Способ разработки нефтяного месторождения
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов, снижение энергетических и материальных затрат на эксплуатацию месторождения и предотвращение экологических опасностей. Сущность изобретения: способ включает сооружение скважин и системы нефтегазосбора, нагнетание воды из водоносного горизонта в нефтяные залежи, переток нефти из нефтяных залежей во вторичную залежь и последующий отбор нефти из вторичной залежи на полезное использование. Согласно изобретению залежи месторождения разделяют по природной энергетической характеристике на экранированные и имеющие жесткий водонапорный режим. Месторождение эксплуатируют тремя типами скважин. Из них переточные скважины сообщают нефтяные залежи с вторичной залежью для перетока и накопления нефти в верхнем пласте под действием гравитационных сил. Уравнительные скважины сообщают экранированные залежи и вторичную залежь с водонапорным горизонтом для выравнивания пластовых давлений и предотвращения потери устойчивости пород. Добывающие скважины сообщают вторичную залежь с системой нефтегазосбора. При этом выбор пласта для вторичной залежи осуществляют из числа высокопроницаемых пластов, имеющих максимально допустимое превышение над нефтяными залежами. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных и газовых месторождений в осложненных геолого-промысловых условиях, для добычи остаточных запасов нефти из залежей, выработанных известными методами, для создания нефтехранилищ, для предотвращения экологической угрозы загрязнения углеводородами верхних водоносных горизонтов и атмосферы и для предотвращения техногенных катастроф.
На практике повсеместно применяется способ разработки нефтяных месторождений с сооружением добывающих скважин, через которые нефть из залежей отбирается на полезное использование. Скважины и залежи прекращают эксплуатировать при достижении предела рентабельности, т.е. когда удельные затраты на добычу нефти становятся равными отпускной цене.
Недостатками способа являются высокая стоимость добычи нефти при низкой продуктивности нефтяных пластов, при больших глубинах залегания и в труднодоступных условиях местности. Из-за высокой себестоимости добычи разведанные месторождения или не вводятся в разработку, или их прекращают эксплуатировать при низких коэффициентах нефтеизвлечения, и это приводит к безвозвратным потерям нефти, создает глобальную угрозу загрязнения верхних водоносных горизонтов и атмосферы нефтью и газом [Журнал АН РФ ″Геоэкология", 2000, №4, с.331-333] вследствие самопроизвольного перетока их из залежей через пробуренные скважины. Если эксплуатация месторождения сопровождается значительным понижением давления в залежах, то это может вызвать проседания земной поверхности и землетрясения вследствие потери устойчивости изолирующих залежи пород.
Указанные недостатки отчасти устранены в известном способе разработки многопластового нефтяного месторождения [Пат. РФ №2003785, МКИ Е 21 В 43/020, опубл. 1993], включающем сооружение добывающих, нагнетательных, водозаборных и одной центральной скважины, переток нефти из нефтяных залежей в искусственную вторичную залежь и разработку нефтяных залежей в последовательности “снизу вверх”.
Недостатками способа являются большие материальные затраты на эксплуатацию месторождения, большие остаточные запасы нефти в пластах, недостаточно надежное предотвращение экологической опасности и ограниченная область применения.
Большие капитальные затраты при реализации известного способа обусловлены необходимостью сооружения большого числа скважин различного назначения, большими затратами на их переоборудование в ходе разработки месторождения. Особенно дорогостоящей является центральная скважина из-за ее большого диаметра и из-за цементажа эксплуатационной колонны лишь в интервале выше вторичной залежи. Большие капитальные затраты требуются также на обустройство месторождения вследствие необходимости прокладки выкидных линий от добывающих скважин и центральной скважины. Кроме того, больших капитальных затрат требует оснащение водозаборных скважин насосами и строительство наземных сооружений по очистке воды, без чего в подавляющем большинстве условий закачка воды в нефтяные пласты является невозможной. Большие эксплуатационные затраты обусловлены необходимостью использования насосов как для отбора обводненной нефти из пластов добывающими скважинами, так и для закачки воды. Высокие затраты также требуются на подготовку обводненной нефти, на очистку и утилизацию или захоронение отделенной пластовой воды, на подготовку и закачку в пласты подземной воды. Доразработка нефтяных залежей центральной скважиной после возврата добывающих скважин на вышезалегающий горизонт позволит повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения, но на небольшую величину. Это обусловлено тем, что центральная скважина находится на большом удалении от нагнетательных скважин и в условиях снижения расхода нагнетаемой в пласт воды достичь эффективного вытеснения нефти в направлении центральной скважины невозможно. Кроме того, согласное залегание продуктивных пластов с точным совпадением сводов по вертикальному разрезу встречается чрезвычайно редко. В большей части геологических условий при бурении центральной скважины на свод одной из залежей многопластового месторождения, ее положение в плане относительно других залежей следует ожидать на крыльях структуры вплоть до положения за контуром нефтеносности. Следовательно, существенного повышения нефтеотдачи от доразработки месторождения центральной скважиной можно ожидать только по одной залежи, при размещении ее в своде. В других залежах нефть будет накапливаться преимущественно в куполах структур, т.к. из-за снижения темпов искусственного заводнения начнет преобладать гравитационное вертикальное вытеснение подвижной остаточной нефти к кровле пластов, эффективность вытеснения вдоль напластования в направлении к центральной скважине будет низкой. Большие остаточные запасы подвижной нефти в залежах создают предпосылки для перетока этой нефти по разрушающимся добывающим скважинам в верхние водоносные горизонты и в атмосферу [Журнал АН РФ "Геоэкология", 2000, №4, с.331-333]. К недостаткам известного способа можно отнести также и нерациональные затраты на закачку воды в нефтяные залежи: в тех случаях, когда залежи характеризуются жестким водонапорным режимом, нагнетать в них воду не требуется. Из-за указанного выше снижения эффективности известного способа при несогласном залегании продуктивных пластов уменьшается область его применения. Эта область уменьшается также из-за использования способа только на многопластовых месторождениях. В прототипе не указаны и не обсуждаются также возможность использования способа при наличии непродуктивных и не используемых для формирования вторичной залежи водонапорных пластов между разрабатываемыми нефтяными залежами, вопросы крепления открытого ствола центральной скважины для предотвращения обрушения стенок, как и под действием каких сил из центральной скважины отводится пластовая вода, поступающая в скважину вместе с нефтью после обводнения залежей. Отсутствие таких данных не позволяет оценить ряд декларируемых преимуществ известного способа, а отмеченный признак о поддержании уровня водонефтяного раздела у устья центральной скважины делает невозможным переток нефти во вторичную залежь и осуществление способа по следующим причинам. Начальные давления в продуктивных и непродуктивных пластах на большей части нефтяных месторождений равны давлениям столбов пресной или слабоминерализованной воды, высотой, равной глубине залегания пласта, т.е., например, на глубине 1000 м давление будет около 10 МПа. Поэтому после заполнения скважины высокоминерализованной водой из нефтяного пласта давление на забое скважины будет выше начального пластового, приток в скважину нефти из пласта станет невозможным. Если учесть, что забойное давление будет выше рассчитанного таким образом значения из-за необходимости поддержания на устье избыточного давления для отбора пластовой продукции в систему нефтегазосбора, а давление в залежи будет ниже начального вследствие отбора нефти и воды добывающими скважинами, то физическое отсутствие условий для перетока нефти в искусственную залежь становится очевидной.
Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов, снижение энергетических и материальных затрат на эксплуатацию месторождения и предотвращение экологических опасностей.
Цель достигается тем, что в известном способе разработки месторождений, включающем сооружение скважин и системы нефтегазосбора, нагнетание воды из водоносных горизонтов в нефтяные залежи, переток нефти из нефтяных залежей во вторичную залежь и последующий отбор нефти из вторичной залежи на полезное использование, залежи разделяют по природной энергетической характеристике на экранированные и имеющие жесткий водонапорный режим и месторождение эксплуатируют тремя типами скважин, из которых переточные снабжены подземными сепараторами для разделения нефти и воды и (или) для разделения жидкости и газа и сообщают нефтяные залежи с вторичной залежью, уравнительные снабжены зумпфами и сообщают экранированные залежи и вторичную залежь с водонапорным горизонтом, имеющим проницаемость меньше, чем у залежей, и залегающим ниже их, добывающие сообщают вторичную залежь с системой нефтегазосбора, выбор пласта для вторичной залежи осуществляют из числа высокопроницаемых и имеющих максимально допустимое превышение над нефтяными залежами, а перед отбором нефти из вторичной залежи отбирают газ.
Разработку месторождения заявленным способом осуществляют при использовании природных сил, без подвода извне искусственной энергии, при саморегулировании технологических процессов и это резко снижает затраты на эксплуатацию. Снижение энергетических и материальных затрат позволяет достигать высоких коэффициентов нефтеизвлечения, разрабатывать залежи и месторождения, эксплуатация которых известными методами нерентабельна. Способ осуществим как на однопластовых, так и на многопластовых месторождениях. Сообщение продуктивных и непродуктивных пластов способствует перетоку и накоплению нефти в верхнем пласте под действием гравитационных сил как это происходит в природных условиях при формировании залежей нефти и газа массивного типа. Сообщение нефтяных залежей, вторичной залежи и водонапорного горизонта уравнительными скважинами приводит к выравниванию приведенных пластовых давлений в указанных объектах и это предотвращает техногенные катастрофы от потери устойчивости изолирующих пласты пород.
Сущность заявляемого способа поясняется чертежами. На фиг.1 приведены графики, поясняющие энергетические предпосылки осуществления способа, на фиг.2 - схема реализации, а на фиг.3 - компоновки подземного оборудования в переточных скважинах.
Графики фиг.1 отражают зависимость давлений Р по глубине Н скважин, значения hвз, hнз и pвз, рнз отражают соответственно глубины залегания и начальные давления во вторичной залежи и в нефтяной залежи. Приведенная на графике кривая 1 характеризует давления в пластах по вертикальному разрезу до разработки месторождения, кривая 2 отражает давление в заполненной нефтью скважине при сообщении ее с нефтяной залежью, а кривая 3 отражает давление в скважине при сообщении ее как с нефтяной залежью, так и с вторичной залежью.
На фиг.2 приведены вторичная залежь 4, экранированная нефтяная залежь 5 и водонапорный горизонт 6. Месторождение эксплуатируется переточными скважинами 7, добывающими скважинами 8 с системой нефтегазосбора 9 и уравнительными скважинами 10 с зумпфом 11. Уравнительная скважина может быть снабжена управляемым клапаном, размещенным в интервале глубин от залежи 4 до залежи 5 и водонапорного горизонта 6 (на чертеже не указано). Нефть и вода в пластах разделяются плоскостью ВНК, а движение флюидов при реализации способа обозначено стрелками.
На фиг.3 приведена переточная скважина 7 с колонной насосно-компрессорных труб 12, обратными клапанами 13 и пакерами 14.
Способ осуществляют последовательными этапами следующим образом.
На первом этапе осуществляется проектирование разработки месторождения, выбор пластов для вторичной залежи и водонапорного горизонта, технологические и экономические расчеты. По известным данным о показателях продуктивных и непродуктивных пластов строят кривую 1 распределения давлений в пластах по вертикальному разрезу месторождения, а по известной плотности продукции нефтяных залежей строят кривую 2, отражающую давление в условной скважине, сообщенной только с нефтяной залежью. Если месторождение не эксплуатировалось до применения заявляемого способа, то разность давлений в скважине и окружающих недрах на одной отметке увеличивается к устью скважины, величина перепада давления на конкретной глубине может быть определена как произведение разности плотностей воды и нефти на расстояние от залежи до расчетной глубины и обычно составляет 3-4 МПа на 1 км, т.е., например, при глубине залегания продуктивного пласта 3 км избыточное давление на устье скважины составит около 10 МПа. Поскольку перепад давления увеличивается по направлению к устью скважины, то для обеспечения наиболее благоприятных энергетических условий перетока продукции из нефтяных залежей пласт для вторичной залежи 4 выбирают залегающим на небольшой глубине. При этом для формирования вторичной залежи можно использовать один или несколько высокопроницаемых пластов, надежно изолированных от вышезалегающих горизонтов для предотвращения загрязнения этих горизонтов и атмосферы углеводородами и имеющих любой энергетический режим. В порядке предпочтительности выбранный для вторичной залежи пласт может быть представлен выработанной нефтяной залежью, газовой залежью, непродуктивным водонасыщенным горизонтом. Возможность использования для вторичной залежи водоносного горизонта рассматривается также с позиции ценности вод.
В тех случаях, когда месторождение до применения заявляемого способа эксплуатировалось другими методами и давления в нефтяных залежах понизилось по сравнению с начальными значениями, т.е. в случаях использования способа на выработанных месторождениях для доизвлечения остаточных запасов нефти, по кривым 1 и 2 оценивают возможность накопления нефти во вторичной залежи: переток нефти в эту залежь будет возможен, если давление рвз будет меньше давления в скважине, определенного по кривой 2 на отметке hвз. В противном случае применение способа откладывается на более поздний срок, когда давление рнз повысится до необходимых значений или самопроизвольно, или за счет ускорения выравнивания приведенных давлений в пластах уравнительными скважинами.
Водонапорный горизонт 6 предназначен для повышения давления в залежах 4 и 5, понижающегося вследствие отбора из них нефти в случаях недостаточной компенсации отбора притоком контурных или подошвенных вод, а также для отвода в него воды из залежи 4 с помощью уравнительной скважины 10, если давление в этой залежи начнет превышать начальное значение. Водонапорный горизонт может иметь проницаемость меньше, чем у пластов сообщенных с ним залежей, размещаться ниже залежей, а уравнительная скважина 10 снабжается зумпфом. Эти признаки обеспечивают длительную приемистость пластов залежей 4 и 5 в уравнительной скважине, что объясняется следующим.
Снижение приемистости пластов нефтяных залежей при используемом в способе внутрискважинном межпластовом заводнении вызывается кольматацией фильтрационных каналов твердыми частицами породы, выносимыми из водоносного горизонта. Кольматация происходит, если размер частиц больше или незначительно меньше проходных сечений фильтрационных каналов. Поскольку сечения каналов и соответствующие размеры выносимых из пласта или фильтрующихся в пласт частиц пропорциональны проницаемости, то по этой известной характеристике коллектора можно выбрать такой водоносный горизонт, чтобы выносимые из него частицы свободно нагнетались в нефтяной пласт. В том случае, когда водоносный горизонт размещается ниже нефтяной залежи, наиболее крупные частицы оседают в зумпф скважины под действием гравитационных сил. Дополнительный эффект от размещения водоносного горизонта ниже нефтяных залежей обусловлен повышенной температурой воды, ее более высокими нефтевымывающими свойствами.
На втором этапе осуществляют практическую реализацию способа. Новые месторождения разбуривают переточными 7, добывающими 8 и уравнительными 10 скважинами (фиг.2). Переточные скважины 7 бурят на отдельные нефтяные залежи или на группы залежей, объединенные как единый объект разработки, но не исключается одновременное вовлечение в разработку каждой переточной скважиной всех залежей многопластового месторождения. Переточные скважины могут быть оснащены подземными сепараторами (фиг.3), из которых нижний, размещенный на глубине нефтяной залежи 5, используется для разделения нефти и воды и для отвода воды из восходящего потока продукции, а верхний, размещенный на глубине вторичной залежи 4, используется для отделения газа от жидкости. Способ может быть осуществлен как без приведенных на фиг.3 сепараторов, конструктивно выполненных из насосно-компрессорных труб 12, обратных клапанов 13 и пакеров 14, так и при использовании других известных типов. В частности, для отделения воды от нефти могут использоваться гравитационные или гидроциклонные сепараторы [John A. Veil. Interest revives in downhole oil-water. Oil and Gas Journal, 2001, Vol.99, pp.47-56], а для разделения газа и жидкости можно использовать известные газовые якори.
Уравнительные скважины 10 бурят для выравнивания приведенных давлений в сообщаемых ими пластах и для поддержания пластовых давлений на уровне начальных значений. Вскрытие пластов нефтяных залежей и вторичной залежи в уравнительной скважине осуществляется или в интервале ниже ВНК, или у подошвы пласта, или по всей толщине пласта при размещении уравнительной скважины за контуром нефтеносности.
Добывающие скважины 8 бурят с большими диаметрами и по разреженной сетке, т.к. высокая проницаемость пласта вторичной залежи позволяет эксплуатировать их с высокими дебитами при низких депрессиях. Добывающие скважины сообщены с системой нефтегазосбора 9.
На месторождениях, выработанных известными способами, добывающие, переточные и уравнительные скважины могут быть сооружены путем переоборудования имеющегося фонда скважин. Формирование вторичной залежи на таких месторождениях начнется после сооружения уравнительных и переточных скважин и повышения давления в нефтяных залежах до такой величины, чтобы давление в заполненной нефтью переточной скважине превысило давление во вторичной залежи (фиг.1). На новых месторождениях переток нефти во вторичную залежь начнется после сооружения переточных скважин.
При реализации способа нефть поступает в переточную скважину из нефтяной залежи и перетекает во вторичную залежь под действием перепадов давления, которые определяются сопоставлением кривых 1 и 3 на фиг.1. В ходе перетока давление в нефтяной залежи 5 (фиг.2) понижается, а во вторичной залежи 4 повышается, наиболее значительные изменения давления происходят в зонах пластов, прилегающих к переточной скважине. Изменения давления будут также более значительными в низкопроницаемых экранированных залежах. В результате повышения давления во вторичной залежи вода из нее вытесняется за пределы зоны повышенного давления в этом же пласте, а также в нефтяную залежь и водонапорный горизонт через уравнительную скважину 10. Понижение давления в нефтяной залежи приведет к притоку в эту залежь воды через уравнительную скважину и из водонасыщенной части пласта ниже отметки ВНК.
Переток нефти по скважине 7 из залежи 5 в залежь 4 сопровождается понижением давления по стволу скважины, выделением из нефти свободного газа. Удельные объемы сепарирующегося газа и отметка начала разгазирования нефти в скважине 7 определяются газосодержанием и давлением насыщения. Разгазирование нефти двояко отражается на интенсивности перетока. С одной стороны, свободный газ уменьшит среднюю плотность продукции в переточной скважине, и это повысит перепады давления между скважиной и залежами с соответствующим повышением интенсивности перетока. Увеличению расхода перетекающей нефти будет способствовать и возникающий при этом газлифтный эффект. Но, с другой стороны, фильтруемость продукции в виде газожидкостной смеси в пласт вторичной залежи ухудшится, репрессия на этот пласт возрастет. Чтобы уменьшить отрицательные последствия от разгазирования продукции в переточной скважине, ее снабжают сепаратором, позволяющим разделять газожидкостную смесь на отдельные фазы. В приведенном на фиг.3 варианте разделение происходит в колонне труб 12 и после выхода продукции из колонны труб 12 в межтрубное пространство через клапаны 13, размещенные над верхним пакером 14. Возможно использовать для целей разделения фаз центробежные и другие известные конструкции внутрискважинных сепараторов. Выделившийся в сепараторе свободный газ займет верхнюю часть скважины и будет нагнетаться в верхнюю часть вторичной залежи, а жидкость - в нижнюю часть вскрытого перфорацией интервала, репрессия на пласт понизится.
Переток нефти из залежи 5 в залежь 4 со временем будет характеризоваться появлением воды в продукции и последующим повышением обводненности. Наличие воды в продукции приводит к снижению интенсивности перетока как вследствие увеличения плотности продукции в переточной скважине в интервале отметок залежей 4 и 5, так и вследствие ухудшения фильтруемости водонефтяной смеси во вторичную залежь. Следует, однако, отметить, что переток нефти из-за ее обводнения не прекратится, а лишь уменьшится. Полное прекращение перетока нефти во вторичную залежь произойдет только в том случае, если пласт залежи 5 в районе скважины 7 обводнится полностью, т.е. когда будут полностью выработаны запасы подвижной нефти, и скважина окажется за контуром нефтеносности. Это очень важное известное обстоятельство, определяющее эффект достижения высокой нефтеотдачи пластов при использовании заявляемого способа, объясняется несбалансированностью давлений в нефтенасыщенной части пласта и в заполненном водой стволе скважины и достаточно детально рассмотрено в работе [Журнал “Нефтяное хозяйство”, 1998, №9, с. 43-45].
Чтобы уменьшить отрицательный эффект от обводнения продукции и повысить интенсивность перетока, скважину 7 снабжают подземным сепаратором для разделения нефти и воды, например, типа приведенного на фиг.3. Разделение фаз в таком сепараторе происходит под действием гравитационных сил в колонне 12 после поступления в нее продукции через клапан 13. После разделения фаз нефть будет накапливаться в верхней части колонны 12 и нагнетаться в залежь 4, а вода - накапливаться в нижней части колонны 12 и поглощаться пластом 5 в интервале ниже ВНК, или нагнетаться в нижезалегающий пласт (на чертеже не указан). Необходимое для поглощения воды избыточное давление обусловлено разностью плотностей жидкостей в колонне 12 и в межтрубном пространстве. Поскольку межтрубное пространство до отметки нижнего клапана 13 заполнено водонефтяной смесью, а этот же интервал в колонне 12 будет заполнен водой, имеющей более высокую плотность, то давления в нижней части столбов рассматриваемых жидкостей будут различаться, давление в колонне 12, например на отметке ВНК, будет выше давления в межтрубном пространстве на этой же отметке и выше давления в пласте. Чтобы использовать формируемое указанным способом избыточное давление для отвода воды из колонны 12, межтрубное пространство перекрывают нижним пакером 14.
Создание вторичной залежи сопровождается безвозвратными потерями части перетекшей нефти из-за адсорбции ее породой, образования на поверхности фильтрационных каналов пленки нефти, которая не отмывается при последующем вытеснении нефти из пласта водой или газом. Величина потерь определяется свойствами породы пласта, геометрическими размерами вторичной залежи, величиной удельной поверхности коллектора. Чтобы уменьшить потери нефти, пласт для формирования вторичной залежи выбирают из числа высокопроницаемых и высокопористых и из залежи отбирают газ.
Высокопроницаемые коллекторы характеризуются небольшими показателями удельной поверхности, причем отличие таких коллекторов от низкопроницаемых по показателю удельной поверхности достигает 100 раз. Адсорбционные потери нефти пропорциональны удельной поверхности породы, и отличительный признак способа по выбору пластов с высокой проницаемостью для вторичной залежи направлен на уменьшение потерь нефти. Кроме того, использование высокопроницаемых пластов для вторичной залежи приведет к снижению репрессии на пласт при перетоке нефти, повышает интенсивность перетоков, уменьшает продолжительность разработки месторождения.
Объемы пленочной нефти в пласте, т.е. общие потери нефти, можно уменьшить поддержанием минимальных размеров вторичной залежи. Такого результата можно достичь двумя путями: или отбором газа из формирующейся во вторичной залежи газовой шапки, или непрерывным отбором нефти и газа из вторичной залежи скважинами 8. Поскольку сроки и темп отбора нефти из вторичной залежи в систему нефтегазосбора 9 в большей части условий применения способа является заданным и расчетным показателем, то стравливание газа может оказаться наиболее простым и эффективным методом поддержания минимальных размеров залежи. В других случаях эксплуатацию вторичной залежи осуществляют с учетом известных критериев разработки месторождений с газовой шапкой.
Преимущества способа наиболее существенно проявляются при использовании его для разработки месторождений и залежей, эксплуатация которых известными методами нерентабельна, при разработке месторождений в труднодоступных условиях местности и на море, для создания стратегических запасов нефти, для предотвращения экологической угрозы. Преимущества выражаются в следующем.
Низкие материальные издержки на эксплуатацию месторождений по заявляемому способу позволяют осуществлять разработку объектов, эксплуатация которых известными методами нерентабельна. Это позволяет вовлекать в разработку залежи и месторождения с забалансовыми запасами нефти и газа, проводить доразработку месторождений, считающихся выработанными известными методами, но имеющими невысокие достигнутые коэффициенты нефтеизвлечения, осуществлять разработку месторождений со сложными геолого-промысловыми условиями, в т.ч. при высокой обводненности, при больших глубинах залегания пластов, при их низкой продуктивности и др. Использование способа в таких условиях и при ограниченном числе переточных скважин может потребовать длительных сроков для перетока нефти из продуктивных пластов во вторичную залежь и последующий отбор нефти на полезное использование из вторичной залежи будет целесообразно осуществлять через определенный продолжительный период после начала перетока. Формирующуюся нефтяную залежь в такой ситуации можно рассматривать как нефтехранилище, использовать накапливающуюся нефть в зависимости от конъюнктуры рынка, сезонных колебаний спроса на нефть, формировать таким образом государственные стратегические запасы.
Преимущества использования способа на морских месторождениях, в труднодоступных условиях местности, в природоохранных зонах и др. обусловлены упрощением системы нефтегазосбора, снижением экологической опасности от скважин и наземных сооружений. Переточные и уравнительные скважины не требуют обслуживания в ходе эксплуатации, могут быть надежно загерметизированы на устье. Что касается добывающих скважин, то, вследствие заданной высокой проницаемости пласта вторичной залежи, такие скважины бурятся по редкой сетке, эксплуатируются с высокой производительностью безводной нефтью и это упрощает систему нефтегазосбора, снижает затраты на добычу нефти. Выбор высокопроницаемого пласта для вторичной залежи (суперколлектор) и регулирование отборов нефти для уменьшения безвозвратных потерь позволяют использовать такие пласты как элемент системы нефтегазосбора, размещать добывающие скважины на удалении от переточных и уравнительных, например, вверх по восстанию пласта вторичной залежи в направлении берега моря или границы природоохранной зоны.
Экологические преимущества способа обусловлены, с одной стороны, уменьшением экологической опасности от скважин и наземных сооружений, от выравнивания приведенных давлений во взаимодействующих пластах, от снижения коррозии труб и оборудования и др. Главное преимущество, с другой стороны, обусловлено повышением нефтеотдачи пластов, уменьшением объемов остаточной подвижной нефти после разработки месторождения, предотвращением самопроизвольного неконтролируемого перетока этой нефти в верхние водоносные горизонты или водоемы через разрушившиеся скважины под действием сил, являющихся рассмотренной выше энергетической основой заявляемого способа.
1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий сооружение скважин и системы нефтегазосбора, нагнетание воды из водоносного горизонта в нефтяные залежи, переток нефти из нефтяных залежей во вторичную залежь и последующий отбор нефти из вторичной залежи на полезное использование, отличающийся тем, что залежи месторождения разделяют по природной энергетической характеристике на экранированные и имеющие жесткий водонапорный режим, и месторождение эксплуатируют тремя типами скважин, из которых переточные скважины сообщают нефтяные залежи с вторичной залежью для перетока и накопления нефти в верхнем пласте под действием гравитационных сил, уравнительные скважины сообщают экранированные залежи и вторичную залежь с водонапорным горизонтом для выравнивания пластовых давлений и предотвращения потери устойчивости пород, а добывающие скважины сообщают вторичную залежь с системой нефтегазосбора, при этом выбор пласта для вторичной залежи осуществляют из числа высокопроницаемых пластов, имеющих максимально допустимое превышение над нефтяными залежами.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что водонапорный горизонт выбирают из числа имеющих проницаемость меньшую, чем у пластов экранированных залежей и вторичной залежи.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что водонапорный горизонт выбирают из числа залегающих ниже нефтяных залежей, а уравнительные скважины снабжают зумпфами.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед отбором нефти из вторичной залежи отбирают газ.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что переточные скважины снабжают подземными сепараторами для разделения нефти и воды и/или для разделения жидкости и газа.
