Способ разработки нефтяного пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения коэффициента нефтеотдачи при разборке вторичными методами неоднородных по толщине залежей. В неоднородном пласте, представленном чередующимся высоко- и низкопроницаемыми пропластками, пробуривают по крайней мере одну нагнетательную (H) и одну добывающую (Д) скважины (С). Начиная от подошвы пласта, последовательно вскрывают ДС первый высокопроницаемый пропласток и первый низкопроницаемый пропласток, а в НС вскрывают только первый высокопроницаемый пропласток. Через НС нагнетают в пласт углеводородный газ, содержащий, например, 84% метана, под давлением, превышающим пластовое и не превышающим давление разрыва пласта для создания в нем свободной газовой фазы. Затем после прорыва газа в ДС через первый высокопроницаемый пропласток в ней дополнительно вскрывают следующую пару высоко- и низкопроницаемого пропластков. При этом в НС также вскрывают следующую пару пропластков. После прорыва газа через следующий высокопроницаемый пропласток последние операции повторяют. Выработанные в НС пропластки перед вскрытием вышерасположенных пропластков в ряде случаев цементируют.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к вторичным способам разработки залежей, в первую очередь, неоднородных по толщине. Цель изобретения повышение коэффициента нефтеотдачи при разработке неоднородного по толщине пласта. Согласно способу, начиная с подошвы пласта неоднородного коллектора, в высокопроницаемый пропласток закачивают углеводородный газ под давлением выше начального пластового значения и из него вытесняют нефть в газонапорном режиме. Некоторый объем газа за счет сегрегации, а также за счет того, что добывающая (D) скважина в то же время вскрывает и первый низкопроницаемый пропласток, т. е. за счет депрессии попадает в поры нижней поверхности последнего, "задерживается" в них, так как скорость его движения значительно замедляется в низкопроницаемом пропластке, и поэтому не подвергается постоянному обмену состава при движении газа по высокопроницаемому пропластку. Таким образом, этот объем газа, с одной стороны, "предохраняет" нефть низкопроницаемого слоя от обеднения промежуточными компонентами, с другой стороны, участвует во взаимном обмене компонентами с нефтью и образует взаиморастворимую переходную зону, за счет чего в низкопроницаемом пропластке обеспечиваются условия полной смешиваемости закачиваемого газа и нефти. Закачиваемым углеводородным газом после дополнительного вскрытия D скважиной последующих одного высоко- и одного низкопроницаемого пропластка, нагнетательной (Н) скважиной последующих одного низко- и одного высокопроницаемого пропластков нефть из первого низкопроницаемого пропластка вытесняется в условиях полной смешиваемости. То же самое выполняется, если в H скважине перед дополнительной перфорацией выработанные пропластки предварительно цементируют. Следовательно, в неоднородных коллекторах, часто представленных чередованием глинистых и песчаных пропластков, в которых проницаемости могут различаться десятки, а то и в сотни раз, совместно используют такие факторы и принципы, как закачка углеводородного газа под давлением, превышающим начальное пластовое давление, сегрегация газа, создание условий смешиваемости в низкопроницаемых пропластках, разработка снизу-вверх, перенос интервала перфорации, что способствует более эффективной разработке залежи, а значит, повышению нефтеотдачи. Способ осуществляют следующим образом. В неоднородном коллекторе, представленном чередующимися высоко- и низкопроницаемыми пропластками, пробуривают по крайней мере одну H и одну D скважины. D скважиной, начиная с подошвы пласта, последовательно вскрывают первый высокопроницаемый и первый низкопроницаемый пропластки, а H скважиной первый высокопроницаемый. Через H скважину закачивают углеводородный газ под давлением, превышающим начальное пластовое давление, после прорыва газа в D скважину через первый высокопроницаемый пропласток D скважину дополнительно перфорируют для сообщения с последующими одним высокопроницаемым и одним низкопроницаемым пропластками, а H скважину дополнительно перфорируют для сообщения с последующими одним низкопроницаемым и одним высокопроницаемым пропластками, причем после каждого дополнительного вскрытия пропластков закачку газа возобновляют при тех же условиях. В H скважине перед дополнительной перфорацией выработанные пропластки предварительно цементируют. Пример. В неоднородном коллекторе, представленном чередующимися высоко- и низкопроницаемыми пропластками со средними проницаемостями соответственно 0,2·10^-12 и 0,5·10^-14 м², средней пористостью 18% нефтенасыщенной толщиной 17 м, начальным пластовым давлением 16 МПа, пробуривают одну H и одну D скважину. Начиная от подошвы пласта снизу-вверх, D скважиной последовательно вскрывают первый высоко- и первый низкопроницаемый пропластки, H скважиной первый высокопроницаемый. Через H скважину закачивают сухой углеводородный газ с содержанием 84% метана под давлением 21 МПа. После прорыва газа через первый высокопроницаемый пропласток в D скважину последний дополнительно перфорируют для сообщения с последующими одним высоко- и одним низкопроницаемым пропластками, а в H скважине выработанный высокопроницаемый пропласток цементируют и дополнительно перфорируют для сообщения с одним низко- и одним высокопроницаемым пропластками, при этом продолжают закачку газа. И таким образом последовательно разрабатываются все пропластки до кровли залежки.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного пласта, включающий бурение нагнетательной и добывающей скважин, нагнетание газа для создания в пласте свободной газовой фазы, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента нефтеотдачи при разработке неоднородного по толщине пласта, в добывающей скважине вскрывают нижний высокопроницаемый и выше него расположенный низкопроницаемый пропластки, а в нагнетательной скважине нижний высокопроницаемый пропласток, после прорыва газа в добывающую скважину по нижнему высокопроницаемому пропластку, вкрывают в добывающей скважине вышерасположенные высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки, а в нагнетательной скважине низкопроницаемый и высокопроницаемый пропластки, при этом последовательность операций повторяют.