способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин, и периодический отбор нефти, отличающийся тем, что через добывающие скважины в пласт закачивают селективный изолирующий материал и проводят технологическую выдержку, повышают пластовое давление в зоне добывающих скважин закачкой рабочего агента в нефтенасыщенные пласты, добывающие скважины промывают и заполняют нефтью, в добывающих скважинах проводят свабирование со снижением уровня жидкости не ниже 500 м от устья скважины, после чего вновь создают давление в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в добывающих скважинах перед свабированием вторично вскрывают в нефтяной среде нефтенасыщенную часть продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий с глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отбора продукции из добывающих скважин [1].

Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и большой отбор попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.

Известен способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта [2].

Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность. Объясняется это тем, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т.к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает фильтрационное сопротивление для воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водонефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой добывающей скважине, и периодический отбор нефти [3].

Недостатком способа является низкий темп отбора нефти из-за снижения эффективности способа со временем. Объясняется это тем, что работающая нефтенасыщенная толщина кровельной части пласта, отдающая нефть, становится незначительной из-за несовершенства вскрытия пласта, ориентированного на высокопроницаемый коллектор, и низких гипсометрических отметок пласта в скважинах.

В изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти за счет увеличения работающей нефтенасыщенной толщины, отдающей нефть.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин, и отбор нефти, согласно изобретению, через добывающие скважины в пласт закачивают селективный изолирующий материал и проводят технологическую выдержку, повышают пластовое давление в зоне добывающих скважин закачкой рабочего агента в нефтенасыщенные пласты, добывающие скважины промывают и заполняют нефтью, в добывающих скважинах проводят свабирование со снижением уровня жидкости не ниже 500 м от устья скважины, после чего вновь создают давление в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин.

В добывающих скважинах перед свабированием вторично вскрывают в нефтяной среде нефтенасыщенную часть продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий с глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны.

Признаками изобретения являются:

1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

2. отбор продукции через добывающие скважины;

3. создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта;

4. поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин;

5. отбор нефти;

6. закачка через добывающие скважины в пласт селективного изолирующего материала;

7. проведение технологической выдержки;

8. повышение пластового давления в зоне добывающих скважин закачкой рабочего агента в нефтенасыщенные пласты;

9. промывка и заполнение добывающих скважин нефтью;

10. проведение в добывающих скважинах свабирования со снижением уровня жидкости не ниже 500 м от устья скважины;

11. вновь создание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин;

12. в добывающих скважинах перед свабированием вторичное вскрытие в нефтяной среде нефтенасыщенной части продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий с глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны.

Признаки 1 - 5 являются общими с прототипом, признаки 6 - 11 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 12 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи на поздней стадии темп выработки запасов нефти становится весьма низким. В предложенном способе решается задача повышения темпов отбора нефти.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Участок залежи, имеющий обводненный пласт с остаточными запасами нефти, эксплуатируют добывающими и нагнетательными скважинами. Эксплуатацию участка ведут при пластовом давлении, равном гидродинамическому, механизированным способом.

В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин, определяют параметры пласта и насыщающих их флюидов. Замеряют пластовое давление. Отбирают пробы продукции скважин. Способ применим, когда удельный вес нефти меньше удельного веса пластовой воды.

По результатам исследования скважин приступают к осуществлению способа.

Добывающую скважину останавливают и геолого-промысловыми видами исследования определяют остаточную нефтенасыщенную толщину пласта и ее расположение. Подземное оборудование (насос) для добычи демонтируют из скважины, со ствола скважины удаляют задавочную жидкость и заполняют нефтью этой же залежи. Скважину пускают под эксплуатацию с отбором нефти с приустьевой зоны. Если скважина переливает, то ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. При низком статическом уровне увеличивают объемы закачки. Если имеется связь с законтурной областью и энергетическая характеристика пласта позволяет удерживать статический уровень в приустьевой части скважины, то в регулировании объемами закачки нет необходимости.

Установив статический уровень в приустьевой зоне скважины, ее останавливают на гравитационное перераспределение фаз в системе скважина - пласт.

Из-за большего удельного веса пластовая вода, находящаяся в стволе скважины и в заводненном пласте, будет стремиться занять нижнюю часть, а нефть "всплыть" и продвинуться к зоне отбора. Сток воды в заводненную часть пласта создает силу, которая выдавливает нефть в скважину.

Имея меньший удельный вес, нефть в скважине также за счет сил гравитации всплывает и занимает ее верхнюю часть, т.е. приустьевую. Установление статического уровня в непосредственной близости у устья связано с большей потенциальной энергией для гравитационного разделения нефти и воды. Использование ствола скважины от самого устья как резервуара для отстоя и накопления нефти позволяет отбирать безводную нефть с малыми энергетическими затратами на ее откачку и использовать неметаллоемкое оборудование для добычи.

Время, необходимое на накопление нефти, зависит от коллекторских и физико-химических свойств пласта и нефтей, соотношения удельных весов нефти и воды. Конкретная величина времени накопления нефти определяется в промысловых условиях. Скважину оборудуют датчиком по замеру водонефтяного раздела в скважине. После того, как водонефтяной раздел в скважине достигнет определенного уровня, производят откачку нефти до появления воды. Подошвенная вода поступает в кровельную часть пласта до верхних перфорационных отверстий и вытесняет нефть в добывающую скважину. Охват пласта заводнением возрастает с повышением темпов отбора нефти.

Через, по крайней мере, одну добывающую скважину в пласт закачивают селективный изолирующий материал и проводят технологическую выдержку для его закрепления. В качестве селективного изолирующего материала используют водонефтяные эмульсии, растворы жидкого стекла с древесной мукой и отвердителем - соляной кислотой, биополимеры и т.п. Повышают пластовое давление в зоне добывающих скважин закачкой рабочего агента в нефтенасыщенные пласты. Добывающие скважины промывают и заполняют нефтью. В добывающих скважинах проводят свабирование со снижением уровня жидкости не ниже 500 м от устья скважины. Этим предохраняют от выноса в скважину селективного изолирующего материала. После чего вновь создают давление в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. Приток нефти в скважину увеличивается.

При недостаточном притоке в добывающих скважинах перед свабированием вторично вскрывают в нефтяной среде нефтенасыщенную часть продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий с глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны. Выбор вида перфоратора зависит от конструкции скважин, нефтенасыщенной толщины и коллекторской характеристики нефтенасыщенной части пласта. При незначительной нефтенасыщенной толщине и слабом цементном камне за колонной дополнительную перфорацию производят сверлящими перфораторами. При значительной толщине колонн и низких коллекторских характеристиках пласта углубленное вторичное вскрытие производят кумулятивными перфораторами. Мощность зарядов выбирают таким образом, чтобы глубина отверстий превышала толщину закольматированной зоны. Как правило, это отверстия глубиной 500 - 850 мм. Так как колонна заполнена нефтью, то снижения фазовой проницаемости по нефти скважины не происходит.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Участок обводненной нефтяной залежи эксплуатируют тремя добывающими скважинами. Отбор продукции ведут с карбонатного пласта с общей толщиной 45 м, в т.ч. нефтенасыщенной - 15 м, водонасыщенной - 30 м. По данным исследования скважин было выявлено, что нефтяная залежь приурочена к антиклинали с отметками кровли пластов в скважине N 1 - 900 м, N 2 - 950 м, N 3 - 900 м. Залежь имеет активную водоносную область, поэтому ее разрабатывают на естественном водонапорном режиме. В процессе бурения скважин отбирают керн. По результатам исследования керна определяют параметры пласта, по которым производят подсчет запасов нефти. В районе этих скважин сосредоточено 650 тыс. т балансовых запасов. Нефть имеет низкое газосодержание. Удельный вес нефти равен 850 кг/м³.

Залежь разрабатывают без поддержания пластового давления механизированным способом. Статический уровень находится на уровне 80-100 м от устья скважины. Результаты исследования скважин показывают, что остаточные запасы приурочены к кровельной части пласта, а нефтенасыщенная толщина составляет 4 м.

Для подключения в активную разработку нефтенасыщенной части пласта с использованием сил гравитации в системе скважина - пласт скважину останавливают. Насосное оборудование поднимают на поверхность. Спускают колонну насосно-компрессорных труб, подготовленную под свабирование. Через добывающие скважины в пласт закачивают селективный изолирующий материал - нефтяную эмульсию и проводят технологическую выдержку в течение 3 сут. Повышают на 3% пластовое давление в зоне добывающих скважин закачкой рабочего агента в нефтенасыщенные пласты через ближайшие нагнетательные скважины. Добывающие скважины промывают и заполняют нефтью. В добывающих скважинах проводят свабирование со скоростью движения сваба, не допускающей снижение уровня жидкости ниже 500 м от устья скважины. Отключают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и вновь создают давление в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. Добывающие скважины оборудуют контроллером по определению скорости гравитационного перераспределения нефти и воды и накопления ее в скважине. Производят замеры по отбивке раздела нефть-вода. За пятнадцать суток в скважинах установился столб нефти высотой 300 м. По результатам исследования определяют глубину спуска насоса и устанавливают программу работы скважины для откачки безводной нефти. В скважину спускают насос выше водонефтяного раздела. Производят отбор нефти. Годовой отбор нефти увеличился с 3000 до 4000 т. Темп отбора нефти возрос с 0,9 до 1,1% от балансовых запасов.

Пример 2. Выполняют как пример 1. После промывки и заполнения нефтью в добывающие скважины спускают перфоратор ПК-105 и производят прострел нефтенасыщенной части пласта с плотностью 30 отверстий на один погонный метр. Мощность зарядов позволила сделать отверстия глубиной 500 - 850 мм, т.е. больше закольматированной толщины призабойной зоны, равной 40 - 50 мм.

Применение предложенного способа позволит повысить темп отбора нефти.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:

1. М. Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - с. 85.

2. "Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России". Абдулмазитов Р.Г. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996, т. 1, с. 67.

3. Патент РФ N 2138625, кл. E 21 B 43/20, опублик. 27.09.99 г. в БИ N 27, 1999 г. - прототип.