Способ разработки залежи нефти в трещиноватых коллекторах


 


Владельцы патента RU 2490439:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и, в частности, залежи нефти, представленной карбонатными слабопроницаемыми трещиноватыми коллекторами с водонефтяным контактом. Обеспечивает исключение возможности преждевременного обводнения нефтяной залежи и повышение выработки остаточных запасов нефти. Сущность изобретения: способ включает размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины. Под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину со вскрытием интервала водонефтяного контакта - ВНК пласта. Отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами пласта. При этом в первую нагнетательную скважину производят циклическую закачку вытесняющей жидкости со 100-200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин. Затем после обводнения по трещинам одной из добывающих скважин, окружающих первую нагнетательную скважину, производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала пласта в этой скважине со вскрытием в ней интервала ВНК пласта и переводом ее во вторую нагнетательную скважину под закачку вытесняющей жидкости со 100-200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин. После обводнения по трещинам одной из добывающих скважин, окружающих вторую нагнетательную скважину, производят изоляцию нефтенасыщенного интервала пласта в этой скважине со вскрытием в ней интервала ВНК и переводом ее в третью нагнетательную скважину. Постепенно по мере развития трещин создают ряд нагнетательных скважин на залежи нефти, в которые производят закачку вытесняющей жидкости. Периодически во время остановки закачки вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины закачивают оторочку полиакриламида. При обводнении продукции свыше 85% каждой из добывающих скважин, окружающих нагнетательную скважину, в этой нагнетательной скважине изолируют вскрытый интервал ВНК и пробуривают из нее боковые горизонтальные стволы выше уровня ВНК в нефтенасыщенном интервале пласта перпендикулярно направлению развития трещин и переводят эту скважину под отбор продукции. 3 пр., 4 ил.

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности залежи нефти, представленной карбонатными слабопроницаемыми трещиноватыми коллекторами с водонефтяным контактом.

Известен способ разработки залежей нефти в трещиноватых пластах с подошвенной водой (патент RU №1811245, МПК 8 E21B 43/22, E21B 43/20, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2000 г.), включающий вскрытие нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта, закачку воды в водонефтяной пласт через нагнетательные скважины и отбор продукции - одновременно нефти и воды через добывающие скважины, при этом с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта и уменьшения отбора воды, до вскрытия водонасыщенной части пласта отбор продукции ведут из нефтенасыщенной части пласта до образования вокруг добывающих скважин конуса воды, вскрывают водонасыщенную часть пласта перфорацией, осуществляют одновременный отбор нефти и воды из пласта до опускания конуса воды с последующим цементированием водонасыщенной части пласта, причем по мере выработки пласта циклы повторяют.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс разработки добывающих скважин, так как сначала производят отбор нефти, а затем после образования вокруг добывающих скважин конуса воды производят вскрытие водонасыщенной части пласта и осуществляют одновременный отбор нефти и воды через добывающие скважины;

- во-вторых, одновременное заводнение всей нефтяной залежи, т.е. производят закачку воды во все нагнетательные скважины одновременно, что может привести к преждевременному обводнению добывающих скважин по трещинам, при этом часть запасов останется не выработанной;

- в третьих, необходим контроль за перемещением (опусканием) конуса воды для последующего эффективного цементирования водонасыщенной части пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежей нефти в трещиноватых коллекторах (патент RU №2351752, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №10 от 10.04.2009 г.), включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, при этом разработку залежей осуществляют поэтапно: начинают на естественном режиме до достижения пластового давления порядка 1% от давления насыщения на забое добывающих скважин при минимальном дебите, затем закачивают вытесняющую жидкость без избыточного давления на устье нагнетательной скважины, составляющего не более 4,0% от начального пластового давления до снижения приемистости ниже уровня, обеспечивающего текущую компенсацию отбора закачкой, затем закачивают вытесняющую жидкость с избыточным устьевым давлением, обеспечивающим восстановление начального пластового давления, при восстановлении начального пластового давления в закачиваемую жидкость добавляют 0,05-0,1% высокомолекулярных полимеров, на завершающем этапе разработки залежей осуществляют последовательное включение и отключение закачки вытесняющей жидкости в нагнетательных скважинах перекрестно парами или включение и отключение закачки последовательно по кругу парами скважин при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовые давления, близкие к начальному.

Недостатками данного способа являются:

-во-первых, возможно преждевременное обводнение нефтяной залежи вследствие прорыва воды в нефтенасыщенный интервал пласта добывающих скважин, а поскольку изоляция нефтенасыщенного интервала пласта добывающих скважин не предусмотрена, то это исключает дальнейшее распространение трещины по нефтяной залежи, по которой движется вытесняющая жидкость. Это снижает эффективность воздействия вытесняющей жидкости (снижается зона охвата залежи заводнением) и приводит к прямому перетоку вытесняющей жидкости от нагнетательных скважин в забои добывающих скважин и преждевременному обводнению нефтяной залежи;

- во-вторых, низкая эффективность закачки вытесняющей жидкости, т.е. большие объемы закачки вытесняющей жидкости (воды) на единицу объема отбираемой продукции при разработке нефтяной залежи, что ведет к увеличению энергетических затрат, кроме того, при добавлении высокомолекулярных полимеров в закачиваемую вытесняющую жидкость (воду) увеличиваются материальные затраты на сами высокомолекулярные полимеры. Все это в целом увеличивает стоимость осуществления способа;

- в-третьих, заводнение залежи нефти начинают закачкой вытесняющей жидкости во все нагнетательные скважины, причем на завершающем этапе разработки залежей нефти в трещиноватых коллекторах осуществляют только последовательное включение и отключение закачки вытесняющей жидкости в нагнетательных скважинах перекрестно парами или включение и отключение закачки последовательно по кругу парами скважин при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовые давления, близкие к начальному, при этом нефть, находящаяся в нефтенасыщенном интервале пласта перпендикулярно развитым трещинам вблизи нагнетательных скважин остается не выработанной;

Задачей изобретения является исключение преждевременного обводнения нефтяной залежи за счет последовательного освоения нагнетательных скважин под закачку вытесняющей жидкости с изоляцией нефтенасыщенных интервалов пласта по мере развития трещины в коллекторе при разработке нефтяной залежи, а также повышение эффективности действия вытесняющей жидкости в трещиноватом коллекторе и снижение стоимости осуществления способа за счет снижения объема закачки вытесняющей жидкости на единицу отбираемой продукции с полной выработкой остаточных запасов нефти, находящихся вблизи нагнетательных скважин в пласте.

Поставленная задача решается способом разработки залежи нефти в трещиноватых коллекторах, включающим размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК пласта, причем отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами пласта, при этом в первую нагнетательную скважину производят циклическую закачку вытесняющей жидкости со 100-200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин, затем после обводнения по трещинам одной из добывающих скважин, окружающих первую нагнетательную скважину, производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала пласта в этой скважине со вскрытием в ней интервала ВНК пласта и переводом ее во вторую нагнетательную скважину под закачку вытесняющей жидкости со 100-200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин, после обводнения по трещинам одной из добывающих скважин, окружающих вторую нагнетательную скважину, производят изоляцию нефтенасыщенного интервала пласта в этой скважине со вскрытием в ней интервала ВНК и переводом ее в третью нагнетательную скважину, постепенно по мере развития трещин создают ряд нагнетательных скважин на залежи нефти, в которые производят закачку вытесняющей жидкости, причем периодически во время остановки закачки вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины в них закачивают оторочку полиакриламида (ПАА), причем при обводнении продукции свыше 85% каждой из добывающих скважин, окружающих нагнетательную скважину, в этой нагнетательной скважине изолируют вскрытый интервал ВНК и пробуривают из нее боковые горизонтальные стволы выше уровня ВНК в нефтенасыщенном интервале пласта перпендикулярно направлению развития трещин и переводят эту скважину под отбор продукции.

На фигуре 1 схематично изображена часть нефтяной залежи, поясняющая суть предлагаемого способа.

На фигуре 2 и 3 схематично изображены интервалы вскрытия пласта.

На фигуре 4 схематично изображен участок нефтяной залежи.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом

Разработка залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах включает размещение (бурение) скважин по любой известной сетке, например, такой, которая изображена на фиг.1.

Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 (см. фиг.2 и 3) пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''' (см. фиг.1) со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку воды с 100-200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Например, суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''' составляет 80 м3/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме: 80 м3/сут.×(100-200%)/100%=80-160 м3/сут. С циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка. По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6 в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 одной из четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''', окружающих первую нагнетательную скважину 2. Например, происходит обводнение добывающей скважины 4.

Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 4 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 100-200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.

Например, суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 55 м3/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме: 55 м3/сут.×(100-200%)/100%=55-110 м3/сут. с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6' одной из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих вторую нагнетательную скважину 2'. Например, происходит обводнение добывающей скважины 7. Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 7 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 100-200% компенсаци''ей отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.

Например, суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2'', скважин составляет 65 м3/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме: 65 м3/сут.×(100-200%)/100%=65-130 м3/сут. с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

Далее, аналогичным образом производят разработку нефтяной залежи 1, при этом происходит обводнение по трещинам 6n одной из трех добывающих скважин N; N'; N''.....Nn, например N, которую переводят в нагнетательную скважину 2n.

Таким образом, постепенно создают ряд нагнетательных скважин 2; 2'; 2'';.....2n, которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6; 6'; 6''.....6n в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости. Таким образом, происходит постепенное заводнение по трещинам 6; 6'; 6''.....6n залежи нефти 1, повышается эффективность воздействия (вытесняющая способность) на отбираемую из добывающих скважин продукцию, повышается коэффициент вытеснения нефти.

Изоляция нефтенасыщенных интервалов 5 пласта 1' (см. фиг.1, 2 и 3) по мере развития трещины 6; 6'; 6''.....6n (см. фиг.1) в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 и вскрытие интервала ВНК пласта 1' позволяет исключить преждевременное обводнение добывающих скважин и развить трещину в нефтяной залежи 1.

Периодически в процессе разработки нефтяной залежи при увеличении обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах, окружающих нагнетательную скважину закачивают оторочку полиакриламида (ПАА), например, каждый раз при увеличении обводненности продукции в каждой из добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''', окружающих нагнетательную скважину 2, на 30% и выше во время остановки закачки вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину 2 закачивают оторочку полиакриламида (ПАА), выполняющую роль загустителя в объеме, обеспечивающем снижение обводненности отбираемой продукции из добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''', окружающих нагнетательную скважину 2, при последующей закачке вытесняющей жидкости (сточной воды) в нее, и повышающем эффективность воздействия вытесняющей жидкости в нефтяной залежи, т.е. обеспечивается снижение объема закачки вытесняющей жидкости на единицу отбираемой продукции из добывающих скважин. Объем оторочки полиакриламида (ПАА), закачиваемой в нагнетательную скважину, определяется опытным путем и зависит от количества добывающих скважин, окружающих данную нагнетательную скважину, и на практике составляет от 500 до 1000 м3, например, в нагнетательную скважину 2 периодически (при превышении обводненности отбираемой продукции на 30% и выше, окружающих ее добывающих скважин 4'; 4''; 4''') в период остановки закачки вытесняющего агента производят закачку оторочки полиакриламида (ПАА) в объеме 800 м3.

После обводнения свыше 85% добывающих скважин, окружающих каждую из нагнетательных скважин, переводят под отбор продукции, изменив интервал вскрытия от ВНК 3 (см. фиг.2 и 3) к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' путем пробуривания из нее боковых горизонтальных стволов выше уровня ВНК 3 в нефтенасыщенном интервале 5 пласта 1' перпендикулярно (см. фиг.4) направлению развития трещин 6; 6'; 6''.....6n в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 и переводят эту скважину под отбор продукции. Например, если обводнение добывающих скважин 7'; 7'', окружающих вторую нагнетательную скважину 2', превышает 85%, то в нагнетательной скважине 2' изменяют интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' (см. фиг.2 и 3), т.е. изолируют интервал вскрытия ВНК 3 и пробуривают горизонтальные стволы 9 и 9' (см. фиг.4) перпендикулярно направлению развития трещин 6; 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, но выше уровня ВНК 3 (см. фиг.2, 3 и 4) в нефтенасыщенном интервале 5 пласта 1', и саму скважину 2' переводят под отбор продукции, за счет чего обеспечивается полная выработка остаточных запасов нефти, находящихся вблизи нагнетательных скважин 2' в пласте 1'.

Если циклическую закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину производить с компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин менее 100%, то высока вероятность, что трещины 6; 6'; 6''.....6n в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 не будут развиваться.

Если циклическую закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину производить с компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин более 200%, то высока вероятность преждевременного обводнения добывающих скважин.

При обводнении добывающих скважин выше 85% отбор продукции из этих скважин при внедрении предлагаемого способа становится нецелесообразным, так как затраты на осуществление способа начинают превышать прибыль от внедрения предложения.

Пример конкретного применения №1.

Осуществляют разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает бурение скважин по сетке.

Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 (см. фиг.2 и 3) пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''' (см. фиг.1) со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку воды с 100% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''' составляет 90 м3/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме:

90 м3/сут.×(100%)/100%=90 м3/сут. С циклом, например, 12 часов -закачка и 12 часов - остановка.

По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6 в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 одной из четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''', окружающих первую нагнетательную скважину 2. Например, происходит обводнение добывающей скважины 4.

Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.3 и 3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 4 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 100% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 60 м3/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме:

60 м3/сут.×(100%)/100%=60 м3/сут. с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6' одной из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих вторую нагнетательную скважину 2', при этом происходит обводнение добывающей скважины 7.

Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 7 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 100% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2'', составляет 70 м3/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме: 70 м3/сут.×(100%)/100%=70 м3/сут. с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

Таким образом, постепенно создают ряд нагнетательных скважин 2; 2'; 2'', которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6; 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости.

В нагнетательную скважину 2 периодически при превышении обводненности отбираемой продукции на 30%, окружающих ее добывающих скважинах 4' (30%); 4'' (38%); 4''' (45%); в период остановки закачки вытесняющего агента производят закачку оторочки полиакриламида (ПАА) в объеме 500 м3.

При обводнении свыше 85% каждой из добывающих скважин 7' (87%); 7'' (92%), окружающих нагнетательную скважину 2', в последней изменяют интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' (см. фиг.2 и 3), т.е. изолируют интервал вскрытия ВНК 3 и пробуривают горизонтальные стволы 9 и 9' (см. фиг.4) перпендикулярно направлению развития трещин 6; 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, но выше уровня ВНК 3 (см. фиг.2, 3 и 4) в нефтенасыщенном интервале 5 пласта 1' и саму скважину 2' переводят под отбор продукции.

Пример конкретного применения №2.

Осуществляют разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает бурение скважин по сетке.

Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 (см. фиг.2 и 3) пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' (см. фиг.1) со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку воды с 200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''' составляет 70 м3/сут., тогда циклическая закачка, вытесняющей жидкости, например, сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме:

70 м3/сут.×(200%/100%)=140 м3/сут. С циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6 в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 одной из четырех добывающих скважин 4; 4'; 4; 4''', окружающих первую нагнетательную скважину 2. Например, происходит обводнение добывающей скважины 4.

Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.3 и 3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 4 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 50 м3/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме:

50 м3/сут.×(200%/100%)=100 м3/сут. с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6' одной из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих вторую нагнетательную скважину 2', при этом происходит обводнение добывающей скважины 7.

Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 7 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2" скважин составляет 65 м3/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме: 65 м3/сут.×(200%/100%)=130 м3/сут. с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

Таким образом, постепенно создают ряд нагнетательных скважин 2; 2'; 2'', которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6; 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости.

В нагнетательную скважину 2'' периодически при превышении обводненности отбираемой продукции на 30% и выше, окружающих ее добывающих скважинах 8 (35%); 8' (30%); 8'' (40%) в период остановки закачки вытесняющего агента производят закачку оторочки полиакриламида (ПАА) в объеме 850 м3.

При обводнении свыше 85% каждой из добывающих скважин 4' (86%); 4'' (93%); 4''' (90%), окружающих нагнетательную скважину 2, в последней изменяют интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' (см. фиг.2 и 3), т.е. изолируют интервал вскрытия ВНК 3 и пробуривают горизонтальные стволы 9 и 9' (см. фиг.4) перпендикулярно направлению развития трещин 6; 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, но выше уровня ВНК 3 (см. фиг.2, 3 и 4) в нефтенасыщенном интервале 5 пласта 1' и саму скважину 2' переводят под отбор продукции.

Пример конкретного применения №3.

Осуществляют разработку залежи нефти 1 (см. фиг.1) в трещиноватых коллекторах, которая включает бурение скважин по сетке.

Далее на залежи нефти 1 под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину 2 со вскрытием интервала водонефтяного контакта ВНК 3 (см. фиг.2 и 3) пласта 1', а отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' (см. фиг.1) со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами 5 пласта 1'.

В процессе разработки залежи нефти 1 в первую нагнетательную скважину 2 производят циклическую закачку воды с 150% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4'''. Суммарный объем отбора продукции из окружающих нагнетательную скважину 2 четырех добывающих скважин 4; 4' 4'' 4''' составляет 80 м3/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме:

80 м3/сут.×(150%/100%)=120 м3/сут. С циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6 в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1 одной из четырех добывающих скважин 4; 4'; 4''; 4''', окружающих первую нагнетательную скважину 2. Например, происходит обводнение добывающей скважины 4.

Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.3 и 3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 4 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее во вторую нагнетательную скважину 2' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 150% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 7; 7'; 7''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 7; 7'; 7'', окружающих нагнетательную скважину 2', составляет 70 м3/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме: 70 м3/сут.×(150%/100%)=105 м3/сут. с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

По мере разработки нефтяной залежи 1 происходит обводнение по трещинам 6' одной из трех добывающих скважин 7; 7'; 7''", окружающих вторую нагнетательную скважину 2', при этом происходит обводнение добывающей скважины 7.

Далее производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала 5 (см. фиг.3), например, заливкой цементным раствором в этой скважине 7 (см. фиг.1) и вскрывают в ней интервал ВНК 3 (см. фиг.2) и переводят ее в третью нагнетательную скважину 2'' (см. фиг.1) под закачку вытесняющей жидкости с 150% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин 8; 8'; 8''.

Суммарный объем отбора продукции из трех добывающих скважин 8; 8'; 8'', окружающих третью нагнетательную скважину 2'', составляет 90 м3/сут., тогда циклическая закачка вытесняющей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3, производится в объеме: 90 м3/сут.×(150%/100%)=135 м3/сут. с циклом, например, 12 часов - закачка и 12 часов - остановка.

Таким образом, постепенно создают ряд нагнетательных скважин 2; 2'; 2'', которые постепенно вводят в разработку залежи нефти 1, при этом образуются трещины 6; 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, по которым происходит движение вытесняющей жидкости.

В нагнетательную скважину 2' периодически при превышении обводненности отбираемой продукции на 30% и выше, окружающих ее добывающих скважинах 7' (30%); 7'' (50%) в период остановки закачки вытесняющего агента производят закачку оторочки полиакриламида (ПАА) в объеме 1000 м3.

При обводнении свыше 85% каждой из добывающих скважин 8 (90%), 8' (86%); 8'' (93%), окружающих нагнетательную скважину 2'', в последней изменяют интервал вскрытия от ВНК 3 к нефтенасыщенному интервалу 5 пласта 1' (см. фиг.2 и 3), т.е. изолируют интервал вскрытия ВНК 3 и пробуривают горизонтальные стволы 9 и 9' (см. фиг.4) перпендикулярно направлению развития трещин 6; 6' в карбонатном коллекторе нефтяной залежи 1, но выше уровня ВНК 3 (см. фиг.2, 3 и 4) в нефтенасыщенном интервале 5 пласта 1' и саму скважину 2' переводят под отбор продукции.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах позволяет исключить преждевременное обводнения нефтяной залежи за счет последовательного освоения нагнетательных скважин под закачку вытесняющей жидкости с изоляцией нефтенасыщенных интервалов пласта по мере развития трещины в коллекторе залежи, а также повысить эффективность действия вытесняющей жидкости в трещиноватом коллекторе и снизить стоимость осуществления способа за счет снижения объема закачки вытесняющей жидкости на единицу отбираемой продукции путем периодической закачки оторочки полиакрилимида (ПАА) с полной выработкой остаточных запасов нефти, находящихся вблизи нагнетательных скважин в пласте путем пробуривания боковых горизонтальных стволов в нефтяной залежи.

Способ разработки залежи нефти в трещиноватых коллекторах, включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что под закачку вытесняющей жидкости осваивают первую нагнетательную скважину со вскрытием интервала водонефтяного контакта - ВНК пласта, причем отбор продукции производят из окружающих ее добывающих скважин со вскрытыми нефтенасыщенными интервалами пласта, при этом в первую нагнетательную скважину производят циклическую закачку вытесняющей жидкости со 100-200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин, затем после обводнения по трещинам одной из добывающих скважин, окружающих первую нагнетательную скважину, производят изоляцию вскрытого нефтенасыщенного интервала пласта в этой скважине со вскрытием в ней интервала ВНК пласта и переводом ее во вторую нагнетательную скважину под закачку вытесняющей жидкости со 100-200% компенсацией отбора продукции из окружающих ее добывающих скважин, после обводнения по трещинам одной из добывающих скважин, окружающих вторую нагнетательную скважину, и производят изоляцию нефтенасыщенного интервала пласта в этой скважине со вскрытием в ней интервала ВНК и переводом ее в третью нагнетательную скважину, постепенно по мере развития трещин создают ряд нагнетательных скважин на залежи нефти, в которые производят закачку вытесняющей жидкости, причем периодически во время остановки закачки вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины в них закачивают оторочку полиакриламида - ПАА, причем при обводнении продукции свыше 85% каждой из добывающих скважин, окружающих нагнетательную скважину, в этой нагнетательной скважине изолируют вскрытый интервал ВНК и пробуривают из нее боковые горизонтальные стволы выше уровня ВНК в нефтенасыщенном интервале пласта перпендикулярно направлению развития трещин и переводят эту скважину под отбор продукции.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи с использованием водогазовой смеси. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. .

Изобретение относится к одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательных скважин, эксплуатирующих низкоприемистые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин; обеспечивает повышение эффективности способа.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи, и может найти применение при разработке нефтяных залежей с посаженным пластовым давлением.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи при межскважинной перекачке рабочего агента. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при площадном нагнетании рабочего агента и отборе нефти из месторождения. .

Изобретение относится к области разработки нефтяной залежи пластово-сводового типа как на ранней, так и на поздней стадии разработки, в границах которой встречаются изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые одиночной скважиной.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для управления технологической системой поддержания пластового давления - ППД. Обеспечивает повышение уровня управляемости технологической системы ППД, расширение диапазона регулирования насосами и более маневренные воздействия на пласт, а также уменьшение удельного потребления электроэнергии при необходимости поддержания энергетических параметров насосов в зоне оптимального КПД. Сущность изобретения: по способу производят построение базовых напорно-расходных и энергетических характеристик основных и подпорных насосов и далее в процессе эксплуатации путем постоянного сравнения напорно-расходных и энергетических характеристик с базовым по всем насосам всех кустовых насосных станций - КНС, параллельно работающих на сеть водоводов высокого давления, производят выбор оптимального числа одновременно работающих основных насосов с согласованием их напорно-расходных и энергетических характеристик в зоне оптимального КПД путем изменения частоты вращения их электроприводов, исключая применение дроссельных элементов. Дополнительно измеряют температуру перекачиваемого агента на входе и выходе каждого насоса, а также производят регулирование частоты вращения электроприводов подпорных насосов низкого давления, контролируя удельный расход электроэнергии по всем основным насосам. При выходе значений гидравлических и энергетических параметров за пределы критических любого из основных насосов всех параллельно работающих КНС производят его переключение на резервный насос, технические характеристики которого позволяют согласовать напорно-расходные характеристики основных насосов в зоне оптимального КПД. 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению уточняют характеристики пластов. Для этого по картам текущей нефтенасыщенности пластов или данным сейсморазведочных работ выделяют в межскважинном пространстве по пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщине пласты с одинаковыми в пределах до ±20% характеристиками по этим показателям. Выявляют появление недренируемых участков, застойных зон и простирание по залежи пластов с одинаковыми характеристиками, которые выделяют в самостоятельные объекты разработки. Вносят изменения в модель разработки нефтяной залежи. Для этого на выделенные пласты под самостоятельную разработку дополнительно бурят добывающие и нагнетательные скважины или существующие добывающие и нагнетательные скважины на выделенных пластах дополнительно перфорируют, а разработку проводят преимущественно выделенных пластов. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает возможность определения производительности закачки нагнетательных скважин и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. Выявляют нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками. Выявленные нагнетательные скважины запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт варьированием от максимально возможного расхода до 0. Контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. При увеличении продолжительности работы добывающих скважин определяют производительность закачки по увеличивающемуся пластовому давлению. При положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи термическим заводнением. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи в трещиновато-поровых коллекторах за счет возможности повышения пластового давления в минимально возможные сроки. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи термическим заводнением ведут межскважинную перекачку пластовой воды из нижележащего пласта в вышележащий продуктивный пласт и отбор пластовой продукции через добывающие скважины из продуктивного пласта. При межскважинной перекачке отбирают воду из пласта с температурой, большей температуры продуктивного пласта не менее чем на 20°C, и с минерализацией пластовой воды, большей минерализации воды в продуктивном пласте не менее чем на 56 г/л, межскважинную перекачку начинают на стадии разработки залежи, когда пластовое давление понижено, а разработку ведут в режиме повышения пластового давления. Закачку проводят в циклическом режиме. 1 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления. Обеспечивает повышение надежности работы системы за счет исключения замерзания водоводов. Сущность изобретения: система кустовой закачки воды в пласт включает кустовую насосную станцию, блок гребенки с задвижками, водоводы, задвижки, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин, расходомеры, установленные на блоке гребенки и/или в приустьевой зоне нагнетательных скважин, эксплуатация которых предусмотрена при различных рабочих давлениях с остановками кустовой насосной станции, кустовой контроллер с каналом передачи информации от расходомеров к кустовому контроллеру, выполненный с возможностью открытия и закрытия задвижек на блоке гребенки и/или задвижек, размещенных в приустьевой зоне нагнетательных скважин. Согласно изобретению кустовой контроллер снабжен программируемым интервальным таймером, выполненным с возможностью подачи сигналов открытия или закрытия задвижек для исключения замерзания в водоводе с наименьшей скоростью движения воды при остановке кустовой насосной станции с интервалом и продолжительностью открытия, определяемых эмпирическим путем в зависимости от наружной температуры, диаметра водоводов, их теплоизоляции и состава жидкости в них для периодической перекачки от одного до трех объемов воды в данном водоводе. 2 з.п. ф-лы, 5 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтяных залежей с поддержанием пластового давления. Способ включает строительство нагнетательных и добывающих скважин, проведение направленных гидравлических разрывов с обеспечением гидравлической связи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с обеспечением в рядах нагнетательных скважин равномерного фронта высокого давления, отбор флюида из добывающих скважин. При этом направленные гидравлические разрывы проводят только в рядах нагнетательных скважин. В добывающих скважинах производят анализ скорости обводнения продукции, по которому строят карты обводненности и определяют конфигурацию фронта вытеснения нефти водой. Причем, в разных нагнетательных скважинах, размещенных в рядах, изменяют объемы закачиваемого вытесняющего агента для обеспечения равномерного фронта высокого давления. Технический результат заключается в возможности оперативного регулирования продвижением фронта вытеснения нефти водой, а также исключении опасности преждевременного обводнения добывающих скважин закачиваемой водой. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для закачки необходимых объемов воды в пласт. Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт включает пакер, установленный выше пласта, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, плунжерный насос с цилиндром, спускаемым на колонне труб и установленным выше клапанов. Всасывающий клапан сообщен с надпакерным пространством. Герметизатор устьевого штока снабжен емкостью для смазки. Межтрубное пространство скважины сообщено с подводящим воду трубопроводом. Плунжер дополнительно снабжен устройством для его принудительного хода вниз. Ниже нагнетательного клапана установлен дополнительный нагнетательный клапан, сообщенный с подпакерным пространством и с выходом нагнетательного клапана через разъединительное устройство. Устройство для принудительного хода вниз плунжера может быть выполнено в виде соединенных с ним грузов или пневмоаккумулятора. Рабочей полостью пневмоаккумулятора является верхняя часть колонны труб. Технический результат заключается в расширении области применения установки в нагнетательных скважинах с высоким давлением закачки, повышении надежности работы за счет повышения надежности работы всасывающего и нагнетательного клапанов, также в повышении эффективности эксплуатации скважины за счет сокращения сроков ее ремонта. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти с помощью искусственного воздействия на нефтяной пласт. Обеспечивает возможность вытеснения остаточной нефти из блоков залежи с вертикальной трещиноватостью. Сущность изобретения: способ включает закачку воды в продуктивный пласт с одновременным волновым воздействием. Согласно изобретению при разработке водоплавающих нефтяных залежей добывающими скважинами с горизонтальными стволами, пересекающими определенно ориентированные вертикальные плоскости трещиноватости, нагнетательные горизонтальные скважины располагают на уровне водонефтяного контакта - ВНК или ниже его в водоносной части пласта. При этом горизонтальные стволы нагнетательных скважин пересекают те же плоскости вертикальной трещиноватости, что и добывающие скважины. В добывающих скважинах в интервалах трещиноватости устанавливают временные перекрыватели или регуляторы фильтрации жидкости, а в нагнетательных скважинах, перфорированных в интервалах трещиноватости, устанавливают излучатели волн в этих интервалах. С помощью волнового воздействия обеспечивают равномерный подъем ВНК с вытеснением нефти к горизонтальным стволам добывающих скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх