способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи путем создания импульса высокого пластового давления закачкой воды в нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах на залежи с последующим пуском их в работу при остановленных нагнетательных скважинах, отличающийся тем, что импульс высокого пластового давления создают многократной интенсивной закачкой воды в залежь и поднимают пластовое давление выше начального на 15-30%, при этом после создания импульса высокого пластового давления отбор жидкости добывающими скважинами на залежи осуществляют с выдержкой во времени, зависящей от коллекторских свойств нефтяной залежи для выравнивания давления по площади залежи и восстановления температурного баланса, а продолжительность периода создания импульса определяют из следующей зависимости:

Т=Q_в(t)q_в,

где Т - длительность периода создания импульса заданной величины, сут;

Q_в(t) - объем закачиваемой воды в пласт, необходимый для создания импульса, м³;

q_в - суточная производительность системы воздействия, м³/сут.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам разработки нефтяной залежи преимущественно в период падающей добычи.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки воды в нагнетательные скважины при остановленной работе добывающих скважин с последующим пуском их в работу после остановки нагнетательных скважин [1]. Длительность такого цикла определена в 45 суток: 15 - закачка при остановленных добывающих скважинах и 30 - работа добывающего фонда без закачки.

Недостатком известного способа, взятого нами в качестве прототипа, является то, что он не позволяет извлекать нефть из низкопроницаемых коллекторов и тупиковых зон, что снижает его эффективность.

Задачей изобретения является повышение технологической и экономической эффективности разработки нефтяной залежи.

Поставленная задача в заявленном способе разработки нефтяной залежи решается тем, что многократно создают импульсы высокого пластового давления (ИВПД) закачкой воды в нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах и последующим пуском их в работу при остановленных нагнетательных скважинах, при этом ИВПД создают интенсивной закачкой воды и поднимают пластовое давление выше начального на 15-30%. При этом после создания импульса высокого пластового давления отбор жидкости добывающими скважинами на залежи осуществляют с выдержкой во времени, зависящей от коллекторских свойств нефтяной залежи для выравнивания давления по площади залежи и восстановления температуры, а продолжительность периода создания импульса определяют из следующей зависимости:

T = Q_в(t)/q_в,

где T - длительность периода создания импульса заданной величины, сут;

Q_в(t) - объем закачиваемой воды в пласт, необходимый для создания импульса, м³;

Q_в - суточная производительность системы воздействия, м³/сут.

Способ разработки нефтяной залежи заключается в многократном создании ИВПД с помощью интенсивной закачки воды при остановленной работе добывающих скважин, находящихся под воздействием этой закачки. Пластовые давления постепенно (от импульса к импульсу) доводят до величин, превышающих их начальные значения на 15-30% и более (по возможности). Каждый раз при достижении заданного пластового давления закачку прекращают и производят отбор продукции залежи из добывающих скважин. При этом систему отбора включают в работу с выдержкой во времени после прекращения закачки воды в зависимости от коллекторских свойств нефтяной залежи. Это необходимо для выравнивания давления по площади залежи и восстановления температурного баланса.

Длительность периода создания импульсов зависит от величины текущего пластового давления (определенного как средневзвешенное по площади залежи на основании карты изобар), заданного максимального давления импульса и возможности действующей системы воздействия. Очень важным является предварительная оценка длительности периода создания импульса. Эта задача решается в квазистационарном приближении, т.е. в любой момент времени давление зависит от расстояния до нагнетательной скважины. Тогда:

P = P(t)_max-P_тек= Q_в(t)/(V_нн) (1),

где P - заданный прирост давления на период создания импульса;

P(t) max - заданное максимальное давление импульса, мПа;

Pтек - средневзвешенное пластовое давление в залежи до начала создания импульса, мПа;

Q_в(t) - объем закачиваемой воды в залежь, необходимый для создания импульса, м³;

V_н - объем пор залежи, м³;

_н - - сжимаемость нефти, Па^-1.

Тогда из (1) имеем:

Q_в(t) = P(V_нн) (2)

Зная суточную производительность систем воздействия (q_в), определяем длительность периода создания импульса заданной величины:

T = Q_в(t)/q_в (3),

где T - длительность периода создания импульса заданной величины, сут.

Q_в(t) - объем закачиваемой воды в пласт, необходимый для создания заданного импульса пластового давления, м³;

q_в - суточная производительность систем воздействия, м³/сут.

Создание ИВПД относится к первому этапу предлагаемого способа. На втором этапе осуществляют отработку импульса, то есть отбирают жидкость из залежи при остановленной закачке. Отработку импульсов давления производят сформированной на основании геолого-промыслового анализа рациональной системой отбора, включающей в себя только те добывающие скважины, которые наилучшим образом охватывают периферийные и менее выработанные участки залежей, вскрывающих наибольшее количество продуктивных пропластков. При этом целесообразно исключать из добывающего фонда высокодебитные, значительно обводненные скважины с целью рационального использования энергии созданного импульса.

Момент окончания отработки импульса для каждой залежи определяют исходя из динамики технологических показателей разработки и оптимальных значений забойных давлений в добывающих скважинах.

Отработка импульса сопровождается усиленным режимом наблюдений за динамикой пластового давления в залежи.

Третий этап начинают с момента запуска в работу системы воздействия, он предусматривает одновременную работу как добывающих, так и нагнетательных скважин вплоть до начала создания следующего ИВПД.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи реализуют до полного окончания разработки залежи с применением воздействия чередующимися вышеописанными тремя этапами, которые в своей совокупности образуют технологический цикл.

Пример

Заявленный способ разработки нефтяной залежи был испытан на нефтяных залежах Джьерского, Возейского и Западно-Тэбукского месторождений. Результаты испытания приведены в таблице.

Коллектор нефтяной залежи "Iв" пласта на Джьерском месторождении представлен песчаниками среднедевонского возраста и характеризуется следующими параметрами: эффективная толщина - 9.9 (м), коэффициент песчанистости - 0.65, коэффициент расчлененности - 1.82, пористость - 20.5%, проницаемость - 0.390 мк². При этом пласт отличается значительной изменчивостью вплоть до полного замещения песчаников на низкопроницаемые алевролиты в контуре залежи. Опытный участок залежи (I блок) разрабатывали 4 добывающими скважинами и 5 нагнетательными, расположенными по периферии участка.

Перед началом создания первого импульса пластовое давление в залежи опытного участка соответствовало начальному и составляло 15.0 мПа. ИВПД создавали в течение двух месяцев интенсивной закачкой воды с остановкой добывающих скважин на 15 суток в конце импульсной закачки. Темп закачки в период создания ИВПД превышал базовый уровень в 2.4 раза, пластовое давление в конце создания импульса превышало начальное на 27% и составило 19.1 мПа.

Отработка созданного импульса давления без закачки длилась 6 месяцев. За это время добыча нефти превысила базовый объем в 1.6 раза (на 56.7%) при снижении средней обводненности продукции с 95.3 до 94.1%. Наибольший эффект получен в первый месяц работы добывающих скважин при остановленной закачке: добыча нефти превысила базовый уровень в 4 раза (с 8.63 до 34.5 т/сут).

Из прилагаемой таблицы видно, что прирост добычи нефти от проведенных трех циклов составил 1169 т (14.8%). В тоже время существенно уменьшились объемы добываемой жидкости и воды (на 26.8 и 30% соответственно), а также объемы закачки воды на 17.1%, что привело к значительному снижению водонефтяного фактора (на 39.0%) и удельной закачки воды (27.7%).

Существенное улучшение показателей разработки, как это видно из таблицы, было получено и на опытных участках Возейского и Западно-Тэбукского месторождений.

Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет повысить эффективность разработки нефтяной залежи.

Источник информации

1. Цыпкова О.Э., Мясникова Н.А., Баишев Б.Т. "Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи". М., Недра, 1993. с. 158 (прототип).