Способ разработки карбонатного многопластового нефтяного месторождения порово-трещиноватой пористости

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений, в частности к разработке карбонатного многопластового нефтяного месторождения порово-трещиноватой пористости. Обеспечивает повышение эффективности разработки месторождения углеводородов за счет уменьшения числа эксплуатационных скважин и эффективного размещения нагнетательных скважин. Сущность изобретения: способ включает разбуривание единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин, осуществление разработки пластов, начиная с нижележащего пласта до истощения, а затем - верхнего пласта, отбирая нефть через добывающие скважины и нагнетая в пласт жидкости через нагнетательные скважины. Согласно изобретению разработку нижнего пласта осуществляют сначала на естественном режиме, отбирая нефть одновременно и через нагнетательные скважины до снижения пластового давления по нагнетательным скважинам до 3-4 МПа с последующим освоением нагнетательных скважин под нагнетание воды. При этом нагнетательные скважины верхнего пласта осваивают под отбор нефти при достижении давления нагнетания жидкости по нижнему пласту до значения, достаточного для капиллярной пропитки каналов карбонатного массива и компенсации накопленного отбора нефти из пласта на участке выделенного элемента разработки. Отбор нефти по нагнетательным скважинам верхнего пласта осуществляют до снижения пластового давления до величины начального градиента давления между зоной отбора и водоносной областью. После этого эти нагнетательные скважины переводят под нагнетание жидкости, а добывающие скважины осваивают под отбор нефти из пласта при достижении давления нагнетания до такого значения, как и в случае разработки нижнего пласта. 1 табл., 4 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений, в частности к разработке карбонатного многопластового нефтяного месторождения порово-трещиноватой пористости.

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, заключающийся в разбуривании добывающих и нагнетательных скважин единой сеткой (см. книгу Р.А.Максутова и др. «Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений» издательство «Недра», г.Москва, 1974 г., стр.10-110) с последующей одновременной раздельной эксплуатацией двух и более пластов единой скважиной и одновременно раздельную закачку воды в пласт через одну нагнетательную скважину.

Несмотря на прогрессивность и перспективность вышеописанный способ имеет и недостатки. Так, его использование вызывает определенные трудности, связанные с усложнением всего технологического процесса эксплуатации и ремонта скважин, появлением опасных и трудоемких работ, обусловленных специфическими особенностями спуско-подъемных операций, процессом глушения и освоения скважин, увеличения вероятности прихвата подъемного оборудования, конструктивными недостатками применяемого оборудования и другие.

Известен также способ разработки многопластовых нефтяных месторождений (см. книгу Р.А.Максутова и др. «Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений» издательство «Недра», г. Москва, 1974 г., стр.3, 3-ий абзац сверху), включающий разбуривание нефтяной залежи единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин, при котором процесс разработки начинают с нижних пластов, а затем по мере обводнения последовательно переходят на эксплуатацию вышележащих пластов, отключая нижние обводненные пласты путем установки цементного стакана.

Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Его недостатком является большая продолжительность сроков разработки нефтяного месторождения.

Задачей настоящего изобретения является увеличение текущих отборов нефти из карбонатных пластов порово-трещиноватой пористости и ускорение выработки запасов.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом, включающим разбуривание единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин, осуществление разработки пластов, начиная с нижележащего пласта до истощения, а затем - верхнего пласта, отбирая нефть через добывающие скважины и нагнетая в пласт жидкость через нагнетательные скважины.

Новым является то, что разработку нижнего пласта осуществляют сначала на естественном режиме, отбирая нефть одновременно и через нагнетательные скважины до снижения пластового давления по нагнетательным скважинам до 3-4 МПа с последующим освоением нагнетательных скважин под нагнетание жидкости, при этом нагнетательные скважины верхнего пласта осваивают под отбор нефти при достижении давления нагнетания жидкости по нижнему пласту до значения, достаточного для капиллярной пропитки каналов карбонатного массива и компенсации накопленного отбора нефти из пласта на участке выделенного элемента разработки, при этом отбор нефти по нагнетательным скважинам верхнего пласта осуществляют до снижения пластового давления до величины начального градиента давления между зоной отбора и водоносной областью, после чего эти нагнетательные скважины переводят под нагнетание жидкости, а добывающие скважины осваивают под отбор нефти из пласта при достижении давления нагнетания до такого значения аналогичного, как и в случае разработки нижнего пласта.

Представленные чертежи поясняют суть изобретения, где на фиг.1 изображена семиточечная система разработки, при которой в краевых участках размещены добывающие скважины с одной нагнетательной скважиной в центре.

На фиг.2 - карбонатный массив залежи нефти с разбуренными по единой сетке добывающими и нагнетательными скважинами, где все скважины освоены под отбор продукции пласта, в том числе и нагнетательная, в разрезе.

На фиг.3 - то же, что и на фиг.2, когда нагнетательная скважина 1 освоена под нагнетание в пласт жидкости, а нагнетательная скважина верхнего пласта освоена под отбор продукции пласта.

На фиг.4 - вид на А фиг.3, в разрезе.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Согласно проекту разработки карбонатную залежь нефти 1, приуроченную к двум пластам различной проницаемости и представляющую массив, разбуривают по единой сетке шести, семи или девятиточечной системе разработки, размещая в центре нагнетательную скважину 2, как это изображено на фиг.1, где приведена семиточечная система разработки. Разработку более проницаемого нижнего пласта 3 осуществляют с самого начала на естественном режиме отбором нефти по всем скважинам, в том числе и из нагнетательных. С течением времени пластовое давление снижается и достигает 3-4 МПа по нагнетательной скважине. Дальнейшее снижение давления недопустимо из-за опасности возможного смыкания трещин, и как следствие, снижение коэффициента нефтеизвлечения, а также увеличения срока разработки.

При снижении пластового давления до критической отметки в 3-4 МПа по нагнетательным скважинам, из которых отбиралась нефть, их переводят под нагнетание жидкости для поддержания пластового давления.

В качестве жидкости для нагнетания в пласт может быть использована пластовая вода или промысловая сточная вода, предварительно подготовленная удалением взвешенных частиц и содержащихся в ней нефти или нефтепродуктов. Эти жидкости являются эффективными, а самое главное доступными и дешевыми. В настоящее время широкое применение нашли различные растворы для нагнетания в пласт, содержащие в своем составе поверхностно-активные вещества (ПАВ), см. справочную книгу В.М.Муравьева. «Спутник нефтяника». М.: Недра, 1977 г., стр.148-149. При этом концентрацию ПАВ берут в пределах до 0,05% к объему нагнетаемой воды.

Наиболее широко применяют следующие ПАВ:

1. Реагенты ОП-10 и ОП-7 - оксиэтилированные алкилфенолы, представляющие собой продукты конденсации алкилфенолов с окисью этилена.

2. Реагенты КАУФЭ-14 и УФЭ-8 - оксиэтилированные продукты, получаемые на базе технических фенолов.

3. Реагент ОЖК - оксиэтилированные жирные кислоты - продукт конденсации окиси этилена с жирными кислотами, получаемыми при окислении парафина.

Указанные реагенты являются неионогенными ПАВами полностью растворимые в пластовых водах, не давая осадка, и эффективно снижают поверхностное натяжение на границе нефть-вода при нагнетании воды в пласт.

В качестве жидкости для нагнетания в пласт на поздней стадии разработки могут быть использованы также и мицелярные растворы, представляющие собой тонкодисперсную коллоидную систему из углеводородной жидкости, воды и водонефтерастворимого ПАВ, стабилизированной спиртом (см. книгу B.C.Бойко. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений». М.: Недра, 1990 г., стр.138-139).

Нагнетание жидкости в нагнетательные скважины осуществляют в циклическом режиме до величины предельно-допустимого значения, которое является достаточным для капиллярной пропитки фильтрационных каналов карбонатного массива и компенсации накопленного отбора продукции пласта на участке выделенного элемента разработки. При этом устанавливается гидродинамическая связь упруговодонапорного режима между нижним и верхним пластами 3 и 4 соответственно.

Дальнейшее увеличение объема нагнетаемой жидкости нежелательно из-за опасности прорыва закачиваемой воды к добывающим скважинам и уменьшения коэффициента заводнения.

При достижении допустимого давления нагнетания и объема нагнетаемой жидкости нагнетательные скважины верхнего малопроницаемого пласта осваивают на отбор нефти, предварительно запакеровав межтрубное пространство в интервале между нижним и верхним пластами.

Отбор нефти по нагнетательным скважинам по верхнему пласту осуществляют до снижения пластового давления до величины начального градиента давления между зоной отбора и водоносной областью. Затем эти скважины переводят под нагнетание жидкости заводнения в циклическом режиме, и далее как в вышеописанном случае при достижении величины давления до предельно допустимого и компенсации накопленного отбора нефти из пласта, добывающие скважины 5 осваивают на отбор нефти.

Пример конкретного осуществления способа.

На одном из поднятий месторождения верей-башкирские отложения разбурены по треугольной единой сетке семиточечного элемента с расстоянием между скважинами 300 м. Коллекторские характеристики скважины элемента разработки сведены в таблицу.

Объект эксплуатации	Эффективная толщина (м)	Пористость %	Глинистость %	Нефтенасыщенность %	Проницаемость %
Верейский	11,7	13,6	6,1	60,5	61
Башкирский	18,4	20,1	0,3	79,5	90

Параметры коллектора на данном участке в меридиональном направлении улучшаются, противоположно-перпендикулярном направлении от скважины снижаются.

Все семь скважин выбранного элемента разработки одновременно освоены для отбора нефти по нижнему объекту. На дату освоения скважин под нагнетание накопленный отбор запасов участка по 6 скважинам составлял 13196 тонн (20 т/сут), в том числе по нагнетательной скважине - 3344 тонн. Пластовое давление по участку: начальное - 7,2 МПа, текущее - 3,6 МПа.

Проектная нагнетательная скважина освоена под нагнетание и при нагнетании 6200 м³ пластовой воды за 630 суток, отбор по 5 скважинам участка составил 8091 тонн (12,8 т/сут). Пластовое давление по нагнетательной скважине восстановлено и увеличено до 12,5 МПа. После перевода нагнетательной скважины на отбор, за период упругого режима участка, отобрано 7200 тонн (30 т/сут), в том числе по нагнетательной скважине 2941 тонна за 240 суток. Промысловый анализ показывает, что увеличение отбора по участку в среднем составляет 10 т/сут нефти и расчетное увеличение коэффициента нефтеизвлечения по карбонатным коллекторам составит 5%.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Его использование в сравнении с известными способами исключает дополнительное бурение нагнетательных скважин на верейский объект разработки, обеспечивает ускорение выработки запасов нефти, как с нижнего, так и с вышележащего пласта и увеличение текущего отбора нефти. Способ может быть реализован также и в отдельно выделенном участке нефтяного месторождения или на всем месторождении.

Способ разработки карбонатного многопластового нефтяного месторождения порово-трещиноватой пористости, включающий разбуривание единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин, осуществление разработки пластов, начиная с нижележащего пласта до истощения, а затем верхнего пласта, отбирая нефть через добывающие скважины и нагнетая в пласт жидкости через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что разработку нижнего пласта осуществляют сначала на естественном режиме, отбирая нефть одновременно и через нагнетательные скважины до снижения пластового давления по нагнетательным скважинам до 3-4 МПа с последующим освоением нагнетательных скважин под нагнетание воды, при этом нагнетательные скважины верхнего пласта осваивают под отбор нефти при достижении давления нагнетания жидкости по нижнему пласту до значения, достаточного для капиллярной пропитки каналов карбонатного массива и компенсации накопленного отбора нефти из пласта на участке выделенного элемента разработки, при этом отбор нефти по нагнетательным скважинам верхнего пласта осуществляют до снижения пластового давления до величины начального градиента давления между зоной отбора и водоносной областью, после чего эти нагнетательные скважины переводят под нагнетание жидкости, а добывающие скважины осваивают под отбор нефти из пласта при достижении давления нагнетания до такого значения, как и в случае разработки нижнего пласта.