Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи. Способ включает бурение горизонтальных скважин, разделение горизонтальных стволов пакерами, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин. Выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м. Бурят по меньшей мере одну пару горизонтальных скважин – добывающую и нагнетательную. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают у кровли продуктивного пласта. Горизонтальный ствол добывающей скважины размещают возле подошвы пласта при отсутствии водо-нефтяного контакта и на расстоянии не менее 10 м от водо-нефтяного контакта при его наличии. Причем в горизонтальной плоскости оси горизонтальных стволов располагают на минимальном расстоянии 250-500 м под углом не более 45° друг к другу, а в вертикальной плоскости – на расстоянии, зависящем от толщины пласта, и под углом не более 15°. После первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести совместную и/или последовательную закачку воды и газа. Соотношение воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи. Прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий бурение горизонтальных добывающих скважин. В горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций. Дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины. Через них до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового. Этим формируют основной приток флюида в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению. Добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам. Добычу осуществляют в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин. Этим поддерживают стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа. В конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах (патент РФ №2610485, кл. Е21В 43/16, Е21В 43/12, Е21В 43/30, опубл. 13.02.2017).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ организации вертикально-латерального заводнения, включающий использование простаивающих - находящихся в консервации вертикальных или наклонно направленных скважин. Выбирают скважины, расконсервируемые в качестве добывающих и нагнетательных. В расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы - НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта. По одному из вариантов изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом. По другому варианту изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют применением НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта (патент РФ №2531074, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.10.2014 - прототип).

Общим недостатком известных способов является то, что несмотря на создание вертикально-латерального вытеснения нефти, данный процесс не оптимизирован как с точки зрения подбора рабочих агентов, объемов их закачки, так и расположения скважин и режимов их работы, что приводит к быстрому прорыву рабочего агента и низким показателям нефтевытеснения особенно для слабопроницаемых пластов. В результате нефтеотдача от применения указанных способов остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия, включающем бурение горизонтальных скважин, разделение горизонтальных стволов пакерами, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м, бурят по меньшей мере одну пару горизонтальных скважин – добывающую и нагнетательную, горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают у кровли продуктивного пласта, горизонтальный ствол добывающей скважины – возле подошвы пласта при отсутствии водо-нефтяного контакта и на расстоянии не менее 10 м от водо-нефтяного контакта при его наличии, причем в горизонтальной плоскости оси горизонтальных стволов располагают на минимальном расстоянии 250-500 м под углом не более 45º друг к другу, а в вертикальной плоскости – на расстоянии, зависящем от толщины пласта, и под углом не более 15º, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести совместную и/или последовательную закачку воды и газа, причем соотношение воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.

Сущность изобретения.

Разработка слабопроницаемой нефтяной залежи характеризуется низкой эффективностью закачки воды для целей поддержания пластового давления и нефтевытеснения. В результате коэффициент охвата пластов и нефтеотдача остаются низкими. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку нефти из слабопроницаемых залежей посредствам закачки воды. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Выбирают залежь нефти со слабопроницаемым коллектором и общей нефтенасыщенной толщиной не менее 50 м, разбуривают по меньшей мере одной парой горизонтальных скважин – добывающей и нагнетательной. Горизонтальные стволы разделяют пакерами (например, набухающими), что позволяет при необходимости отсекать определенные секции горизонтальных стволов. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают у кровли продуктивного пласта, а горизонтальный ствол добывающей скважины – возле подошвы пласта при отсутствии водо-нефтяного контакта (ВНК) и на расстоянии не менее 10 м от ВНК при его наличии. Причем в горизонтальной плоскости оси горизонтальных стволов располагают на минимальном расстоянии 250-500 м под углом не более 45° друг к другу, а в вертикальной плоскости – на расстоянии, зависящем от толщины пласта, и под углом не более 15°.

Согласно исследованиям, при общей нефтенасыщенной толщине пласта менее 50 м, предлагаемый способ значительно снижает нефтеотдачу ввиду уменьшения коэффициента охвата. Размещение горизонтального ствола нагнетательной скважины у кровли продуктивного пласта, а добывающей – у подошвы, позволяет осуществлять вертикальное вытеснение нефти, где помимо капиллярных сил, положительное влияние оказывают гравитационные силы. Причем при наличии ВНК, размещение горизонтального ствола ближе, чем 10 м к ВНК, приводит к быстрому прорыву пластовой воды и, соответственно, невысокой нефтеотдаче. Расположение горизонтальных стволов нагнетательной и добывающей скважин на минимальном расстоянии 250-500 м друг от друга позволяет осуществлять латеральное вытеснение нефти и избежать резкого прорыва рабочего агента к добывающей скважине. Причем расстояние менее 250 м не обеспечивает должного латерального вытеснения, а более 500 м – эффект практически не наблюдается ввиду низкой проницаемости коллектора. Помимо этого, угол более 45° между осями горизонтальных стволов добывающей и нагнетательной скважин в горизонтальной плоскости приводит к низкой эффективности латерального нефтевытеснения, а угол более 15° в вертикальной плоскости – к небольшой эффективности вертикального нефтевытеснения.

Ведут отбор продукции из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины. После первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести совместную и/или последовательную закачку воды и газа. Таким образом, формируют вертикально-латеральное вытеснение нефти.

Согласно исследованиям, при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, эффективность способа значительно снижается виду ухудшения характеристик нефти. Закачка газа наиболее эффективна для слабопроницаемых преимущественно гидрофобных коллекторов, т.к. газ обладает для таких коллекторов лучшей отмывающей способностью по сравнению с водой. Кроме того, газ намного подвижнее воды, что позволяет ему проникать в глубь пласта и восстанавливать пластовое давление. Из-за частичного растворения газа в нефти, снижается вязкость нефти. В качестве газа используют CO₂, N₂ или углеводородный газ. Однако закачка газа также имеет и недостатки. Ввиду высокой подвижности газ достаточно быстро прорывается к забоям добывающих скважин. Для уменьшения влияния данного фактора необходимо совместно и/или последовательно закачивать воду. В качестве воды используют пластовую, сточную или пресную воду.

Соотношение воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи.

Прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Залежь нефти размерами 600х600 м, представленную чисто нефтяной зоной со средней проницаемостью коллектора 1 мД, вязкостью нефти в пластовых условиях 10 мПа·с и общей нефтенасыщенной толщиной 50 м, разбуривают одной парой горизонтальных скважин – добывающей и нагнетательной длинами горизонтальных стволов по 350 м. Горизонтальные стволы разделяют водонабухающими пакерами ТАМ на секции по 50 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают у кровли продуктивного пласта, а горизонтальный ствол добывающей скважины – возле подошвы пласта. Причем в горизонтальной плоскости оси горизонтальных стволов располагают на минимальном расстоянии 250 м под углом 45° друг к другу, а в вертикальной плоскости – на расстоянии 40 м и под углом 15°.

Ведут отбор продукции из добывающей скважины и закачку воды в нагнетательную скважину. После первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом, в нагнетательную скважину начинают вести совместную закачку воды и газа. В качестве воды используют сточную воду, в качестве газа – попутный нефтяной газ со всех близлежащих нефтяных залежей. Соотношение воды и газа составляет: 30% - газ и 70% - вода. Данное соотношение определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с достижением максимальной нефтеотдачи. Объем закачиваемой воды определяют по соответствующему объему газа. Таким образом, формируют вертикально-латеральное вытеснение нефти.

Прорыв рабочего агента к добывающей скважине, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы добывающей и нагнетательной скважин залежи.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками, имеется ВНК. Бурят две пары горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы добывающих скважин размещают на расстоянии 10 м от ВНК. Горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин располагают параллельно. В горизонтальной плоскости оси горизонтальных стволов добывающей и нагнетательной скважин располагают на минимальном расстоянии 500 м друг к другу, а в вертикальной плоскости – на расстоянии 37 м. После первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления на 10% от первоначального, в нагнетательные скважины начинают вести совместную и последовательную закачку воды и газа. Сначала закачивают смесь воды с газом, затем газ, после чего продавливают водой. В качестве газа используют CO₂, а в качестве воды – пресную воду.

В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 168 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,210 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 127 тыс.т нефти, КИН составил 0,159 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,051 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения слабопроницаемой нефтяной залежи повысить охват и равномерность выработки запасов за счет организации вертикально-латерального вытеснения нефти, применения закачки воды и газа, а также оптимизации параметров закачки и режимов работы скважин.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.

Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия, включающий бурение горизонтальных скважин, разделение горизонтальных стволов пакерами, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м, бурят по меньшей мере одну пару горизонтальных скважин – добывающую и нагнетательную, горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают у кровли продуктивного пласта, горизонтальный ствол добывающей скважины – возле подошвы пласта при отсутствии водо-нефтяного контакта и на расстоянии не менее 10 м от водо-нефтяного контакта при его наличии, причем в горизонтальной плоскости оси горизонтальных стволов располагают на минимальном расстоянии 250-500 м под углом не более 45° друг к другу, а в вертикальной плоскости – на расстоянии, зависящем от толщины пласта, и под углом не более 15°, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести совместную и/или последовательную закачку воды и газа, причем соотношение воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.