Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

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

Известно, что при разработке неоднородных нефтяных залежей коэффициент извлечения нефти имеет небольшую величину и часто не превышает 0,35-0,4. Бурение дополнительных скважин связано с большими капитальными затратами.

Известен способ заводнения неоднородных пластов углеводородной залежи путем циклического воздействия рабочим агентом через скважины на пласты, в котором эффективность воздействия достигается путем регулирования объемов закачиваемого агента и отбираемой продукции, а также рациональной схемы размещения сетки скважин на площади (Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974. - с.119).

Недостатком способа является низкий охват неоднородных пластов заводнением и, соответственно, низкий коэффициент извлечения нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем разработку залежи осуществляют внутриконтурным нагнетанием рабочего агента (Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1970. - с.55-56).

Недостаток способа заключается в том, что при наличии неоднородных и прерывистых пластов коэффициент нефтеотдачи нефти низкий (0,3-0,38), особенно при больших размерах залежи и более трех рядном размещении скважин.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные (Пат. России №2181432, кл.7 Е 21 В 43/20, 2002 - прототип).

Приведенный способ позволяет вовлечь в разработку дополнительные зоны, однако ликвидировать канал перетока жидкости не удается и нефтеотдача залежи остается невысокой.

Предлагаемое изобретение направлено на решение задачи, заключающейся в повышении коэффициента нефтеотдачи.

Технический результат, реализуемый при использовании заявляемого изобретения - увеличение коэффициента нефтеотдачи из неоднородных пластов.

Для получения такого технического результата в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, при этом среди добывающих скважин выбирают по крайне мере одну добывающую скважину, имеющую наименьший дебит по сравнению с другими добывающими скважинами данного участка пласта, и переводят ее в нагнетательную, причем до перевода выполняют очистку призабойной зоны этой скважины, одновременно с закачкой рабочего агента через эту дополнительную нагнетательную скважину осуществляют вибровоздействие на пласт, при этом суммарное увеличение отбора нефти из добывающих скважин данного участка пласта принимают равным объему рабочего агента, закачиваемого в эту дополнительную нагнетательную скважину.

Сущность изобретения заключается в следующем. Предложенный вариант перевода по крайней мере одной добывающей скважины с наименьшим дебитом на рассматриваемом участке пласта в нагнетательную и отбором нефти из добывающих скважин этого участка пласта, гидродинамически связанных с дополнительной нагнетательной скважиной, приводит к изменению направления фильтрационных потоков и вовлечению в активную разработку запасов нефти низкопроницаемой части пласта. Гидравлическое вибрационное воздействие из дополнительной нагнетательной скважины ускоряет процесс консолидации нефти в порах пласта и способствует повышению коэффициента нефтеотдачи.

Гидравлическое вибровоздействие создают за счет рабочего агента, закачиваемого в пласт. В качестве рабочего агента используют воду.

Из добывающих скважин участка пласта обеспечивают интенсивный отбор нефти путем поддержания забойного давления, например, до давления насыщения или до давления на 15-20% ниже давления насыщения для данного пласта, с использованием скважинных насосных установок с большей подачей и высотой напора, спущенных на максимально допустимую глубину, причем суммарное увеличение отбора нефти из добывающих скважин данного участка пласта принимают равным объему рабочего агента, закачиваемого в дополнительную нагнетательную скважину, соблюдая баланс притока жидкости.

Постоянно контролируют процесс добычи нефти на участке пласта, где дополнительная нагнетательная скважина имеет гидродинамическую связь с добывающими скважинами, и в случае снижения суммарного дебита по этому участку изменяют амплитуду и частоту колебания давления рабочего агента в дополнительной нагнетательной скважине и забойное давление в добывающих скважинах этого участка.

Изменение отбора нефти обеспечивается сменой типоразмера скважинных насосных установок в сторону увеличения производительности и напора, увеличением глубины спуска насосов или применением регулируемых приводов насосных установок.

Предварительная очистка призабойной зоны скважины повышает эффективность воздействия на пласт из дополнительно полученной нагнетательной скважины.

Выбор скважины с минимальным дебитом обусловлен уменьшением фильтрации вследствие снижения проницаемости пласта или снижения пластового давления в локальной зоне размещения данной скважины.

Способ реализуют следующим образом. Вначале выделяют участок пласта между рядами нагнетательных скважин. Определяют добывающую скважину, имеющую наименьший дебит в ряду, равноудаленный от рядов нагнетательных скважин. Так, если имеется пятирядная система, то рассматривается третий ряд добывающих скважин. После выбора дополнительной нагнетательной скважины выполняют одним из известных методов очистку призабойной зоны скважины, спускают НКТ с вибратором и пакером и обеспечивают нагнетание рабочего агента в эту скважину. При необходимости прокладывают от рядов нагнетательных скважин водовод высокого давления до устья дополнительной нагнетательной скважины. Одновременно с нагнетанием рабочего агента увеличивают отбор нефти из других добывающих скважин, имеющих гидродинамическую связь с дополнительной нагнетательной скважиной, равной объему нагнетаемого рабочего агента. Отбор нефти увеличивают путем изменения забойного давления (в зависимости от давления насыщения обычно выбирают конкретно для месторождения) за счет спуска насосной установки на большую глубину (например, 250-300 м до интервала перфорации), замены ее на установку с большей подачей и напором или за счет использования регулируемого привода насосной установки. Дебит добывающих скважин определяют при помощи групповой замерной установки ГЗУ «Спутника». При снижении суммарного дебита рассматриваемого участка пласта изменяют частоту или амплитуду гидравлического или иного вибратора, увеличивают отбор нефти.

В таблице приведены данные, показывающие целесообразность перевода добывающих скважин с минимальным дебитом в нагнетательные.

Данные получены по результатам промышленных опытов на промыслах ОАО «Томскнефть» ВПК.

Пример. Исходные условия: пятирядная система разработки, расстояние между рядами 500 м, пласт представлен неоднородными по проницаемости породами, средняя глубина скважин 2700 м, минимальный дебит добывающей скважины третьего ряда 5,4 м³/сут. Так как эта скважина имеет минимальный дебит в равноудаленном ряду от нагнетательных рядов, то ее выбирают в качестве дополнительной нагнетательной. От нагнетательного ряда до дополнительной нагнетательной скважины протягивают водовод высокого давления. Скважину останавливают, поднимают насосную установку и НКТ. Спускают НКТ с гидравлическим вибратором и пакером на нижнем конце в скважину. Пакер необходим для уменьшения воздействия высокого давления на обсадную колонну. После монтажа оборудования и очистки призабойной зоны одним из известных методов, например путем кислотной обработки, начинают нагнетание рабочего агента через НКТ в пласт. Одновременно с монтажом оборудования в дополнительной нагнетательной скважине увеличивают глубину спуска насосных агрегатов в добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с дополнительной нагнетательной скважиной, в среднем до 2200 м. Если в дополнительную нагнетательную скважину нагнетают 600 м³/сут, то суммарный дебит увеличивают на такую же величину.

В результате изменения направления и скорости движения фильтрационных потоков происходит вовлечение в работу неоднородных и малопроницаемых участков пласта. Оптимальную амплитуду и частоту гидравлического вибратора определяют опытным путем. Для измерения дебита используют ГЗУ «Спутник», а расхода рабочего агента - расходомер, например ультразвуковой.

В таблице приведены данные, показывающие целесообразность перевода добывающих скважин с минимальным дебитом в нагнетательные. Данные получены по результатам промышленных опытов на промыслах ОАО «Томскнефть» ВНК. В таблице приведены усредненные значения дебита скважин за 3 месяца работы дополнительной нагнетательной скважины.

ТаблицаПеревод добывающих скважин в нагнетательные
№ добывающейскв.	Дебит добывающих скважин, м3/сут	Примечание
До дополн. воздействия	После дополн. воздействия	Изменения дебита
164	2,4	6,7	4,3	В качестве доп.нагнетательной скв. применяли доб. скв. №160 с дебитом 1,5 м3/сут. Первая серия опытов.
163	7,5	10,6	3,1
165	31,8	72,9	41,1
166	7,7	5,3	-2,4
156	14,6	25,4	10,8
	Суммарное увеличение дебита 61,7
164	3,0	4,2	1,2	В качестве доп.нагнетательной скв. применяли доб.скв. №166 с дебитом 6,3 м3/сут. Вторая серия опытов (после 4-х месяцев перерыва)
163	8,1	10,8	2,7
165	32,5	68,8	36,3
160	2,3	2,2	-0,1
156	15,6	25,5	9,9
	Суммарное увеличение дебита 50,0

Таким образом, заявляемый способ приводит к изменению направления фильтрационных потоков в нефтяном пласте, что позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи на 6-8%.

Предложенный способ позволяет увеличить отбор нефти и охват заводнением неоднородного пласта.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, перевод добывающей скважины в нагнетательную, отличающийся тем, что среди добывающих скважин выбирают по крайней мере одну скважину в ряду, равноудаленную от рядов нагнетательных скважин, имеющую наименьший дебит по сравнению с другими добывающими скважинами данного участка пласта, выбранную скважину переводят в нагнетательную, причем до перевода выполняют очистку призабойной зоны этой скважины и одновременно с закачкой рабочего агента через эту дополнительную нагнетательную скважину осуществляют вибровоздействие на данный участок пласта, при этом суммарное увеличение отбора нефти из добывающих скважин данного участка пласта применяют равным объему рабочего агента, закачиваемого в дополнительную нагнетательную скважину.