способ разработки нефтяного пласта

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного пласта, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, нагнетание вытесняющего агента и форсированный отбор пластовой продукции через скважины, с фильтром ниже текущего положения водонефтяного контакта, и отбор нефти из прикровельного интервала пласта нефтедобывающими скважинами с расположением на повышенных участках структуры, отличающийся тем, что нефтедобывающие скважины на повышенных участках структуры перфорируют в прикровельном интервале пласта и ниже водонефтяного контакта, первоначальный режим работы предусматривает эксплуатацию этими скважинами прикровельной части пласта при нагнетании вытесняющего агента через скважины с фильтром, располагаемым ниже текущего положения водонефтяного контакта, далее, при подтягивании конуса воды к прикровельному интервалу пласта, переходят ко второму режиму работы, предусматривающему форсированный отбор жидкости нефтедобывающими скважинами из интервала пласта ниже водонефтяного контакта при одновременном нагнетании и форсированном отборе вытесняющего агента через скважины с фильтром, располагаемым ниже текущего положения водонефтяного контакта, второй режим работы используют до установления стабильного содержания нефти в продукции нефтедобывающих скважин, затем возвращают первоначальный режим работы, два режима работы последовательно чередуют, а во время использования второго режима периодически взаимно заменяют скважины для нагнетания и форсированного отбора вытесняющего агента.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей, и может быть использовано при разработке обводненной залежи с водонефтяной зоной.

Известен способ разработки углеводородной залежи [Патент RU № 2318994, МПК⁷ Е21В 43/20, опубл. 10.03.2008 г. Бюл. № 7]. Способ включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины. Закачку воды осуществляют через нагнетательные скважины в водонасыщенную часть залежи по контуру элемента разработки, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины производят из подошвенной водонасыщенной части, а темпы закачки и отбора устанавливают такими, что на начальном этапе разработки образуют обратный конус «нефть в воду», обеспечивающий первоначальное поступление в скважину только воды, с последующим изменением динамики отбора в сторону увеличения нефти в пластовых флюидах с вовлечением в разработку удаленных от интервала отбора частей нефтенасыщенной зоны по горизонтали с одновременным подавлением конусов газа под током нефти.

Недостатком известного способа является то, что при отборе пластовых флюидов из подошвенной водонасыщенной части пласта, даже при образовании обратного конуса «нефть в воду», продукция добывающих скважин будет в существенной степени обводнена.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ разработки нефтяного пласта [Патент RU № 2090742, МПК⁷ Е21В 43/20, опубл. 20.09.1997 г]. Способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, циркуляцию в пласте вытесняющего агента, закачиваемого через нагнетательные скважины и отбираемого через добывающие скважины. Нагнетание вытесняющего агента и форсированный отбор пластовой продукции осуществляют через скважины, располагаемые в интервале ниже текущего положения водонефтяного контакта, а между ними на повышенных участках структуры располагают нефтяные добывающие скважины и отбирают нефть через вертикальный ствол из прикровельного интервала, и/или через располагаемые в прикровельном интервале горизонтальный ствол, и/или горизонтальную скважину, или каверну, образованную в прикровельном интервале продуктивного пласта, и/или в примыкающем к нему интервале вышележащих пород.

Недостатком известного способа является то, что при добыче нефти из высокообводненной залежи с течением времени произойдет подъем водонефтяного контакта в месте расположения добывающих скважин, с подтягиванием к эксплуатационному фильтру конуса воды, при этом произойдет обводнение добываемой продукции. Кроме того, для реализации способа необходима постоянная эксплуатация скважин для нагнетания вытесняющего агента, скважин для форсированного отбора пластовой продукции из интервала ниже текущего положения водонефтяного контакта и скважин для добычи нефти из прикровельного интервала продуктивного пласта, что требует не оправданно высоких материальных затрат.

Задачей изобретения является повышение эффективности добычи нефти при разработке обводненной залежи с водонефтяной зоной за счет снижения обводненности добываемой продукции, ограничения отбора воды и удешевления способа разработки.

Задача решается способом разработки нефтяного пласта, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, нагнетание вытесняющего агента и форсированный отбор пластовой продукции через скважины, с фильтром ниже текущего положения водонефтяного контакта, и отбор нефти из прикровельного интервала пласта нефтедобывающими скважинами расположением на повышенных участках структуры.

Новым является то, что нефтедобывающие скважины на повышенных участках структуры перфорируют в прикровельном интервале пласта и ниже водонефтяного контакта, первоначальный режим работы предусматривает эксплуатацию этими скважинами прикровельной части пласта при нагнетании вытесняющего агента через скважины с фильтром, располагаемым ниже текущего положения водонефтяного контакта, далее, при подтягивании конуса воды к прикровельному интервалу пласта переходят ко второму режиму работы, предусматривающему форсированный отбор жидкости нефтедобывающими скважинами из интервала пласта ниже водонефтяного контакта при одновременном нагнетании и форсированном отборе вытесняющего агента через скважины с фильтром, располагаемым ниже текущего положения водонефтяного контакта, второй режим работы используют до установления стабильного содержания нефти в продукции нефтедобывающих скважин, затем возвращают первоначальный режим работы, два режима работы последовательно чередуют, а во время использования второго режима периодически взаимно заменяют скважины для нагнетания и форсированного отбора вытесняющего агента.

Сущность предлагаемого способа заключается в разработке нефтяного пласта с использованием двух последовательно чередующихся режимов работы, обеспечивающих повышение эффективности добычи нефти. Первый режим работы поясняется фиг.1, второй - фиг.2. На нефтяной залежи 1, подстилаемой водой 2, имеются отдельные участки с повышенными гипсометрическими отметками кровли продуктивного пласта 3. На повышенных участках структуры располагают нефтедобывающие скважины 4, которые перфорируют в прикровельном интервале пласта и ниже водонефтяного контакта. На склонах пласта-коллектора располагают нагнетательные скважины 5 и добывающие скважины 6, предназначенные для нагнетания и отбора вытесняющего агента. Нагнетательные скважины 5 и добывающие скважины 6 перфорируют ниже текущего положения водонефтяного контакта. Первоначальный режим работы предусматривает эксплуатацию пласта нефтедобывающими скважинами 4 через интервал перфорации в прикровельной части пласта, при этом осуществляют нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины 5. Эксплуатация в таком режиме с течением времени приводит к подтягиванию конуса воды 7 к прикровельному интервалу пласта и обводнению нефтедобывающих скважин 4. При подтягивании конуса воды 7 к прикровельному интервалу пласта переходят ко второму режиму работы, предусматривающему форсированный отбор жидкости нефтедобывающими скважинами 4 через интервал перфорации, расположенный ниже водонефтяного контакта, при одновременном нагнетании вытесняющего агента через нагнетательные скважины 5 и отборе вытесняющего агента через добывающие скважины 6. При этом устанавливают темп отбора, превышающий темп закачки. Эксплуатацию пласта нефтедобывающими скважинами 4 через интервал перфорации в прикровельной части пласта или через интервал перфорации, расположенный ниже водонефтяного контакта, обеспечивают, например, за счет применения известного оборудования для раздельной эксплуатации пластов [Патент RU № 2291953, МПК Е21В 43/14, 47/00, опубл. 20.01.2007 г., или Патент RU № 60982, МПК Е21В 43/14, опубл. 10.02.2007 г.]. Оборудование для раздельной эксплуатации пластов на фиг.1 и фиг.2 не показано. Отбираемую из добывающих скважин 6 продукцию, воду с небольшим содержанием нефти, направляют на подготовку (не показано) и после отделения нефти повторно закачивают через нагнетательные скважины 5 в обводненную зону разрабатываемого пласта. За счет интенсивной циркуляции воды в пласте-коллекторе между нагнетательными 5 и добывающими 6 скважинами происходит вымывание остаточной нефти из низкопроницаемых, слабодренированных зон. При форсированном отборе жидкости нефтедобывающими скважинами 4 через интервал перфорации, расположенный ниже водонефтяного контакта, и превышении темпа отбора через добывающие скважины 6 над темпом закачки через нагнетательные скважины 5 происходит снижение давления в водонасыщенной части пласта, конус воды 7 под действием притока нефти из верхней нефтенасыщенной части пласта оттесняется от перфорационных отверстий в прикровельном интервале пласта к перфорационным отверстиям, расположенным ниже водонефтяного контакта. При этом образуется обратный нефтяной конус 8, ориентированный в сторону перфорационных отверстий, расположенных ниже водонефтяного контакта. Второй режим работы используют до установления стабильного содержания в продукции нефтедобывающих скважин 4 нефти, поступающей через обратный нефтяной конус 8, затем возвращают первоначальный режим работы. Два режима работы последовательно чередуют, а во время использования второго режима периодически взаимно заменяют нагнетательные скважины 5 и добывающие скважины 6, перфорированные ниже текущего положения водонефтяного контакта. Это обеспечивает дренирование образовавшихся застойных зон и вымывание остаточной нефти из первоначально не задействованных в работе участков пласта.

Второй режим работы используют в течение интервала времени гораздо более короткого, чем первый, так интенсивное снижение давления в водонасыщенной части пласта способствует быстрому образованию обратного нефтяного конуса 8. При переходе к первоначальному режиму работы образующийся при втором режиме работы обратный нефтяной конус 8 обеспечивает гидрофобизацию призабойной зоны и снижение проницаемости для воды. В результате чего на первоначальном режиме работы увеличивается время, необходимое для подтягивания конуса воды 7 к прикровельному интервалу пласта. Таким образом, увеличивается время эксплуатации нефтедобывающих скважин с низким содержанием воды в продукции, увеличивается добыча нефти. В то же время кратковременность использования второго режима способствует экономии затрат на отбор и утилизацию воды за счет периодической, в отличие от прототипа, а не постоянной работы добывающих скважин 6 для форсированного отбора пластовой продукции из интервала ниже текущего положения водонефтяного контакта.

Пример практического применения.

Текущее положение водонефтяного контакта обводненной залежи с водонефтяной зоной находится на глубине 1420 м. Имеются участки, где кровля продуктивного пласта залегает на глубинах 1400 м (повышенные части залежи) и на глубинах до 1550 м (на крыльях структуры). Для осуществления предлагаемого способа из числа имеющихся выбираются три группы скважин: 1-я группа - нагнетательные, вскрывшие продуктивный пласт в интервалах глубин 1435-1550 м на одном из "крыльев" структуры; 2-я группа - добывающие жидкостные скважины, вскрывшие продуктивный пласт в интервалах таких же глубин, как и 1-я группа, но на другом "крыле" структуры; 3-я группа - нефтедобывающие скважины, расположенные на повышенном участке структуры, в них вскрывают пласт в двух интервалах глубин 1400-1405 м и 1425-1435 м. При первоначальном режиме работы производят эксплуатацию пласта нефтедобывающими скважинами через интервал перфорации в интервалах глубин 1400-1405 м, при этом через нагнетательные скважины закачивают воду. При подтягивании конуса воды к прикровельному интервалу пласта, о чем свидетельствует обводнение нефтедобывающих скважин до 97-99%, переходят ко второму режиму работы. Начинают форсированный отбор жидкости нефтедобывающими скважинами через интервал перфорации в интервалах глубин 1425-1435 м при одновременном нагнетании вытесняющего агента через нагнетательные скважины и форсированном отборе вытесняющего агента через добывающие скважины, вскрывшие продуктивный пласт в интервалах глубин 1420-1550 м. При этом устанавливают темп отбора, превышающий темп закачки. При форсированном отборе жидкости нефтедобывающими скважинами через интервал перфорации в интервалах глубин 1425-1435 м и превышении темпа отбора через добывающие скважины, вскрывшие продуктивный пласт в интервалах глубин 1435-1550 м, над темпом закачки через нагнетательные скважины происходит снижение давления в водонасыщенной части пласта, конус воды под действием притока нефти из верхней нефтенасыщенной части пласта оттесняется от перфорационных отверстий в прикровельном интервале пласта к перфорационным отверстиям, расположенным ниже водонефтяного контакта. При этом и образуется обратный нефтяной конус, ориентированный в сторону перфорационных отверстий, расположенных ниже водонефтяного контакта. Второй режим работы используют до установления стабильного содержания нефти в продукции нефтедобывающих скважин, затем возвращают первоначальный режим работы.

Предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет повысить эффективность добычи нефти при разработке обводненной залежи с водонефтяной зоной за счет снижения обводненности добываемой продукции, ограничения отбора воды и удешевления способа разработки.