способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение скважин, вскрытие нефтенасыщенных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор жидкости из добывающих скважин и изоляцию дренируемых зон в нагнетательных и добывающих скважинах, отличающийся тем, что первоначально отбор жидкости из добывающих скважин осуществляют при забойных давлениях ниже давления насыщения нефти газом, в процессе отбора производят контроль величины произведения обводненности добываемой продукции на относительные остаточные балансовые запасы нефти и по достижении ее критического значения изолируют дренируемые зоны пласта в нагнетательных и добывающих скважинах и производят остановку добывающих скважин до повышения забойного давления выше давления насыщения, после чего возобновляют отбор жидкости из добывающих скважин с поддержанием величины забойного давления не ниже давления насыщения и давления нагнетания вытecняющeгo агента в интервале значений от давления насыщения до гoрнoro давления.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области разработки высоконеоднородных залежей нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающей отбор продукции через добывающие скважины при поддержании забойного давления на уровне 0,75 от давления насыщения нефти газом (см. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М. Недра, 1975, с.442).

Известный способ позволяет эксплуатировать более высокопроницаемые интервалы пласта без вовлечения в процесс дренирования низкопроницаемых зон, поскольку выделяющийся в низкопроницаемых зонах газ снижает фазовую проницаемость по нефти, а при достижении критических значений газосодержания полностью блокирует нефть. Повышенные значения давления насыщения и газового фактора, что присуще залежам легких нефтей, еще более осложняют разработку неоднородных пластов. Последующая закачка воды приводит к быстрому обводнению добывающих скважин по высокопроницаемым интервалам пласта. Нефтеотдача при этом остается невысокой.

Также известен способ разработки нефтяных залежей, предусматривающий периодическую остановку добывающих скважин для растворения газа, выделившегося в пласте при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения (см. Авт. свид. СССР N 1559122, кл. E 21 B 43/20, опубл.23.04.90, Бюл. N15).

Однако указанный способ, обеспечивая повышение производительности скважин, обладает недостатками.

Так, значительное снижение пластового давления приводит к увеличению давления на скелет породы, вызывая ее деформацию, а интенсивная закачка воды вызывает обводнение продукции.

Кроме того, имеет место разгазирование нефти в призабойной зоне пласта.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяных залежей, включающий бурение скважин, вскрытие продуктивных интервалов с последующим отбором жидкости из эксплуатационных скважин в условиях заводнения пласта через нагнетательные скважины и изоляцию водо- или газоносных зон для ограничения притока на забой добывающих скважин воды или газа и оттока нагнетаемого агента в указанные зоны (см. Авт.свид. СССР N 1825392, кл. E 21 B 43/20, опубл. 30.06.93).

Однако известный способ обеспечивает низкий коэффициент нефтеотдачи, поскольку при его реализации выбор режимов эксплуатации и исключение из разработки дренируемых зон пласта не на базе строго обоснованных критериев, что снижает эффективность разработки неоднородных пластов, характеризующихся различными значениями фильтрационно-прочностных характеристик продуктивных интервалов.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки нефтяных месторождений, обеспечивающего повышение коэффициента нефтеотдачи за счет реализации оптимальной поэтапной схемы разработки неоднородных интервалов пласта с различными фильтрационно-прочностными характеристиками.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение скважин, вскрытие нефтенасыщенных интервалов, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор жидкости из добывающих скважин и изоляцию дренируемых зон в нагнетательных и добывающих скважинах, согласно изобретению, первоначально отбор жидкости из добывающих скважин осуществляют при забойных давлениях ниже давления насыщения нефти газом, в процессе отбора производят контроль величины произведения обводненности добываемой продукции на относительные остаточные балансовые запасы нефти в пласте и при достижении ее критического значения изолируют дренируемые зоны пласта в нагнетательных и добывающих скважинах и производят остановку добывающих скважин до повышения забойного давления выше давления насыщения, после чего возобновляют отбор жидкости из добывающих скважин с поддержанием величины забойного давления выше давления насыщения, а давления нагнетания вытесняющего агента в интервале значений от давления насыщения до горного давления.

В дальнейшем изобретение поясняется описанием его сущности и примерами конкретного выполнения.

Способ осуществляется следующим образом.

Производят разбуривание нефтяной залежи системой скважин, одни из которых выполняют роль эксплуатационных, а другие нагнетательных. Осуществляют вскрытие нефтесодержащих интервалов пласта и закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Отбор жидкости вызывает снижение забойного давления до давления насыщения нефти газом и ниже. Для средне- и высокопроницаемых пластов минимальной величиной забойного давления является 80% давления насыщения. При этом в высоконеоднородных пластах, особенно в условиях высоких значений давления насыщения и газового фактора, происходит разгазирование нефти в низкопроницаемых интервалах, снижение фазовой проницаемости по нефти вплоть до нуля и выключение низкопроницаемой части пласта из процесса разработки. Повышение забойного давления в добывающих скважинах выше давления насыщения требует повышенных давлений нагнетания вытесняющего агента, а следовательно, и пластового давления, что ведет к раскрытию трещин в высокопроницаемой части неоднородного пласта, быстрому обводнению добывающих скважин и невысокому коэффициенту нефтеотдачи.

Поэтому в предложенном способе применена поэтапная разработка неоднородных интервалов пласта, характеризующихся различными значениями фильтрационно-прочностных свойств.

Первоначально отбор жидкости из добывающих скважин осуществляется при забойных давлениях ниже давления насыщения. Таким образом, на первом этапе разработки вырабатывается при оптимальных значениях забойного и пластового давления высокопроницаемая часть пласта, поскольку вовлекаются в разработку высокопроницаемые интервалы с высокими темпами отбора.

При этом в процессе отбора производят контроль произведения обводненности добываемой продукции на относительные остаточные балансовые запасы нефти в пласте.

В результате исследований установлено, что произведение обводненности продукции на относительные остаточные балансовые запасы нефти в пласте является количественным критерием перехода от одной системы воздействия на пласт к другой, поскольку наиболее точно характеризует эффективность выработки запасов нефти высоконеоднородного пласта на первом этапе разработки. Критическое значение вышеуказанного произведения соответствует граничным условиям практически полного обводнения добывающих скважин при больших остаточных запасах нефти в пласте. Критическое значение произведения рассчитывают в каждом конкретном случае в зависимости от неоднородности разрабатываемого объекта.

После достижения величины указанного произведения критического значения дренируемые зоны пласта тампонируются как в нагнетательных, так и добывающих скважинах. При этом выработанные, высокопроницаемые интервалы пласта исключаются из дальнейшей разработки.

После изоляции выработанных обводных зон производят остановку добывающих скважин до повышения забойного давления выше давления насыщения.

На втором этапе вводится в разработку низкопроницаемая часть неоднородного пласта. Для этого закачку вытесняющего агента производят при повышенных давлениях нагнетания в интервале значений от давления насыщения до вертикального горного. При этом за счет повышения пластового давления газ, выделившийся в пласте, растворяется в нефти. При повышении забойного давления выше давления насыщения газ, выделившийся в призабойной зоне пласта на первом этапе разработки, также растворяется в нефти и скважина вводится в эксплуатацию фонтанным способом.

Пример 1. Разрабатывают нефтяной неоднородный пласт со следующими характеристиками: глубина залегания продуктивного пласта 2750 м, толщина пласта 15 м, толщина высокопроницаемых интервалов пласта 5 м, толщина низкопроницаемых интервалов пласта 10 м, средняя проницаемость высокопроницаемых интервалов пласта 15 мД, давление насыщения нефти газом 24 МПа, газовый фактор 250 м³/т, вязкость нефти в пластовых условиях 0,4 сП, начальное пластовое давление 25 МПа, объемный коэффициент нефти 1,43, расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами 400 м.

На первом этапе пластовое давление поддерживается на уровне начального пластового, забойное давление в добывающих скважинах 19 МПа. Добывающие скважины работают с дебитами 310 т в сутки фонтаном. При достижении обводненности добываемой продукции 0,9 (90%) в течении 6-8 лет коэффициент нефтеотдачи составит 17%

После достижения произведения обводненности продукции на относительные остаточные балансовые запасы нефти, равного 0,75 выработанные обводненные интервалы пласта тампонируются как в нагнетательных, так и добывающих скважинах. Добывающие скважины останавливаются.

На втором этапе после тампонирования высокопроницаемых обводненных интервалов пласта производится закачка вытесняющего агента при давлении 55-60 МПа с поддержанием средневзвешенного пластового давления на уровне 40 МПа. При этом добывающие скважины пускаются в эксплуатацию при достижении забойных давлений величины 24 МПа. Забойное давление в добывающих скважинах поддерживается в течение второго этапа эксплуатации не ниже 24 МПа. Дебит скважин составляет 250 т безводной нефти в сутки фонтаном. За счет осуществления второго периода разработки залежи до достижения обводненности продукции 90% коэффициент нефтеотдачи возрастает до значения 40%

Пример 2. Разрабатывают нефтяной неоднородный пласт со следующими характеристиками: глубина залегания продуктивного пласта 1700 м, общая толщина пласта 20 м, толщина высокопроницаемых интервалов 10 м, толщина низкопроницаемых интервалов 10 м, проницаемость высокопроницаемых интервалов 200 мД, проницаемость низкопроницаемых интервалов 35 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 5 сПз, объемный коэффициент нефти 1,24, давление насыщения нефти газом 17 Мпа, начальное пластовое давление 18 МПа, газовый фактор 120 м³/т, расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами 400 м.

На первом этапе разработки пластовое давление поддерживается на уровне начального, забойное в добывающих скважинах не ниже 13,6 МПа. Добывающие скважины работают с дебитами не ниже 80 т в сутки фонтаном. При достижении произведения обводненности продукции на остаточные балансовые запасы нефти, равного ),75, нефтеотдача составит 24%

На втором этапе после тампонирования высокопроницаемых обводненных интервалов пласта производится закачка вытесняющего агента при давлении 35=40 МПа с поддержанием пластового давления на уровне 28 МПа. При этом добывающие скважины останавливаются до повышения забойного давления выше давления насыщения, после чего пускаются в эксплуатацию с забойным давлением не ниже 17 МПа. Дебит скважин составляет не менее 45 т безводной нефти фонтаном. За счет осуществления второго периода разработки залежи до обводненности добываемой продукции 90% нефтеотдача возрастет до значения 45%