Способ разработки нефтяного месторождения с карбонатными коллекторами низкой продуктивности

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу разработки нефтяных залежей сложного геологического строения с предельно низкими коллекторскими характеристиками пластов и повышенной вязкостью нефти. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи нефтяных залежей сложного геологического строения с предельно низкими коллекторскими характеристиками и уменьшение объема попутно добываемой воды. Сущность изобретения: по способу в кусте располагают эксплуатационные, нагнетательные и водозаборные скважины. Площадное размещение скважин проводят по равномерной треугольной сетке 400х400 м. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют по семиточечной системе в циклическом режиме. В качестве рабочего агента используют высокоминерализованную, термальную, пластовую воду нижележащих горизонтов. Давление нагнетания выдерживают 0,6 горного. На устье нагнетательных скважин давление выдерживают 3,0-6,0 МПа. Забор и нагнетание пластовой воды осуществляют электропогружными насосами в циклическом режиме с периодической закачкой в пласт микробиологической композиции на основе сухого активного ила. По мере обводнения эксплуатационных скважин довыработку запасов нефти в межскважинном пространстве осуществляют путем бурения дополнительных боковых стволов из обводнившихся скважин. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу разработки нефтяных залежей сложного геологического строения с предельно низкими коллекторскими характеристиками пластов и повышенной вязкостью нефти.

Известен способ разработки месторождений высоковязких нефтей, включающий вскрытие залежи добывающими и нагнетательньми скважинами по равномерной треугольной сетке с формированием площадных элементов разработки с центральной нагнетательной скважиной и двумя концентрическими рядами добывающих скважин, закачку в элемент разработки расчетного количества теплоносителя через центральную нагнетательную скважину, последующую закачку ненагретой воды и отбор продукции из добывающих скважин /патент РФ 2011805, МПК⁷ E 21 B 43/20, опубл. 1994/.

Известный способ позволяет вовлечь в разработку повышенное количество нефтяных зон залежи, однако не позволяет достичь высоких значений темпа добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения путем закачки горячей воды в нефтяные пласты и отбора из них нефти, в котором закачку воды в один из нефтяных горизонтов осуществляют по той же скважине, по которой осуществляют отбор нефти из другого нефтяного горизонта /патент США №3180413, кл. 166-11, опубл. 1965/.

Недостатком известного способа являются большие энергозатраты, связанные с подогревом воды на поверхности.

Известен также способ разработки нефтяного месторождения, расположенного в пределах площади нижележащего пласта с термальными водами, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем перепуска в него по скважинам термальных вод и извлечение нефти на поверхность посредством скважин /А.с. СССР №351998, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1965/

Недостатком известного способа являются большие гидравлические сопротивления в трубах при подъеме нефти с забоя до устья.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий вскрытие залежи добывающими и нагнетательными скважинами по равномерной треугольной сетке с формированием площадных 13-точечных обращенных элементов разработки по шесть скважин в каждом концентрическом ряду, закачку теплоносителя а режиме паротеплового воздействия циклически /пат. РФ №2153066, 20.07.2000, 17 с./.

Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны скважин и добывать нефть из пластов с низкопроницаемым коллектором, однако при этом значительное количество нефти остается не извлеченным из пластов залежи. В результате нефтеотдача остается на невысоком уровне.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи нефтяных залежей сложного геологического строения с предельно низкими коллекторскими характеристиками и уменьшение объема попутно добываемой воды.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения с карбонатными коллекторами низкой продуктивности, включающем разбуривание эксплуатационных, нагнетательных и водозаборных скважин, площадное размещение скважин по равномерной треугольной сетке, закачку рабочего вытесняющего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти из добывающих скважин, согласно изобретению эксплуатационные, нагнетательные и водозаборные скважины располагают в кусту, площадное размещение скважин проводят по равномерной треугольной сетке 400×400 м, и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют по семиточечной системе, причем в качестве рабочего агента используют высокоминерализованную, термальную пластовую воду нижележащих горизонтов при этом давление нагнетания выдерживают 0,6 горного, а на устье нагнетательных скважин 3,0-6,0 МПа, забор и нагнетание пластовой воды осуществляют электропогружными насосами в циклическом режиме с периодической закачкой в пласт микробиологической композиции на основе сухого активного ила.

По мере обводнения эксплуатационных скважин довыработку запасов нефти в межскважинном пространстве осуществляют путем бурения дополнительных боковых стволов из обводнившихся скважин.

Из патентной и научно-технической литературы неизвестно применение способа разработки нефтяного месторождения с карбонатными коллекторами низкой продуктивности с заявляемыми существенными отличительными признаками.

Известные способы разработки позволяют отобрать из залежи основной объем нефти при конечной нефтеотдаче 15-30%.

В нашем заявляемом решении /см. прилагаемый чертеж/ кустовое разбуривание эксплуатационных, нагнетательных и водозаборных скважин, площадное размещение скважин по равномерной треугольной сетке 400×400 м и семиточечная система заводнения при циклическом режиме работы нагнетательных скважин обеспечивают более полный охват залежи вытеснением и отбор нефти из застойных и низкопроницаемых зон. При циклическом воздействии давление в системе трещин падает быстрее, чем в матрице, и нефть из матрицы поступает в трещины. Пласт как бы “дышит”, выдавливая нефть из матрицы. Капиллярная пропитка рабочим агентом увеличивает поток нефти в систему трещин. Этому же способствует и увеличивает нефтеотдачу применяемая микробиологическая технология путем закачки в нагнетательные скважины композиции на основе сухого активного ила.

Высокая минерализация рабочего агента не выщелачивает карбонат кальция и не увеличивает трещинную проницаемость, что не стимулирует обводнение добывающих скважин по причине прорыва закачиваемой воды. Повышенная температура рабочего агента также блокирует выщелачивание и не охлаждает пласт независимо от времени года.

Охлаждение же пласта приводит к увеличению вязкости нефти и снижению нефтеотдачи.

Путем оснащения эксплуатационной колонны модульным отсекателем пласта обеспечивается сохранение естественной продуктивности пласта и увеличение начального дебита в 2-2,5 раза.

Физико-химические показатели пластовых вод турнейского яруса, терригенного девона и турнейской попутно добываемой из эксплуатационных скважин воды приведены в таблице.

Из таблицы видно, что в результате смешения в пласте закачиваемой девонской воды с остаточной турнейской, занимающей 20% порового объема, меняется ее ионный состав. В попутно добываемой воле эксплуатационных скважин меньшее количество Са, Сl, увеличилось количество SO₄, Mg, K+Na, что говорит о выпадении в осадок гипса и хлористого магния. В условиях площадного заводнения и преимущественно трещинной проницаемости продуктивного пласта выпадение осадка оказывает положительное воздействие на нефтевытеснение, так как после вытеснения нефти из макротрещин проницаемость их снижается вследствие выпадения осадка, и начинают открываться микротрещины. Таким образом, не происходит прорыва вод по макротрещинам и тем самым увеличивается охват заводнением. При реакции иона хлора с карбонатом кальция - основным породообразующим минералом пласта выделяется гидроокись углерода, которая также оказывает положительное воздействие на нефтевытеснение.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь в карбонатах кизеловского горизонта турнейского яруса на участке Знаменского месторождения со следующими характеристиками:

1. Глубина залегания – 1550 м

2. Нефтенасыщенная толщина - 2,8 м.

3. Пористость - 0,11 д.е.

4. Проницаемость по керну - 0,008 мкм²

5. Проницаемость по гидродинамике - 0,107 мкм²

6. Начальное пластовое давление - 14,2 МПа

7. Плотность пластовой нефти - 873 кг/м³

8. Вязкость пластовой нефти - 12,0 МПа·с

9. Газовый фактор - 19 м³/тн

10. Давление насыщения – 5 МПа

11. Пластовая температура - 18-30°С

12. Начальная нефтенасыщенность - 0,79 д.е.

13. Сетка скважин: равномерная треугольная 400×400 м.

14. Система заводнения: семиточечная

Осуществляют кустовое разбуривание эксплуатационных, нагнетательных и водозаборных скважин. На участке залежи размещают по равномерной треугольной сетке 400×400 м 175 нефтяных и 53 нагнетательных скважины с площадной семиточечной системой заводнения /см. прилагаемый чертеж/. Через нагнетательные скважины закачивают при давлении не выше 0,6 горного электропогружными насосами высокоминерализованную, плотностью 1,18 г/см³ и температурой 39-42°С, пластовую воду нижезалегающих горизонтов. Через добывающие скважины отбирают пластовые флюиды. Разработку ведут в режиме повышения пластового давления до начального пластового 14-15 МПа. Затем переходят на циклический режим закачки рабочего агента по всем нагнетательным скважинам путем остановки водозаборных скважин на 4 месяца и последующим пуском в работу на 1 месяц. Оптимальная периодичность остановки устанавливается опытным путем.

Периодически через выкидную линию водозаборных скважин осуществляют закачку в нагнетательные скважины микробиологической композиции на основе сухого активного ила, что дополнительно увеличивает нефтеотдачу пласта. По мере обводнения эксплуатационных скважин довыработку запасов нефти в межскважинном пространстве осуществляют путем бурения дополнительных боковых стволов в обводнившихся скважинах.

Применение предложенного способа позволяет увеличить нефтеотдачу залежи на 7,9%, существенно повысить темпы разработки, уменьшить темпы обводнения скважин и залежи в целом, достигнуть рентабельности разработки залежи.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения с карбонатными коллекторами низкой продуктивности, включающий разбуривание эксплуатационных, нагнетательных и водозаборных скважин, площадное размещение скважин по равномерной треугольной сетке, закачку рабочего вытесняющего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что эксплуатационные, нагнетательные и водозаборные скважины располагают в кусте, площадное размещение скважин проводят по равномерной треугольной сетке 400х400 м и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют по семиточечной системе, причем в качестве рабочего агента используют высокоминерализованную, термальную, пластовую воду нижележащих горизонтов, при этом давление нагнетания выдерживают 0,6 горного, а на устье нагнетательных скважин - 3,0-6,0 МПа, забор и нагнетание пластовой воды осуществляют электропогружными насосами с периодической закачкой в пласт микробиологической композиции на основе сухого активного ила, при этом, по мере обводнения эксплуатационных скважин, довыработку запасов нефти в межскважинном пространстве осуществляют путем бурения дополнительных боковых стволов из обводнившихся скважин.

РИСУНКИ

Рисунок 1