Способ разработки нефтяной залежи площадной системой

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи нефти при вытеснении водой. Способ разработки нефтяной залежи площадной системой, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных стволов со старых скважин, обводнившихся ниже предела рентабельной эксплуатации, в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием. При обводнении дополнительных стволов длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды. Область застойных зон нефти, определяют с учетом неравномерности проницаемости по сторонам света, а в ходе исследований залежи дополнительно определяют области купольных поднятий, при этом дополнительный ствол, направляемый в область купольного поднятия, бурят с зенитным углом более 90° в направлении максимальных гипсометрических отметок соответствующей области купольного поднятия. При моделировании могут также определять зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции после строительства дополнительных стволов. В эти зоны из ближайших скважин строят дополнительные нагнетательные стволы, которые обеспечивают сообщение с соответствующими зонами нагнетания для осуществления через них соответствующих режимов нагнетания воды. Способ позволяет расширить область применения и интенсифицировать добычу продукции залежи, в том числе и в областях купольных поднятий. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи нефти при вытеснении водой.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2159324, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.11.2000 Бюл. № 32), включающий закачку рабочего агента через центральную нагнетательную скважину и отбор нефти через окружающие по окружности добывающие скважины, причем в качестве рабочего агента используют ненагретый или нагретый раствор полимера, в скважинах определяют обводнившиеся и нефтенасыщенные пласты, из наиболее обводненных добывающих скважин бурят боковые горизонтальные стволы в нефтенасыщенные пласты перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении невыработанных нефтяных зон, между центральной нагнетательной скважиной и окружностью добывающих скважин в местах, где не пробурены боковые горизонтальные стволы, бурят горизонтальные скважины в нефтенасыщенных пластах, располагая горизонтальный ствол перпендикулярно вытесняющему потоку от центральной нагнетательной скважины в направлении зоны повышенной нефтенасыщенности.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за эффективной работы только в массивных пластах с равномерной проницаемостью без зон купольных поднятий кровли и большие материальные затраты из-за необходимости строительства новых горизонтальных скважин.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи площадной системой на поздней стадии залежи (патент RU № 2600255, МПК E21B 43/20, E21B 43/08, E21B 33/12, опубл. 20.10.2016 Бюл. № 29), включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных добывающих горизонтальных скважин или горизонтальных стволов со старых скважин в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием, отличающийся тем, что бурение горизонтальных скважин производят в зоны остаточных запасов нефти, которые определяют по данным исследований, после обводнения добываемой продукции ниже предела рентабельной эксплуатации и определения соответствующих нагнетательных скважин – источников обводнения, причем бурение дополнительных скважин или стволов производят в направлении ближайших добывающих скважин так, чтобы источник обводнения оставался между дополнительными скважинами или стволами, при этом продуктивная часть дополнительной скважины или ствола расположена на примерно равном расстоянии от добывающих скважин и занимает 30-70% от этого расстояния, причем отбор нефти из дополнительных горизонтальных скважин осуществляют при небольшой депрессии, а при обводнении дополнительных горизонтальных скважин длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за эффективной работы только в массивных пластах с преимущественно высоковязкой нефтью и равномерной проницаемостью, а также низкая выработка продукции в зонах купольных поднятий кровли.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи площадной системой, позволяющей расширить область применения за счет возможности использования в неоднородных пластах и интенсифицировать добычу продукции залежи, в том числе, и в областях купольных поднятий.

Техническую задачу решают способом разработки нефтяной залежи площадной системой, включающим бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных стволов со старых скважин, обводнившихся ниже предела рентабельной эксплуатации, в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием, причем при обводнении дополнительных стволов длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды.

Новым является то, что область застойных зон нефти, определяют с учетом неравномерности проницаемости по сторонам света, а в ходе исследований залежи дополнительно определяют области купольных поднятий, при этом дополнительный ствол, направляемый в область купольного поднятия, бурят с зенитным углом более 90° в направлении максимальных гипсометрических отметок соответствующей области купольного поднятия.

Новым является так же то, что при моделировании определяют зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции после строительства дополнительных стволов, в эти зоны из ближайших скважин строят дополнительные нагнетательные стволы, которые обеспечивают сообщение с соответствующими зонами нагнетания для осуществления через них соответствующих режимов нагнетания воды.

Способ разработки нефтяной залежи площадной системой реализуют в следующей последовательности.

Производят бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин по любой из известных сеток (квадратная, треугольная, равномерная, неравномерная и/или т.п.). Осуществляют заводнение залежи (для вытеснения нефти) при помощи нагнетательных скважин и извлечение нефти (добыча) из нагнетательных на поверхность. В ходе эксплуатации залежи из-за ее неравномерности (наиболее часто встречающееся залежи в Республике Татарстан – РТ) происходит неравномерные распределение фронтов вытеснения и охват добычей нефть, что снижает коэффициент извлечения нефти (КИН) из залежи (обычно КИН в РТ на начальном этапе он не превышает 0.4 – 0,55). В ходе эксплуатации залежи проводят исследование продуктивных пластов залежи с определением зон неоднородности (по сторонам света и по толщине) и их проницаемости. Определяют также области поднятий кровли пласта в виде купола (область купольных поднятий). Все полученные моделированием данные наносят на структурную карту. Исходя из полученных данных, производят гидродинамическое моделирование процессов, происходящих в залежи, с определением застойных зон нефти в ней. Из близлежащих скважин, обводнившихся ниже предела рентабельной эксплуатации, в область застойных зон нефти производят бурение горизонтальных или наклонных дополнительных стволов, через которые осуществляют добычу продукции. Если рядом с обводившейся скважиной располагается область купольных поднятий, то дополнительный ствол, направляемый в область купольного поднятия, бурят с зенитным углом более 90° (восходящий наклонный ствол) в направлении максимальных гипсометрических отметок этой области для ввода дополнительного ствола в купольное поднятие, где из-за более низкой плотности относительно закачиваемой воды располагается застойная нефть очень часто в больших количествах.

В ходе эксплуатации может происходить обводнение продукции, добываемой из продуктивной части (располагаемой в соответствующей зоне невыработанных запасах залежи) дополнительного ствола, чаще всего не на всем протяжении. Скважину с этим дополнительным стволом останавливают на исследование. Определяют исследованиями интервал интенсивного прорыва воды (интервал поступления воды) в дополнительный ствол, который изолируют, например, цементным мостом, пакером, закачкой водоизолирующего состава или т.п. После чего эту добывающую скважину запускают в работу на добычу нефти.

Как показала практика после таких КИН повысился в среднем на 11 – 15 % со снижением обводненности продукции на 23 %.

Из-за неравномерности по проницаемости залежи некоторые области застойных зон не охватываются заводнением (особенно в областях купольных поднятий), что значительно (в два и более раз) снижает эффективность извлечения из этих областей нефти после строительства дополнительных добывающих стволов. Для повышения эффективности извлечения нефти из таких областей застойных зон необходимо строительство дополнительных нагнетательных стволов, обеспечивающих заводнение (вытеснение нефти) таких областей застойных зон. Для этого при моделировании определяют зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции после строительства дополнительных стволов, в эти зоны из ближайших скважин строят дополнительные нагнетательные стволы, которые обеспечивают сообщение с соответствующими зонами нагнетания для осуществления через них соответствующих режимов нагнетания воды, для обеспечения заводнения неохваченных областей застойных зон.

Как показала практика после таких КИН повысился в среднем на 5 - 10 % практически без роста обводненности.

Суммарно после всех работ КИН повышается до 25 % со снижением обводнённости нефти на 23 %.

Пример конкретного выполнения.

Залежь нефти представлена продуктивным пластом с неоднородными терригенными отложениями. Абсолютная проницаемость коллектора составляет 50-350 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 5м, начальное пластовое давление – 10,9 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 50 мПа*с, начальная пластовая температура - 25˚С.

Залежь разбуривают по пятиточечной схеме 60 вертикальными и наклонно-направленными скважинами с расстоянием между скважинами 300 м. Ведут отбор из добывающих скважин и закачку сточной воды в нагнетательные скважины. Через 20 лет разработки залежи, накопленный отбор нефти составил 40% (КИН = 0,4) от начальных извлекаемых запасов. Провели геофизические и гидродинамические исследования продуктивного пласта залежи с определением зон неоднородности и проницаемости. Определили также области поднятий кровли пласта в виде купола. Все полученные моделированием данные наносят на структурную карту. Исходя из полученных данных, производят гидродинамическое моделирование процессов, происходящих в залежи, с определением в ней застойных зон нефти, то есть областей нефтяного пласта, с невыработанными запасами нефти. Далее из скважин, эксплуатация которых является нерентабельной из-за обводненности добываемой из них продукции, проводят зарезку боковых наклонно-направленных или горизонтальных ответвлений в области нефтяного пласта, с невыработанными запасами нефти, определенные с помощью геолого-гидродинамического моделирования. В области купольных поднятий пробурили боковой восходящий ствол. Скважины с дополнительными стволами запустили в работу, в результате КИН повысился в среднем на 15 % со снижением суммарной обводненности продукции на 25 %.

Через год после эксплуатации одна из скважин с боковым горизонтальным стволом обводнилась до 95 %. В ходе геофизических исследований выявили в боковом стволе два интервала водопроявления (интервал интенсивного прорыва воды). Было решено провести водоизоляционные работы. В первый интервал (ближе к устью скважины) закачали 3 м³ водоизолирующего состава, содержащего, масс. %: Микродур RU - 54,6; сульфацелл – 0,6; этиленгликоль – 1,4; вода - остальное. Во второй интервал (ближе к забою) закачали 3 м³ кремнийорганического продукта 119-296 И и 1 м³ 4% -ной соляной кислоты с последующим перекрытием выше этого интервала глухим пакером ПР-Г-146. В результате обводненность продукции в этой скважине снизилась до 55 %.

В скважине с восходящим дополнительным стволом через два года эксплуатации пластовое давление снизилось до давления газопроявления, было принято решение о бурении дополнительных нагнетательных стволов рядом со всеми купольными поднятиями. Провели моделирование гидродинамических процессов вблизи боковых восходящих стволов определили зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции для данных скважин. В выбранные зоны пробурили дополнительные нагнетательные стволы, которые запустили в работу с выбранными моделированием режимами закачки воды (2 дня закачки с давлением 12 МПа, 1 день - простой) для поддержания пластового давления в восходящих дополнительных стволах и эффективного вытеснения нефти в залежи. В результате пластовое давление в дополнительных стволах выросло до 80 % от первоначального (в среднем – до 8,7 МПа), суммарный дебит продукции вырос в 2,5 раза, а обводненность повысилась в пределах допустимого всего на 1 % - до 53 %.

В результате суммарный КИН вырос в среднем на 24 % (до 0,65), а суммарная обводненность снизилась на 23 % (в среднем до 59 %).

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи площадной системой позволяет расширить область применения за счет возможности использования в неоднородных пластах и интенсифицировать добычу продукции залежи, в том числе, и в областях купольных поднятий.

1. Способ разработки нефтяной залежи площадной системой, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение залежи и извлечение нефти на поверхность с последующим бурением дополнительных стволов со старых скважин, обводнившихся ниже предела рентабельной эксплуатации, в область застойных зон нефти, местоположение которых определяют моделированием, причем при обводнении дополнительных стволов длину их продуктивной части изменяют в ходе эксплуатации, изолируя интервалы поступления воды, отличающийся тем, что область застойных зон нефти определяют с учетом неравномерности проницаемости по сторонам света, а в ходе исследований залежи дополнительно определяют области купольных поднятий, при этом дополнительный ствол, направляемый в область купольного поднятия, бурят с зенитным углом более 90° в направлении максимальных гипсометрических отметок соответствующей области купольного поднятия.

2. Способ разработки нефтяной залежи площадной системой по п. 1, отличающийся тем, что при моделировании определяют зоны и режимы нагнетания, обеспечивающие максимальную добычу при минимальной обводнённости продукции после строительства дополнительных стволов, в эти зоны из ближайших скважин строят дополнительные нагнетательные стволы, которые обеспечивают сообщение с соответствующими зонами нагнетания для осуществления через них соответствующих режимов нагнетания воды.