Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с помощью установления форсированного режима отбора жидкости через добывающие скважины.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. На залежи выделяют участок разработки с пониженной нефтенасыщенностью пласта и с превышением степени обводненности добываемой продукции над степенью выработки начальных извлекаемых запасов. На участке разработки циклический режим работы нагнетательных скважин проводят с ограничением объемов закачки ниже объемов отбора жидкости по участку. До 30% отбора добываемой продукции перераспределяют от добывающих скважин с обводненностью более 60% на добывающие скважины с обводненностью менее 60% с интенсификацией отборов из малообводненных скважин. Добывающие скважины с обводненностью более 96%, размещенные вблизи нагнетательных скважин, запускают в момент остановки нагнетательных скважин и останавливают при запуске нагнетательных скважин. Добывающие скважины с обводненностью более 96%, размещенные на залежи, запускают и останавливают в соответствии с запуском и остановкой нагнетательных скважин для снижения пластового давления и перераспределения направлений потоков пластовых флюидов. Разработку участка в установленном режиме продолжают до снижения пластового давления на участке разработки с нефтенасыщенностью более 0,55 до пластового давления менее на 0,5-1,0 МПа начального, на участке разработки с нефтенасыщенностью менее 0,55 - до пластового давления менее начального на 2-4 МПа (Патент РФ №2096593, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1997.11.20).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения на заключительной стадии с помощью установления форсированного режима отбора. По способу разработки нефтяного месторождения, находящегося на завершающей стадии, осуществляют доизвлечение нефти с использованием существующего фонда скважин. Для этого устанавливают на них отбор жидкости, кратко превосходящий предшествующий отбор. Этот форсированный отбор жидкости осуществляют на скважине. Ее выбирают из числа скважин, расположенных в зоне купольного поднятия, которая находится ближе других к предполагаемой максимальной абсолютной отметке на купольном поднятии. Устанавливают режим отбора жидкости, позволяющий создать градиент давления, который превышал бы предшествующий градиент давления на расчетную величину (Патент РФ №2120543, кл. Е 21 В 43/18, опубл. 20.10.1998. - прототип).

Известный способ позволяет интенсифицировать разработку месторождения, однако нефтеотдача остается на невысоком уровне.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем выделение локально приподнятых участков продуктивного пласта с добывающими скважинами и проведение на выделенных участках форсированного отбора жидкости через добывающие скважины, согласно изобретению, форсированный отбор проводят на начальной стадии разработки, для форсированного отбора используют добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции более 60%, для каждой скважины в качестве форсированного отбора устанавливают максимально возможный отбор жидкости вплоть до технически возможного, на каждой скважине проводят установленный форсированный отбор до полного обводнения или рентабельного уровня добычи, останавливают скважину, проводят технологическую выдержку до снижения обводненности жидкости, дальнейший отбор жидкости из скважины ведут в циклическом режиме: установленный форсированный отбор до полного обводнения или рентабельного уровня добычи - остановка скважины с технологической выдержкой до снижения обводненности жидкости.

Дополнительно проводят работы по селективной изоляции или отключению обводненной части пласта составами, содержащими большой объем наполнителей.

Признаками изобретения являются:

1. выделение локально приподнятых участков продуктивного пласта с добывающими скважинами;

2. проведение на выделенных участках форсированного отбора жидкости через добывающие скважины;

3. форсированный отбор на начальной стадии разработки;

4. использование для форсированного отбора добывающих скважин с обводненностью добываемой продукции более 60%;

5. для каждой скважины в качестве форсированного отбора установление максимально возможного отбора жидкости вплоть до технически возможного;

6. на каждой скважине проведение установленного форсированного отбора до полного обводнения или рентабельного уровня добычи;

7. остановка скважины;

8. проведение технологической выдержки до снижения обводненности жидкости;

9. дальнейший отбор жидкости из скважины в циклическом режиме: установленный форсированный отбор до полного обводнения или рентабельного уровня добычи - остановка скважины с технологической выдержкой до снижения обводненности жидкости;

10. дополнительные работы по селективной изоляции или отключению обводненной части пласта составами, содержащими большой объем наполнителей.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-9 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 10 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения

При разработке продуктивных пластов нефтяного месторождения с порово-кавернозными коллекторами и явно выраженной вертикальной трещиноватостью и кавернозностью после 2-3 месяцев эксплуатации добывающие скважины обводняются по трещинам подошвенной водой. При этом остаются захороненными значительные запасы нефти. Применение форсированного режима отбора через добывающие скважины в купольной части продуктивного пласта способствует интенсификации разработки, однако весьма мало влияют на нефтеотдачу. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается следующим образом.

Строят карту структурной поверхности продуктивного пласта и профиль пласта. Для учета явления кливажа по структурной карте выделяют локально приподнятые участки. Выявляют фонд скважин с высокой обводненностью - более 60%, размещенные на локально приподнятых участках. По высокообводненным скважинам промыслово-гидродинамическими исследованиями определяют коэффициенты продуктивности. Определяют максимально возможный отбор жидкости вплоть до технически возможной периодической откачки. Подбирают соответствующие насосы и переводят скважины на максимально высокий отбор жидкости.

При этом за счет кливажа на повышенных участках раскрытость трещин в нефтеносной части выше, чем в водоносной. Процент обводненности в начальный период форсированного режима резко снижается, а далее восстанавливается на прежнем уровне (до мероприятия). Отбор жидкости из скважин увеличивается от 1,5 до десятков раз для каждой скважины индивидуально. После повышения отбора коэффициент продуктивности может увеличиться или уменьшиться, если удастся откачать уровень до приема насоса на стадии освоения. Проведение отбора ведут до полного обводнения или рентабельного уровня добычи.

Если запасы нефти не отбираются (отбирается только вода), проводят работы по селективной изоляции или отключению части обводненного пласта изолирующими составами типа СНПХ9633, НБП, КСС с добавлением большего объема наполнителей типа нефтецементные смеси, глинопорошок, высоковязкие отходы переработки нефти.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками: глубина - 892 м, температура 23°С, давление 7,4 МПа, толщина пласта 17,2 м, тип залежи - массивный, тип коллектора - порово-трещиновато-кавернозные карбонаты, пористость 0,141, проницаемость 0,145 мкм², нефтенасыщенность 0,79, вязкость нефти 52,9 МПа·с, плотность нефти 0,917 т/м³. Залежь разрабатывают 7 лет. Текущая обводненность добываемой нефти составляет 71,7%. Залежь находится на начальной стадии разработки.

Залежь разрабатывают на естественном режиме. Отбирают жидкость через 365 добывающих скважин. Выделяют локально приподнятые участки продуктивного пласта с отметками вершин 506, 515, 520 м. Определяют, что в выделенных куполах имеются три добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции более 60%. Для первой из этих скважин определяют коэффициент продуктивности, который соответственно составил 27. На основании определенного коэффициента продуктивности проводят расчет максимально возможного отбора жидкости вплоть до технически возможного. Устанавливают технически возможный максимальный форсированный отбор жидкости из скважины, равный 400 м³/сут. Проводят установленный форсированный отбор до обводнения добываемой жидкости 96% (предел рентабельности). Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 15 сут. При этом в начальный период происходит снижение обводненности жидкости (до 60% и менее) с последующим нарастанием обводненности по мере отбора. Дальнейший отбор жидкости из скважины ведут в циклическом режиме: установленный форсированный отбор до полного обводнения или рентабельного уровня добычи - остановка скважины с технологической выдержкой до снижения обводненности жидкости.

Аналогично добывают нефть через другие скважины на отметке вершины 515 м.

Через скважину на отметке вершины 520 м отбирается только пластовая вода. В этой скважине проводят работы по селективной изоляции части обводненного пласта изолирующими составами типа СНПХ9633 с добавлением большого объема глинопорошка (до 50-70%). После этого выполняют операции как и на первой скважине.

Разработку ведут до полной выработки запасов нефти.

В результате удается повысить нефтеотдачу залежи на 3%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий выделение локально приподнятых участков продуктивного пласта с добывающими скважинами и проведение на выделенных участках форсированного отбора жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что форсированный отбор проводят на начальной стадии разработки, для форсированного отбора используют добывающие скважины с обводнением добываемой продукции более 60%, для каждой скважины в качестве форсированного отбора устанавливают отбор с его увеличением от 1,5 до десятков раз, для чего на каждой скважине проводят установленный форсированный отбор до полного обводнения или до обводнения добываемой продукции 96%, останавливают скважину, проводят технологическую выдержку до снижения обводнения добываемой продукции, дальнейший отбор продукции из скважины ведут в циклическом режиме: установленный форсированный отбор до полного обводнения или до обводнения 96% - остановка скважины с технологической выдержкой до снижения обводнения добываемой продукции.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно проводят работы по селективной изоляции или отключению обводненной части пласта составами, содержащими наполнители.