Способ разработки нефтяных пластов различной проницаемости, разделенных друг от друга непроницаемыми породами

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - увеличение текущих отборов нефти из менее проницаемых пластов и ускорение выработки запасов. Для этом размещают скважины вскрытием обоих пластов по проектной сетке высокопроницаемого пласта. Дополнительные добывающие скважины размещают между добывающими и нагнетательными скважинами. Закачку воды в более проницаемый пласт ведут с начала разработки и одновременно осуществляют отбор нефти из всех скважин, вскрывших менее проницаемый пласт также из более проницаемого пласта из добывающих скважин, вскрывших оба пласта, до снижения давления в менее проницаемом пласте, равном сумме забойного давления в высокопроницаемом пласте, и давления, создаваемого столбом жидкости, характеризующимся разностью гипсометрических отметок залегания пласта. Начинают накачивать воду в менее проницаемый пласт, вскрытый нагнетательными скважинами. В добывающих скважинах, вскрывших оба пласта, создают каверны-накопители. Регулируя отбором жидкости из совместных добывающих скважин, повышают забойное давление в менее проницаемом пласте до пластового давления и осуществляют одновременную добычу нефти из более проницаемого пласта и циклическое продавливание воды из ствола скважины в менее проницаемый пласт. Затем цикл повторяют. 1 ил.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных пластов различной проницаемости и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Целью изобретения является увеличение текущих отборов нефти из менее проницаемых пластов и ускорение выработки запасов. На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа, где 1 - нагнетательная скважина, 2 - добывающие скважины, размещенные по сетке более проницаемого пласта, 3 - добывающие скважины, размещенные по сетке менее проницаемого пласта, 4 - НКТ, 5 - межтрубное пространство, 6 - более проницаемый терригенный пласт, 7 - менее проницаемый карбонатный пласт, 8 - непроницаемый пласт, 9 - перфорационные отверстия, 10 - каверны-накопители, 11 - направление перетока, 12 - динамический уровень жидкости, 13 - глубинный насос, 14 - пакер, 15 и 16 - датчики уровня водонефтяного контакта. Способ осуществляется в следующей последовательности. Залежь нефти, приуроченную к двум пластам 6 и 7 различной проницаемости, гидродинамически изолированным друг от друга непроницаемым пластом 8, разбуривают по самостоятельной сетке нагнетательными 1 и добывающими скважинами 2 и 3. Разработка более проницаемого пласта 6 с самого начала производится путем поддержания пластового давления закачкой воды в скважину 1 и отбором нефти из скважины 2. Из менее проницаемого пласта 7 осуществляется интенсивный отбор нефти всеми скважинами 1, 2 и 3, пробуренными на залежи. На забоях скважины 3 и в интервале высокопроницаемого пласта скважины 2 поддерживают оптимальные забойные давления (Р_зⁱ), величины которых определяются гидродинамическими исследованиями. Забойные давления в скважинах 2 в интервале менее проницаемого пласта (Р_з^j) поддерживают на уровне, равном сумме забойного давления в высокопроницаемом пласте (Р_зⁱ) и давления, создаваемого столбом жидкости, характеризующимся разностью гипсометрических отметок залегания пластов, и определяют по зависимости P^j_з = + P^j_з , где H^j_гл и Нⁱ_гл - глубина залегания соответственно менее проницаемого и более проницаемого пластов; γ_ж - удельный вес жидкости, г/см³. Поддерживая давления на забоях добывающих и нагнетательных скважин постоянными, отбирая нефть из всех пробуренных на залежи скважин, интенсивно снижают пластовое давление в менее проницаемом пласте до значения забойного (Р_з^j). При этом приток жидкости из пласта 7 в скважины 2 полностью прекращается. Дальнейшее снижение пластового давления нежелательно из-за того, что увеличивается срок разработки и не исключается возможность сапопроизвольного перетока не только воды, но и нефти из пласта 6 в пласт 7. При снижении пластового давления в пласте 7 до забойного начинают закачку воды в пласт 7 по НКТ в скважине 1 в расчетных объемах, а в кровле слабопроницаемого пласта 7 скважин 2 создают каверны-накопители 10, например, многократными солянокислотными ваннами, в которых из-за разности удельных весов происходит разделение жидкости на нефть и воду, тем самым предотвращается переток нефти из пласта 6 в пласт 7. Регулируя отбором жидкости из скважин 2, например периодическим отбором, увеличивают забойное давление до величины начального пластового давления в менее проницаемом пласте 7, т.е. создают перепад между забойным и пластовым давлениями, за счет чего накопившаяся в стволе скважины и в каверне-накопителе вода циклически продавливается в менее проницаемый пласт. Остановка и пуск скважин в работу при периодическом отборе производится автоматически с помощью датчиков 15 и 16, установленных на НКТ. Расстояние между датчиками, а значит, и время остановок скважин 2 устанавливают в зависимости от расчетных объемов продавливаемой воды, необходимой для компенсации отбора жидкости из менее проницаемого пласта скважин 3. При этом поддерживается давление в слабопроницаемом пласте на уровне забойного (Р_з^j). По мере обводнения продукции скважин 2 увеличивают объем продавливаемой воды в менее проницаемый пласт, для чего время полуциклов (остановок) скважин 2 увеличивают, а после полной обводненности переводят на постоянный перепуск воды. Увеличением времени остановок высокообводненных скважин 2 выравнивают фронт заводнения по более проницаемому пласту. А регулирование пластового давления, а также равномерное продвижение фронта вытеснения по менее проницаемому пласту производится регулированием отборов жидкости из скважин 3. Расстояние между датчиками 15 и 16 можно изменять при текущих ремонтах скважин или устанавливать несолько датчиков 16, расположенных на некотором удалении друг от друга. При снижении водонефтяного контакта (ВНК) до нижнего датчика 15, насос 13 скважин 2 включается (тем самым предотвращается продавливание нефти в пласт), а при повышении ВНК до верхнего датчика 16 насос отключается. Если объекты удалены на значительное расстояние друг от друга по глубине, то необходимый перепад давления для продавливания воды в низкопроницаемый пласт можно создать изменением режима работы насоса, удлинением штанг, периодическим увеличением давления в затрубном пространстве и т.д. Необходимость применения того или другого варианта регулирования отбора жидкости, а значит, и забойных давлений определяют по данным испытания на каждой конкретной залежи. После продавливания накопившейся в стволе скважины и в каверне-накопителе воды возобновляют отбор жидкости в скважинах 2 и забойное давление снижают до первоначального уровня, но не ниже пластового давления менее проницаемого пласта, тем самым исключают обратный приток воды из менее проницаемого пласта на забой скважины. В последующем цикл повторяют. В результате применения предлагаемого способа создается система заводнения менее проницаемого пласта, где роль нагнетательных скважин выполняют добывающие скважины более проницаемого пласта. Предлагаемый способ позволяет вводить запасы слабопроницаемого пласта одновременно с высокопроницаемым. Это приводит к увеличению объема отбора нефти при постоянных объемах отбора воды и закачки по залежи в целом. Сколько воды перепускают из более проницаемого пласта, приблизительно столько же жидкости дополнительно отбирают из слабопроницаемого пласта, т. е. дополнительная добыча нефти осуществляется без дополнительных эксплуатационных затрат на добычу, транспортироку, подготовку жидкости и закачку воды. В результате сокращаются сроки разработки залежи и уменьшаются капитальные вложения на бурение скважин-дублеров (уменьшается их количество). Пример конкретного осуществления способа (условный). Залежь нефти включает слабопроницаемый пласт площадью 100 га, содержащий 5,4 млн. т геологических запасов высоковязкой нефти (μ_н=30 сП, μ_в=1,6 сП). Коэффициент вытеснения К_выт=0,6, коэффициент продуктивности η =1,245 т/сут МПа, давление насыщения нефти газом Р_н^j=2,1 МПа, глубина залегания 1080 м, соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти μ_х=8,71. Глубина залегания высокопроницаемого пласта 800 м, давление насыщения нефти газом Р_н^j=4,3 МПа. Каждый объект на месторождении разбурен самостоятельной сеткой скважин. Общее количество скважин, работающих на слабопроницаемый пласт, 100 шт. в т. ч. 50 скважин пробурены на сетке более проницаемого пласта. Гидродинамическими исследованиями установлено, что оптимальные забойные давления добывающих скважин составляют по более проницаемому пласту Р_з^j=0,9 P_нⁱ= 3,87 МПа, а по менее проницаемому Р_з^j=0,9 Р_н^j=1,89 МПа. Тогда забойное давление в скважинах в интервале менее проницаемого пласта определяется по формуле P^j_з = + 3,87 = 6,39 МПа. После снижения пластового давления в менее проницаемом пласте до величины 6,39 МПа на забое скважин 2 в кровле менее проницаемого пласта создали каверны-накопители и затем периодическим отбором жидкости (периодической остановкой) увеличивали забойное давление до 10,8 МПа, т.е. создали перепад между забойным и пластовым давлениями Δ Р=(10,8-6,39)=4,41 МПа. Этот перепад обеспечивает продавливание воды в менее проницаемый пласт с дебитом q= η˙μ_x˙Δ P=1,245˙8,71˙4,41=47,8 т/сут. Технологические расчеты показывают, что расчетный объем воды, необходимый для компенсации отбора жидкости из скважин 3 закачкой на одну скважину, изменяется в зависимости от динамики обводненности добывающих скважин в пределах 3,6-24 т/сут. Для продавливания расчетного объема воды время остановки изменяли от 1,8 до 12 ч/сут. Если учитывать, что каверны-накопители улучшают продуктивность скважин в 2 раза, то время остановки тоже снижается почти в 2 раза. После продавливания расчетного количества воды отбор жидкости возобновили и забойное давление снизили опять до 6,39 МПа. Потом весь цикл опять повторили. Осуществление предлагаемого способа позволит ввести запасы обоих пластов в разработку одновременно. Это увеличит текущий отбор нефти без дополнительных эксплуатационных затрат по сравнению с прототипом. Технологические расчеты показывают, что за 15 лет из слабопроницаемого пласта будет добыто нефти (Q_н) соответственно по прототипу и предлагаемому способу 604 и 925 тыс. т, жидкости (Q_ж) - 1897 и 1920 тыс.т и закачено воды (Q_з) - 2163 тыс. м³.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ РАЗЛИЧНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ, РАЗДЕЛЕННЫХ ДРУГ ОТ ДРУГА НЕПРОНИЦАЕМЫМИ ПОРОДАМИ, включающий размещение скважин с вскрытием обоих пластов по проектной сетке высокопроницаемого пласта, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих, перепуск жидкости из одного пласта в другой, отличающийся тем, что, с целью увеличения текущих отборов нефти из менее проницаемых пластов и ускорения выработки запасов, размещают дополнительные добывающие скважины не менее проницаемый пласт между скважинами проектной сетки скважин, ведут закачку воды в более проницаемый пласт с начала разработки и одновременно осуществляют отбор нефти из всех скважин, вскрывших менее проницаемый пласт, а также из высокопроницаемого пласта в добывающих скважинах, вскрывших оба пласта, до снижения пластового давления в менее проницаемом пласте до величины забойного давления в добывающих скважинах высокопроницаемого пласта с учетом давления, создаваемого столбом жидкости в интервале между пластами, ведут закачку воды в менее приницаемый пласт через проектные нагнетательные скважины, а в добывающих скважинах, вскрывших оба пласта, создают каверны-накопители в интервале менее проницаемого пласта и, регулируя в них забойным давлением, осуществляют циклическую добычу нефти из более проницаемого пласта и одновременно циклически продавливают воду из ствола скважины и каверны-накопителя в менее проницаемый пласт с последующим повторением циклов.

РИСУНКИ

Рисунок 1