонально-неоднородный участок залежи нефти (фиг. 1) разбурен пятью скважинами: одной нагнетательной и четырьмя добывающими. Расстояние между скважинами 400 м.

Скважины вскрыли нефтенасыщенный пласт со средней проницаемостью, соответственно высокопроницаемого - 0,750 мкм², малопроницаемого - 0,200 мкм². В высокопроницаемом пласте по скважине № 2 проницаемость составляет 0,500 мкм². Проницаемость малопроницаемого пласта по скважинам также изменяется и составляет соответственно в скважине № 1 - 0,100, № 4 - 0,200 мкм² и № 5 - 0,300 мкм².

Из приведенных данных видно, что залежь является зонально-неоднородной. Балансовые запасы залежи составляют 800 тыс.т, в т.ч. в малопроницаемой зоне пласта 160 тыс.т. После разбуривания участка скважины вступили в эксплуатацию со средним дебитом по малопроницаемому пласту 5 т/сут (фиг. 1).

После отбора 1,6 тыс.т нефти дебиты добывающих скважин 1, 4, 5 снизились до 0,5 т/сут. Приемистость нагнетательной скважины № 3 уменьшилась со 150 м^з/сут в начальной стадии эксплуатации участка до 135 м^з/cyт.

На основании проведенных исследований в малопроницаемой зоне пласта из нагнетательной скважины № 3 был пробурен боковой горизонтальный ствол, ориентированный в сторону максимального распространения малопроницаемых зон пласта (фиг. 2).

Закачка воды в нагнетательную скважину № 3 в объеме 100% от отбора жидкости в пластовых условиях производилась в течение 4 месяцев. Увеличением отборов жидкости со скважины № 2 пластовое давление закачки в высокопроницаемой части пласта поддерживают на 1,5 МПа ниже, чем в малопроницаемой.

Дальнейшая эксплуатация участка показала, что введение в эксплуатацию нагнетательной скважины с боковым стволом № 3 позволило охватить воздействием малопроницаемую зону зонально-неоднородной залежи и увеличить дебиты скважин, находящихся в малопродуктивной зоне пласта до 10 т/сут. Коэффициент нефтеизвлечения малопроницаемой зоны пласта составил 41% (фиг. 3).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки зонально-неоднородного месторождения складывается за счет вовлечения в разработку малопроницаемых зон пласта и увеличения темпа отбора из них, что повышает текущую нефтеотдачу по месторождению в целом.