способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами

Формула изобретения

Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин и скважин с горизонтальными участками, интенсификацию добычи нефти закачкой соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что горизонтальные участки проводят по рядам вертикальных добывающих скважин, закачку кислоты производят последовательно в вертикальные скважины, по которым проведен горизонтальный участок, начиная от скважины, ближайшей к забою горизонтального участка, с созданием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивают кислоту, и горизонтальным участком, по прошествии времени на реакцию кислоты отбирают продукты реакции из ствола скважины с горизонтальным участком, затем осуществляют отсечение части горизонтального участка с образованием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивали кислоту, и соответствующей ей частью горизонтального участка.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти с карбонатными коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2256069, МПК 8 E21B 43/16, опубл. в бюл. № 19 от 10.07.2005 г.), включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выявляют низкопроницаемые зоны залежи, после чего бурят боковые горизонтальные стволы в низкопроницаемые зоны залежи при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов. Размывание горной породы на конечном этапе ведут раствором соляной кислоты. Закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны проводят через боковые горизонтальные стволы с вытеснением нефти в высокопроницаемые зоны при давлении в скважине на 5-10% ниже гидростатического и через вырезанное боковое окно в обсадной колонне с использованием гибкой трубы. Размывающий флюид подают под давлением 15-20 МПа.

Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача залежи вследствие того, что значительная часть нефти остается в залежи.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором (патент RU № 2312212, МПК 8 E21B 43/27, опубл. в бюл. № 34 от 10.12.2007 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, бурение в скважинах боковых стволов и солянокислотное воздействие через боковые стволы, при этом боковые стволы в виде радиальных отверстий выполняют сверлением и/или гидромониторным способом на глубину от 20 до 100 м из расчета 2-4 ствола на один метр толщины пласта, спускают эжекторную установку с пакером, закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 1,5-3,0 м³ , проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 2,5-3,5 ч, проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в пласт в режиме цикла: 1-3 мин - закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 2,5-3,5 ч, проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой с регистрацией параметров притока из пласта, производят закачку в пласт второй порции 10-15%-ного раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м³, которую проводят вначале в импульсном режиме 4-6 раз: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 2.5-3,5 ч, проводят отбор из скважины эжекторной установкой до 2,5 объема закачанного раствора обработки, производят закачку в пласт третьей порции 10-15%-ного раствора соляной кислоты из расчета 0,01-0,05 м ³/пог.м длины радиального отверстия, вначале закачку производят в импульсном режиме 4-6 раз в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 2-6 МПа, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч, проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой или свабированием до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта, объединяют группы скважин с радиальным вскрытием пласта в 5-, 7-точечные элементы с нагнетательной скважиной в центре, закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме в центральную нагнетательную скважину, а отбор нефти ведут через добывающие скважины. Дальнейшую интенсификацию добычи нефти - гидрокислотным разрывом пласта.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, весьма трудозатратный сложный технологический процесс осуществления, так как производят закачку кислоты несколькими порциями в импульсном и непрерывных режимах с различными объемами кислоты в несколько циклов, а также с последующей 4-6-кратной импульсной продавкой раствора кислоты нефтью;

- во-вторых, небольшой охват залежи боковыми стволами, выполненными в виде радиальных отверстий сверлением и/или гидромониторным способом на глубину от 20 до 100 м из расчета 2-4 ствола на один метр толщины пласта, и, как следствие, незначительная интенсификация добычи нефти и небольшой коэффициент извлечения нефти (КИН).

Задачей изобретения является упрощение и удешевление технологического процесса осуществления способа, а также увеличение охвата залежи нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами за счет уплотнения сетки скважин бурением скважин с горизонтальными стволами через ряды вертикальных скважин с последующим созданием гидродинамических связей между ними и, как следствие, повышение КИН.

Поставленная задача решается способом разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами, включающим бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин и скважин с горизонтальными участками, интенсификацию добычи нефти закачкой соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что горизонтальные участки проводят по рядам вертикальных добывающих скважин, закачку кислоты проводят последовательно в вертикальные скважины, по которым проведен горизонтальный участок, начиная от скважины, ближайшей к забою горизонтального участка, с созданием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивают кислоту, и горизонтальным участком, по прошествии времени на реакцию кислоты отбирают продукты реакции из ствола скважины с горизонтальным участком, затем осуществляют отсечение части горизонтального участка с образованием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивали кислоту, и соответствующей ей частью горизонтального участка.

На фиг.1 схематично изображена сетка разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами.

На фиг.2 изображен разрез вертикального ряда скважин с пробуренной через них скважиной с горизонтальным участком.

Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами включает бурение по определенной сетке (см. фиг.1) вертикальных добывающих 1; 1'; 1''; 1''' 1ⁿ и нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; 2''' 2ⁿ.

После этого производят обустройство залежи и приступают к разработке залежи, при этом производят закачку рабочего агента в нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; 2''' 2ⁿ и отбор нефти через вертикальные добывающие скважины 1; 1'; 1''; 1''' 1ⁿ.

По мере разработки залежи снижаются объемы отбора нефти и увеличивается обводненность добываемой продукции, в связи с чем производят интенсификацию добычи нефти. Выявляют низкопроницаемые зоны залежи и пробуривают скважины с горизонтальными участками 3; 3'; 3ⁿ по рядам вертикальных добывающих скважин 1; 1'; 1''; 1''' 1ⁿ. Например, рассмотрим в разрезе А-А (см. фиг.2) залежь нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами по рядам вертикальных скважин, например ряд, состоящий из трех вертикальных добывающих скважин 1; 1'; 1'', сквозь которые пробурена скважина с горизонтальным участком 3. Далее производят закачку кислоты, например соляной кислоты (HCl), последовательно в вертикальные добывающие скважины 1; 1'; 1'', по которым проведен горизонтальный участок 3, начиная от вертикальной добывающей скважины 1'', ближайшей к забою 4 горизонтального участка 3, с созданием гидродинамической связи между вертикальной скважиной 1'', в которую закачивают кислоту, и горизонтальным участком 3. По прошествии времени на реакцию кислоты отбирают продукты реакции любым известным способом, например эжекторной установкой, из ствола скважины с горизонтальным участком 3 через устье 5 этой скважины с горизонтальным участком 3.

Затем осуществляют отсечение части горизонтального участка с образованием гидродинамической связи между вертикальной добывающей скважиной, в которую закачивали кислоту, и соответствующей ей частью горизонтального участка, т.е. производят отсечение 6 скважины с горизонтальным участком 3 с образованием участка 3₁, расположенного до забоя 4 скважины с горизонтальным участком 3. Таким образом, создается гидродинамическая связь между участком 3₁ ствола скважины с горизонтальным участком 3 и вертикальной скважиной 1''. Отсечение 6 производят любым известным способом, например заливкой цементным раствором по колонне заливочных труб (на фиг.1 и 2 не показано) или установкой глухой пакер-пробки (например, так, как описано в патенте № 2259466, МПК 8 E21B 33/12, опубл. в бюл. № 27. 08.2005 г.) в горизонтальном участке 3 (см. фиг.2). Аналогичным образом последовательно от забоя 6 в сторону устья 4 скважины с горизонтальным участком 3 осуществляют гидродинамическую связь между вертикальными скважинами 1'; 1 и стволом скважины с горизонтальным участком 3 с образованием последовательных от забоя 4 горизонтального участка 3 соответствующих отсечений 6'; 6''. Таким образом, образуются гидродинамические связи: между вертикальной скважиной 1' и участком 3₂ в стволе скважины с горизонтальным участком 3; между вертикальной скважиной 1 и участком 3₃ в стволе скважины с горизонтальным участком 3. Производят вышеописанные работы с другим рядом вертикальных скважин, например с рядом вертикальных скважин 1'''; 1''''; 1ⁿ (см. фиг.1), через которые пробурена скважина с горизонтальным участком 3', а затем и с рядом вертикальных скважин 1ⁿ⁺¹, 1ⁿ⁺² ; 1^m, через которые пробурена скважина с горизонтальным участком 3ⁿ.

Далее разработку залежи нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами возобновляют, при этом производят закачку рабочего агента в нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; 2''' 2ⁿ и отбор нефти осуществляют через скважины с горизонтальным участком 3; 3'; 3ⁿ из добывающих скважин 1; 1'; 1''; 1'''; 1''''; 1ⁿ, 1 ⁿ⁺¹; 1ⁿ⁺²; 1^m, которые гидродинамически связаны с соответствующей каждой из них отсеченными участками ствола скважин с горизонтальным участком 3; 3'; 3ⁿ.

Предложенный способ прост и дешев в осуществлении в сравнении с прототипом, кроме того, он позволяет увеличить охват залежи нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами за счет уплотнения сетки скважин бурением скважин с горизонтальными стволами через ряды вертикальных скважин с последующим созданием гидродинамических связей между ними, что приводит к последующей интенсификации добычи нефти и повышению коэффициента извлечения нефти.