способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии

Формула изобретения

Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, при этом на поздней стадии разработки устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают участки залежи для воздействия на локализованные в них запасы, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах, отличающийся тем, что на участке залежи с остаточной нефтью выделяют те добывающие и нагнетательные скважины, которые размещены блоками в виде рядной системы, при этом добывающие скважины, находящиеся в рядах, оснащают фильтрами-сепараторами, позволяющими отбирать нефть и оставлять воду в залежи, а нагнетательные скважины группируют по рядам, при этом зоны дренирования каждой нагнетательной скважины, находящейся в рядах, не должны перекрывать забои близлежащих добывающих скважин, при этом сначала закачивают вытесняющий агент в нечетные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 20% от первоначального значения дебита нефти, после чего производят смену направления фильтраций закачкой вытесняющего агента в четные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 30% от первоначального значения дебита нефти, таким образом, с каждым разом при снижении дебита нефти на 10% из добывающих скважин относительно предыдущего дебита изменяют направление фильтрации и чередованием закачки вытесняющего агента в четные и нечетные ряды производят постепенную выработку запасов нефти в залежи до тех пор, пока отбор нефти из добывающих скважин не прекратится, причем циклическую закачку производят с падающим объемом закачки, а в качестве вытесняющего агента применяют водогазожидкостную смесь, состоящую из пресной воды и диспергированного в ней углеводородного или углекислого газов с размерами пузырьков до 7 мкм, причем на протяжении всей закачки давление на забое нагнетательных скважин поддерживают не выше 0,8 горного давления.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.143-149), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины.

Этот способ на первоначальном этапе разработки месторождения позволяет извлечь увеличенное количество нефти из залежи за счет нестационарного воздействия и изменения направления потоков вытесняющего агента в пласте. Однако он не обеспечивает извлечения нефти из всех прослоев продуктивного горизонта и не учитывает зоны дренирования нагнетательных скважин, что может привести к перемещению нефти не к забоям добывающим скважин, а в заводненные участки.

Также известен способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения (патент RU № 2060365, МПК 8 E21B 43/20, опуб. в бюл. № 14 от 20.05.1996 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины, при этом на поздней стадии разработки залежи выявляют распределение текущих нефтенасыщенных толщин и определяют текущее значение давления несыщения нефти газом, при этом скважины с обводненностью, близкой к предельной, находящиеся в краевых зонах с пониженными значениями текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатируют периодически, скважины, находящиеся в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатируют в условиях форсированных отборов жидкости и забойных давлений ниже текущего значения давления насыщения нефти газом, при достижении скважинами обводненности, близкой к предельной, расположенными в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин и краевой зоне, выявляют интервалы с невыработанными запасами нефти в разрезах этих скважин, причем в скважинах с такими интервалами производят изоляцию зоны перфорации с последующей перфорацией интервалов, содержащих недоизвлеченную нефть, и эксплуатируют эти скважины на форсированных режимах, при этом отдельные добывающие скважины, в которых произведено вскрытие прослоев с недовытесненной нефти после достижения предельной обводненности, переводят под нагнетание рабочего агента при селективной перфорации против прослоев, идентичных прослоям, содержащим нефть в разрезах соседних добывающих скважин.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, эксплуатация скважин на форсированных режимах приводит к быстрому увеличению обводнения добываемой продукции, вследствие чего сокращается эффективность и продолжительность реализации способа;

- во-вторых, дополнительные затраты на осуществление способа связаны с тем, что при достижении предельной обводненности добывающие скважины переводят под нагнетание рабочего агента при селективной перфорации против прослоев, идентичных прослоям, содержащим нефть в разрезах соседних добывающих скважин.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2087686, МПК 8 E21B 43/20, опуб. в бюл. № 23 от 20.08.1997 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, причем на поздней стадии разработки выявляют промытые и нефтесодержащие интервалы разреза, оценивают их емкостные и фильтрационные свойства, устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают пласты и участки для воздействия на локализованные в них запасы, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах, а циклическую закачку воды производят при увеличении объемов закачки через нагнетательные скважины тех рядов, в направлении которых сместилась зона повышенного нефтенасыщения, обеспечивая перемещение нефти к добывающим скважинам и предотвращая ее перемещение в заводненные участки.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, циклическая закачка воды с увеличением объемов закачки в нагнетательные скважины без учета зон дренирования нагнетательных скважин приводит к тому, что отдельные прослои пласта, содержащие целики нефти, оказываются невыработанными, вследствие чего происходит обтекание закачиваемой водой этих интервалов пласта. В результате залежь остается до конца невыработанной, что снижает эффективность применения данного способа;

- во-вторых, высокая обводненость добываемой продукции на поздней стадии разработки обводненной нефтяной залежи, что требует дополнительных затрат на подготовку нефти и снижает рентабельность разработки залежи в целом. Более того, в качестве вытесняющего агента используется вода, которая в обводненной залежи на последней стадии разработки дополнительно увеличивает обводненность и без того обводненной добываемой продукции.

Технической задачей изобретения является снижение обводненности добываемой продукции и увеличение объемов отбора безводной нефти из добывающих скважин на последней стадии разработки обводненной нефтяной залежи, а также повышение эффективности разработки обводненной залежи за счет постепенной и полной выработки запасов остаточной нефти путем смены направления фильтрации жидкости в зависимости от дебита отбираемой продукции из добывающих скважин.

Поставленная задача решается способом разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, при этом на поздней стадии разработки устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают участки залежи для воздействия на локализованные в них запасы, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах.

Новым является то, что на участке залежи с остаточной нефтью выделяют те добывающие и нагнетательные скважины, которые размещены блоками в виде рядной системы, при этом добывающие скважины, находящиеся в рядах, оснащают фильтрами-сепараторами, позволяющими отбирать нефть и оставлять воду в залежи, а нагнетательные скважины группируют по рядам, при этом зоны дренирования каждой нагнетательной скважины, находящейся в рядах, не должны перекрывать забои близлежащих добывающих скважин, при этом сначала закачивают вытесняющий агент в нечетные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 20% от первоначального значения дебита нефти, после чего производят смену направления фильтраций закачкой вытесняющего агента в четные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 30% от первоначального значения дебита нефти, таким образом, с каждым разом при снижении дебита нефти на 10% из добывающих скважин относительно предыдущего дебита изменяют направление фильтрации и чередованием закачки вытесняющего агента в четные и нечетные ряды производят постепенную выработку запасов нефти в залежи до тех пор, пока отбор нефти из добывающих скважин не прекратится, причем циклическую закачку производят с падающим объемом закачки, а в качестве вытесняющего агента применяют водогазожидкостную смесь, состоящую из пресной воды и диспергированного в ней углеводородного или углекислого газа с размерами пузырьков до 7 мкм, причем на протяжении всей закачки давление на забое нагнетательных скважин поддерживают не выше 0,8 горного давления.

На чертеже изображена схема реализации способа разработки на участке залежи.

На залежи 1 производят в циклическом режиме закачку воды через нагнетательные скважины: 2₁; 2₁ 2₁ ⁿ, находящиеся в ряду 3₁, а также нагнетательные скважины 2₂; 2₂ 2₂ ⁿ, находящиеся в ряду 3₂, и в остальные нагнетательные скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 3₃; 3₄ 3_n.

Отбор нефти производят через добывающие скважины: 4₁; 4₁ 4₁ ⁿ, находящиеся в ряду 5₁, а также добывающие скважины 4₂; 4₂ 4₂ ⁿ, находящиеся в ряду 5₂, и через остальные добывающие скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 5₃; 5_n.

Кроме того, на залежи 1 размещены другие нагнетательные 6 и 6₁ и добывающие 7 и 7 ₁ скважины, не расположенные в рядах и выполненные на начальном этапе разработки с целью уплотнения сетки залежи, например, для увеличения охвата залежи и/или для форсированного отбора продукции.

По мере выработки запасов нефти залежь 1 обводняется, увеличивается обводненность добываемой продукции и дальнейшая разработка залежи становится нерентабельной, поэтому на поздней стадии разработки устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают участки залежи для воздействия на локализованные в них запасы нефти, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах.

Для этого на участке залежи 1 с остаточной нефтью выделяют те нагнетательные и добывающие скважины, которые размещены блоками в виде рядной системы (в соответствующих им рядах), если посмотреть на чертеж, то это нагнетательные скважины: 2₁ ; 2₁ 2₁ ⁿ, находящиеся в ряду 3₁, а также нагнетательные скважины 2₂; 2₂ 2₂ ⁿ, находящиеся в ряду 3₂, и остальные нагнетательные скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 3₃; 3₄ 3_n, и добывающие скважины: 4₁; 4 ₁ 4₁ ⁿ, находящиеся в ряду 5₁, а также добывающие скважины 4₂; 4₂ 4₂ ⁿ, находящиеся в ряду 5₂, и остальные добывающие скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 5 ₃ 5_n.

Добывающие скважины: 4 ₁; 4₁ 4₁ ⁿ, находящиеся в ряду 5₁, а также добывающие скважины 4₂; 4₂ 4₂ ⁿ, находящиеся в ряду 5₂, и остальные добывающие скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 5 ₃ 5_n, оснащают фильтрами-сепараторами, позволяющими отбирать нефть и оставлять воду в залежи 1. В качестве фильтра-сепаратора может применяться устройство, описанное в патенте RU № 2205940, МПК 8 E21B 43/00 опубл. в бюл. № 16 от 10.06.2003 г.

Из всех нагнетательных скважин в рядах выделяют только те нагнетательные скважины, например 2₁; 2₁ ; 2₂; 2₂ (см. чертеж) зоны дренирования R₁; R₁ ; R₂; R₂ каждой из этих нагнетательных скважин 2₁; 2 ₁ ; 2₂; 2₂ , находящихся в соответствующих рядах 3₁; 3 ₂, не должны перекрывать забои близлежащих добывающих скважин 4₁; 4₁ ; 4₂; 4₂ , находящихся в соответствующих рядах 5₁; 5 ₂.

Все нагнетательные скважины залежи 1, находящиеся в рядах 3₁; 3₂; 3_n, группируют по нечетным, например, 3 ₁ и 3₃ и четным, например, 3₃ и 3 ₄ рядам. Проводят разработку залежи на поздней стадии, для этого сначала закачивают вытесняющий агент, в качестве которого применяют водогазожидкостную смесь (ВГЖС) в нечетные ряды 3 ₁ и 3₃ нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине этих рядов, например, в добывающей скважине 4₁ не снизится на 20% от первоначального значения дебита нефти. Например, если дебит нефти по добывающей скважине 4₁ до реализации предлагаемого способа составлял 15 м³ /сут, то закачку ВГЖС в нечетные ряды 3₁ и 3₃ продолжают до снижения дебита нефти из добывающей скважины 4 ₁ до 12 м³/сут, т.е. 15 м³/сут - (20%×15 м³/сут)/100%=12 м³/сут.

После чего производят смену направления фильтраций закачкой вытесняющего агента в четные ряды 3₂ и 3 ₄ нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине, например, добывающей скважине 4₂ не снизится на 30% от первоначального значения дебита нефти. Например, если дебит нефти по добывающей скважине 4₁ до реализации предлагаемого способа составлял 13 м³/сут, то закачку ВГЖС в нечетные ряды 3₁ и 3₃ продолжают до снижения дебита нефти из добывающей скважины 4₁ до 12 м³/сут, т.е. 13 м ³/сут - (30%×13 м³/сут)/100%=9,1 м ³/сут.

Далее с каждым разом при снижении дебита нефти на 10% в любой из добывающих скважин относительно предыдущего дебита изменяют направление фильтрации (так для добывающей скважины 4₁ следующее значение будет составлять: 12 м³/сут - (10%×12 м³/сут)/100%=10,8 м³/сут, а для добывающей скважины 4₂ следующее значение будет составлять: 9,1 м³/сут - (10%×9,1 м³/сут)/100%=8,19 м³/сут, и так далее) и чередованием закачки вытесняющего агента в нечетные и четные ряды производят постепенную выработку запасов нефти в залежи 1 до тех пор, пока отбор нефти из добывающих скважин не прекратится, причем циклическую закачку каждый раз производят с падающим объемом закачки. Например, объем закачки в нагнетательную скважину 2 ₁ начинают с 250 м³/сут и постепенно снижают на 3-5 м³/сут.

В нагнетательные скважины, работающие в циклическом режиме с падающим объемом закачки, закачивают мелкодисперсную ВГЖС, состоящую из пресной воды и диспергированного в ней углеводородного или углекислого газа с размерами пузырьков до 7 мкм. Газ обладает большей проникающей способностью, и попадая в поры с невыработанной нефтью, он выталкивает нефть в более крупные каналы, по которым она дальше вытесняется водой из-за снижения скорости перемещения последней, вследствие падающего объема закачки, а за счет растворяющего эффекта газа нефть доизвлекается в виде маловязкой углеводородной жидкости.

Закачка указанной ВГЖС производится в нагнетательные скважины при забойных давлениях закачки ниже давления образования техногенных трещин, т.е. при давлениях не больше 0,75-0,8 горного давления.

Предложенный способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции и увеличить объемы отбора безводной нефти на последней стадии разработки обводненной залежи путем установки фильтров-сепараторов в добывающих скважинах, а также повысить эффективность разработки обводненной залежи за счет постепенной и полной выработки запасов остаточной нефти путем смены направления фильтрации жидкости в зависимости от дебита отбираемой продукции из добывающих скважин.