способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий задание периодических режимов работы скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции, извлечение нефти посредством добывающих скважин, на которых производят оценку нефтесодержания в продукции скважин и запись кривой восстановления давления, отличающийся тем, что при разработке залежи с пористыми карбонатными блоками формируют группы добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре и таким образом, что нагнетательная скважина или скважины находятся в пониженной части структуры по отношению к добывающим скважинам, осуществляют работу нагнетательной скважины в стационарном режиме, фиксируют отклик добывающих скважин, периодический режим работы скважин задают после фиксации отклика добывающих скважин и обеспечивают его посредством периодического отбора жидкости на нагнетательной скважине или группе нагнетательных скважин путем чередующихся пусков и остановок последней или последних до устойчивого снижения пластового давления в области скважин, окружающих нагнетательную скважину с последующим сбросом воды на участке с пониженным пластовым давлением или за контур залежи.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетательные скважины выбирают из числа добывающих или пробуривают новые, а периодический отбор жидкости осуществляют как на нагнетательных, так и на части добывающих скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, приуроченных к неоднородным поровотрещинным, трещинно-поровым или трещинным коллекторам, например карбонатным.

Известен способ разработки нефтяной залежи в условиях ярко выраженной неоднородности пласта-коллектора, включающий задание периодических режимов работы добывающих скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции и нагнетательных скважин так, что периоды режимов работы линии нагнетания и линии отбора находятся в противофазе друг к другу, а продолжительность непрерывной закачки задается выражением

где k₁, k₃ - коэффициенты, зависящие от общих количественных показателей нагнетания и отбора, такие что параметр Т имеет порядок в несколько месяцев (см. Авт. св. СССР №1553658, МКИ Е21В 43/20, опубл. 30.03.1990 г., бюл.12).

Этот способ основан на представлении продуктивного пласта как динамической системы, имеющей собственную частоту колебания порядка

Однако в этом случае временной масштаб процесса изменения давления в рассматриваемой точке пласта задается периодом изменения состояния динамической системы, не являющимся внутренней характеристикой коллектора. При этом, очевидно, интенсивность взаимообмена жидкостью между участками пласта с разными проницаемостями не достигает наибольших значений ввиду несовпадения временного масштаба колебательного процесса и постоянной времени взаимообмена жидкостью между участками пласта с разными проницаемостями, которая является внутренней характеристикой пласта-коллектора.

Таким образом, применяя известный способ к пластам-коллекторам трещиновато-пористого типа, невозможно достичь высоких значений коэффициента извлечения нефти из пористых блоков.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора посредством задания периодических режимов работы добывающих скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции. Сначала задают стационарные режимы работы добывающих скважин. Определяют нефтесодержание продукции каждой скважины. Затем скважины переводят на периодические режимы работы. Извлечения нефти через посредство каждой отдельной скважины производят в несколько этапов. На каждом этапе периодический режим работы скважины задают путем чередующихся пусков и остановок последней на равные друг другу промежутки времени при стационарных режимах работы нагнетательных скважин. При таком гидродинамическом режиме обеспечивают максимальную плотность перетока между блоками и трещинами пласта-коллектора (см. патент РФ №2109130, Е21В 43/16, бюл. №11, 1998 г.).

Периодический режим способствует увеличению нефтеотдачи залежи, однако при извлечении нефти из трещиновато-порового коллектора с активной, прорывающейся по трещинам подошвенной или закачиваемой водой данный способ малоэффективен из-за быстрой компенсации отбора водой и невозможности эффективного снижения давления в трещинной системе, следовательно, и слабого, ограниченного вовлечения в разработку низкопроницаемых блоков матрицы. Увеличение отбора продукции на добывающей скважине, для более эффективного снижения давления, ведет к росту объемов добытой воды, увеличению затрат на добычу, транспортировку и подготовку продукции. Кроме того, недостатком известного способа является увеличение простоя добывающих скважин, уменьшение межремонтного периода работы и более быстрый износ оборудования.

Задачей изобретения является снижение процента обводненности продукции скважин и повышение коэффициента извлечения нефти из пористых блоков карбонатных коллекторов.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем задание периодических режимов работы скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции, извлечение нефти посредством добывающих скважин, на которой производят оценку нефтесодержания продукции скважины и запись кривой восстановления давления, задание периодического режима работы осуществляют посредством периодического отбора жидкости на нагнетательной скважине или группе нагнетательных скважин путем чередующихся пусков и остановок последней(их) с дальнейшим сбросом воды на участке с пониженным пластовым давлением или за контур залежи, при этом нагнетательная(ые) скважина(ы) должна(ы) находиться в пониженной части структуры залежи по отношению к добывающим.

Кроме того, новые нагнетательные скважины выбирают из числа добывающих или пробуривают новые, применение периодических режимов работы осуществляют как на нагнетательных, так и на части добывающих скважин.

В ходе разработки залежей с трещиновато-пористым типом коллектора возникают осложнения, связанные с наличием высокопроницаемых трещин, скорость движения жидкости в которых достигает 420 м/сутки. В результате движение жидкости происходит в основном по трещинам, слабо охватывая матрицу пород. Это приводит к быстрой обводненности добывающей скважины, особенно при вертикальной трещиноватости и наличии высокопроницаемой связи с подошвенной или закачиваемой водой. Для извлечения нефти из низкопроницаемых блоков матрицы необходимо замедлить прорыв воды и создать максимальный перепад давления между блоком и трещиной.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Формируют группы добывающих скважин с нагнетательными скважинами в центре.

2. При стационарном режиме работы добывающих скважин производят оценку нефтесодержания продукции.

3. Производят запись кривой восстановления давления, определяют пластовое давление и величину депрессии на пласт.

4. Учитывают конкретные геолого-физические условия залежи. Во избежание прорыва воды в окружающие добывающие скважины нагнетательная скважина, на которой производится периодический отбор, должна находиться в пониженной части структуры залежи.

5. Производят спуск электроцентробежного насоса (или другого) на нагнетательную скважину с высоким пластовым давлением.

6. Все скважины переводят на стационарный режим работы.

7. Стационарный отбор воды на нагнетательной скважине продолжается до фиксации отклика окружающих скважин на эти действия: снижением обводненности, изменением уровня жидкости, депрессии или темпа извлечения нефти. После этого скважину переводят на периодический режим отбора жидкости.

8. В выделенных зонах отклика залежи варьируют продолжительностью циклов в зависимости от скорости передачи отклика и изменения процента обводненности.

9. Извлеченная вода транспортируется на кустовую насосную станцию и сбрасывается в соседнем ряду нагнетательных скважин с пониженным пластовым давлением или законтурные воды залежи.

10. При устойчивом снижении пластового давления в области окружающих скважин периодический отбор воды на нагнетательной скважине прекращают и переходят на другой участок.

Трещиноватость, генетически связанная с геолого-тектонической историей развития карбонатных массивов, в значительной степени зависит от изменения пластового давления. При значительном снижении пластового давления происходит смыкание некоторой части микротрещин, что нарушает естественную систему фильтрации. Макротрещины, являясь основным путем перемещения вытесняемой из матрицы нефти, перестают получать ее и становятся хорошим проводником подошвенной или контурной воды. Поэтому в процессе отбора жидкости необходим контроль пластового давления во избежание его значительного снижения.

Предложенный способ обеспечивает повышение эффективности извлечения нефти из пористых блоков пласта коллектора за счет экранирования подтока подошвенной воды, введения знакопеременных перепадов давления, создающих упругий режим фильтрации жидкости.

Резкий увеличенный отбор воды на нагнетательной скважине приводит к образованию зоны пониженного давления на водонефтяном контакте залежи. Данная зона временно экранирует подток воды в окружающие обводненные добывающие скважины, периодический отбор воды создает упругие знакопеременные колебания, перепады давления в трещинной системе пласта, активизировав таким образом застойные замкнутые микротрещины и слабопроницаемые блоки матрицы. Воздействие упругими колебаниями оказывает положительное влияние на фильтрационные процессы в продуктивных пластах. В данном случае воздействие будет являться силой, позволяющей реализовать внутреннюю энергию матрицы. Возникающий знакопеременный перепад давления между блоком и трещиной позволит увеличить скорость капиллярного пропитывания в низкопроницаемых блоках матрицы, мобилизовать в фильтрационное течение прегражденные водой застойные микротрещины пласта. Резкий периодический, интенсивный отбор воды через нагнетательную скважину позволит оттянуть к водонефтяному контакту образовавшиеся водяные конусы добывающих скважин. Таким образом, мы реализуем перепады давления между трещинами и блоками матрицы. Вода из слоев и зон с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые, вытесняя остаточную нефть. Нефть первоначально перемещается в микротрещины, а потом и в более крупные транспортные макротрещины пласта.

При создании в продуктивном пласте нестационарных перепадов давления полезно формировать зоны с небольшим временным снижением пластового давления. Поэтому с целью вовлечения в неравновесное состояние большей площади пласта и создания более интенсивного воздействия упругими колебаниями необходимо периодический отбор проводить на группе нагнетательных скважин. При создании в продуктивном, трещиноватом карбонатном коллекторе нестационарных знакопеременных перепадов давления на границе макро- и микротрещин будут возникать добавочные силы, направленные к перераспределению фаз в пласте. Без наличия необходимого надпорогового перепада давления процессы перераспределения фаз между трещинами и блоками пласта будут протекать во времени недостаточно интенсивно или вообще будут отсутствовать.