5.4 Вовлечение в разработку запасов нефти целиков в прикровельной части пласта

Технической задачей предлагаемого спо­соба является повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку целиков нефти, остающихся между добывающими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пластов после первичного вытеснения благодаря действию гравитационных сил [16].

Указанная задача разрешается описыва­емым способом, включающим разбуривание вертикальных и горизонтальных скважин по определенной схеме, закачку воды и добычу нефти.

Новым является то, что на поздней стадии разработки при высокой обводненно­сти добываемой нефти определяют центры скопления остаточных запасов нефти в прикровельной части пласта и бурят допол­нительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы от добываю­щих скважин между вертикальными добыва­ющими и нагнетательными скважинами в прикровельной части пласта. При этом горизонтальную часть скважин или стволов располагают перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов и на расстоянии, составляющем от 60 % до 80 % расстояния от нагне­тательных до вертикальных добывающих скважин, а остаточные запасы нефти вводят в разработку при депрессиях, позволяющих эксплуатировать горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы без подтягивания конусов подошвенной воды.

Предлагаемый способ разработки нефтя­ного месторождения базируется на учете гравитационного фактора - разделения в пласте подвижных флюидов в соответствии с их плотностями: пластовая нефть под действием силы, обусловленной разностью плотностей воды и нефти, поднимается в верхнюю часть залежи, в то время как закачиваемая вода стремится к оседанию в ее подошвенной части. За счет этого в прикровельном интервале пласта - коллектора между вертикальными добывающими и на­гнетательными скважинами образуются "вто­ричные" скопления нефти, а расположенные в этом месте горизонтальные добывающие скважины обеспечат их извлечение на поверхность. Использование дополнительных горизонтальных скважин или боковых гори­зонтальных стволов, располагаемых в верх­ней части залежи в прикровельных интервалах, обеспечивает возможность про­изводить отбор нефти при небольшой депрессии на пласт, небольших скоростях потока флюида в прискважинной зоне, что дополнительно повышает эффективность нефтеизвлечения.

Побочными положительными эффектами при этом являются: продление срока разра­ботки месторождения за счет вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, оста­ющихся в пласте после первичного вытесне­ния, снижение затрат на первичную подготовку нефти за счет более низкой обводненности нефти дополнительных гори­зонтальных скважин или боковых горизон­тальных стволов.

На рисунке 5.4 представлена схема размещения скважин при осуществлении предлагаемого способа разработки нефтяного месторожде­ния.

На рисунке 5.5 представлен разрез пласта с распределением нефтенасыщенности при осу­ществлении предлагаемого способа разработ­ки нефтяного месторождения.

Рисунок 5.4 - Схема размещения скважин при осуществлении предлагаемого способа разработки

Рисунок 5.5 - Разрез пласта с распределением нефтенасыщенности при осуществлении предлагаемого способа разработки

Заявляемый способ осуществляют в сле­дующей последовательности.

Месторождение разбуривают вертикаль­ными скважинами, которые в системе разработки в основном используются как нагнетательные (1), по разреженной сетке. При разбуривании первоначальных верти­кальных скважин уточняют геологическое строение месторождения и намечают разме­щение эксплуатационного фонда скважин. По данным исследования вертикальных скважин определяют распределение по пло­щади мощности пласта, проницаемости и пористости. Затем намечают размещение вертикальных добывающих скважин (2).

Бурят вертикальные добывающие скважи­ны (2), определяют фильтрационно - емкостные характеристики. Добывающие и нагнетатель­ные скважины пускают в эксплуатацию, производят разработку нефтяного месторож­дения до обводненности добываемой нефти от 70 % до 90 % и более в зависимости от степени рентабельности дальнейшей разработки мес­торождения. Затем, после возрастания обвод­ненности нефти, на месторождении проводят исследования на предмет определения зон скопления остаточных запасов нефти и определяют, что эти зоны приурочены к прикровельной части пласта. Определив центры зон скопления нефти (3), намечают бурение дополнительных горизонтальных

скважин (4) или боковых горизонтальных стволов от добывающих скважин между вертикальными добывающими и нагнетатель­ными скважинами.

Экспериментальные данные показали, что местонахождение горизонтальной части сква­жин или стволов должно быть между нагнетательной и добывающей скважинами, на расстоянии 60 % - 80 % от нагнетательной скважины, в зоне максимальной остаточной нефтенасыщенной толщины. Это расстояние зависит от коллекторских характеристик залежи. Если расположить горизонтальную часть скважин или стволов на расстоянии, составляющем менее 60 % или более 80 % расстояния от нагнетательной до вертикаль­ной добывающей скважины, то это приведет к более низкому коэффициенту нефтеизвле­чения, чем, если горизонтальный ствол попадет в указанный интервал между скважинами.

Направление горизонтальной части сква­жин или стволов определяют перпендикуляр­но линиям тока пластовых флюидов, а середину горизонтальной части скважин или стволов располагают на прямой линии между нагнетательной и добывающей скважинами. Перпендикулярность линиям тока также определяют с помощью экспериментальных исследований. По вертикали горизонтальную часть скважин или стволов располагают на расстоянии 1 - 3 м от кровли продуктивного пласта.

Бурят дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы из обводненных вертикальных добы­вающих скважин, размещая их по предла­гаемому способу. Пускают дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы от старых скважин в эксплуатацию и продолжают разработку месторождения. При этом нефть, сосредото­ченная в кровельной части благодаря гравитационному разделению фаз с различ­ным удельным весом между добывающей и нагнетательной скважинами, вводится в активную разработку при депрессиях, позво­ляющих эксплуатировать скважины без подтягивания конусов подошвенной воды. Пуск дополнительных горизонтальных сква­жин или боковых горизонтальных стволов приводит к снижению обводненности нефти, добываемой из залежи, увеличению добычи нефти, вовлечению дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения

вследствие эксплуатации дополнительных горизон­тальных скважин или боковых горизонтальных стволов практически в чисто нефтяной зоне.

Таким образом, продлевают рентабель­ную разработку практически выработанного месторождения. Нефть, скопившаяся в кро­вельной части пласта в процессе разработки за счет действия гравитационных сил до применения способа, начинает поступать в дополнительные горизонтальные скважины или боковые горизонтальные стволы, причем нефть этих скважин имеет более низкую обводненность, чем нефть вертикальных добывающих скважин. Это приводит к повышению нефтеизвлечения.