способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины, отличающийся тем, что заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе снижения дебита нефти при заводнении из водоносных пластов компенсацию давления заводнением производят закачкой воды и/или реагентов с устья нагнетательных скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в карбонатных коллекторах.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти (патент RU № 2215128, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.10.2003 г.), включающий бурение вертикальных скважин по разреженной сетке для доизучения неоднородности коллекторских свойств пласта и добычу нефти из пробуренных скважин в условиях упругого режима фильтрации. Согласно изобретению по данным геолого-промыслового анализа и результатам эксплуатации скважин выявляют низкопроницаемые зоны с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Формируют систему заводнения за счет закачки воды в низкопроницаемые зоны и вытеснения оттуда нефти в высокопроницаемые зоны. Для этого большинство стволов нагнетательных скважин для закачки воды располагают в низкопроницаемых зонах путем бурения горизонтальных нагнетательных скважин при зарезке боковых стволов преимущественно из малодебитных вертикальных добывающих скважин. Соотношение количества добывающих скважин и количества нагнетательных скважин принимают меньше единицы. Закачкой воды компенсируют объемы добываемых нефти, газа и воды. Поддерживают пластовое давление на заданном уровне. Известный способ обеспечивает сокращение объемов попутной воды, увеличение коэффициента извлечения нефти за счет усиления воздействия на слабодренируемые и трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах.

Недостатками данного способа являются относительно низкая приемистость горизонтальных стволов скважин, пробуренных в низкопроницаемые зоны карбонатного коллектора, а следовательно, относительно невысокая нефтеотдача низкопроницаемых зон нефтяной залежи с карбонатным коллектором.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластового нефтяного месторождения (патент РФ № 2158821, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.11.2000), включающий размещение скважин на выделенном участке разработки залежи по утвержденному проекту, определение коллекторских свойств пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины. При разбуривании разрабатываемых участков залежи нефти кустовым способом сначала бурят нагнетательные скважины с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом до вскрытия водоносных пластов, затем бурят добывающие скважины, при этом если гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважин продолжают также до вскрытия упомянутых водоносных горизонтов и после завершения разбуривания участка в пределах этого куста с учетом полученной максимально возможной информации скважины группируют в единую систему разработки по отношению к одному из эксплуатационных объектов в разрезе, например к нижнему, а заводнение пластов через нагнетательные скважины осуществляют путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с водоносных горизонтов или засолоненных питьевых вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка.

Недостатком данного способа является то, что не предусматривают возможности перекачки вод с нижележащих водоносных горизонтов в верхние продуктивные горизонты.

Технической задачей является увеличение нефтеотдачи залежи за счет повышения эффективности процесса вытеснения нефти и усиления воздействия на слабодренируемые, трудноизвлекаемые запасы нефти в нефтеносных пластах.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающим строительство добывающих и нагнетательных скважин, внутрискважинную или межскважинную перекачку вод в нагнетательных скважинах с нижележащих водоносных горизонтов в верхние продуктивные горизонты и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что заводнение продуктивного пласта осуществляют внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.

Новым также является то, что в процессе снижения дебита нефти при заводнении из водоносных пластов компенсацию давления заводнением производят закачкой воды и/или реагентов с устья нагнетательных скважин.

Сущность изобретения.

При разработке нефтяной залежи с карбонатным коллектором часть запасов залежи остается неохваченной воздействием. В предложенном способе решаются задачи повышения нефтеотдачи залежи с карбонатным коллектором за счет непрерывной закачки вытесняющего агента с высоким значением компенсации и с поддержанием пластового давления на уровне первоначального.

На чертеже представлена нефтяная залежь с карбонатным коллектором, где:

1 - нефтеносный пласт; 2 - водоносный пласт, 3 - добывающая скважина; 4 - нагнетательная скважина.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь нефти 1 в карбонатном коллекторе трещинного типа разбуривают проектной сеткой добывающих 3 и нагнетательных скважин 4. Добывающие скважины 3 бурят со вскрытием нефтеносного пласта 1 и вводят в эксплуатацию. Замеряют начальное пластовое давление. Нагнетательные скважины 4 бурят со вскрытием нижележащего водоносного пласта 2. Заводнение нефтеносного пласта 1 осуществляют внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах 4 из водоносного пласта 2 в нефтеносный пласт 1 с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин 4 не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин 4 производят за счет близлежащих нагнетательных скважин 4.

Далее при снижении дебита из водоносных пластов 2 компенсацию давления заводнением производят закачкой воды и/или реагентов с устья нагнетательных скважин 4.

Пример конкретного выполнения.

На залежи нефти 1 с карбонатным коллектором по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м пробурили 10 вертикальных добывающих 3 и две вертикальные нагнетательные скважины 4. Через нагнетательные скважины 4 осуществляют закачку воды, а через добывающие скважины 3 производят отбор продукции.

Далее для полной выработки запасов на участке залежи 1 пробурили одну вертикальную добывающую 3 и на расстоянии 300 м от нее нагнетательную скважины 4. При этом добывающей скважиной 3 вскрывают нефтеносный пласт 1 на глубине 1200 м нефтенасыщенной толщиной 15 м и начальным пластовым давлением, составляющим 12 МПа. Нагнетательной скважиной 4 вскрывают водоносный пласт 2 на глубине 1222 м с водонасыщенной толщиной пласта 7 м. Давление на устье нагнетательных скважин 4 составило 13 МПа.

Через нагнетательные скважины 4 осуществляют заводнение продуктивного пласта 1 с помощью оборудования внутрискважинной перекачки из водоносного пласта 2 в нефтеносный пласт 1. Закачку воды осуществляют с постоянным давлением нагнетания (14 МПа), объемом закачки 40 м³/сут с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин 4 не более четырех дней. При простоях более четырех дней происходит снижение пластового давления до 10 МПа, при этом ухудшается фронт вытеснения нефти водой и уменьшается коэффициент вытеснения (в 1,5-2 раза). Далее для компенсации давления заводнение при простое нагнетательной скважины 4 осуществляют за счет близлежащих нагнетательных скважин 4 с постоянным давлением нагнетания (14 МПа), объемом закачки 60 м³/сут. В случае, когда дебит нефти при заводнении из водоносного пласта 2 снижается, закачку воды и/или реагентов производят с устья нагнетательных скважин 4. В качестве реагентов используют колматирующие составы (например; глинистый раствор, растворы полиакриламида и т.п.) или промывающие растворы (растворы соляной или серной кислоты, растворы поверхностно-активных веществ и т.п.) для включения в добычу неохваченных участков нефтеносного пласта 1. Для включения в добычу неохваченных участков нефтеносного пласта 1 в рассматриваемом примере с устья скважины 4 производят закачку композиции на основе 10%-ного водного раствора полиакриламида (ПАА) и сшивателя (ацетата хрома) объемом закачки 10 т и технологической выдержкой 2 дня.

По сравнению с аналогом предлагаемый способ позволил повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) с 16% до 21-23% на различных участках залежи, то есть на 5-7%.

Предлагаемый способ позволит увеличить нефтеотдачу залежи за счет повышения эффективности процесса вытеснения нефти и выработки запасов нефти из слабодренируемых и трудноизвлекаемых участков залежи в нефтеносных пластах.