способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий установление депрессии на пласт и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами, имеющими вертикальную трещиноватость, в добывающих скважинах проводят интенсификационные обработки продуктивного пласта, а при отборе нефти устанавливают забойные давления в этих скважинах с величиной депрессии на абсолютной отметке водонефтяного контакта 0,5 - 1,5 МПа для создания условий равномерного поднятия уровня воды в нефтяной залежи.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей с подошвенной водой.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи, отбор продукции из добывающих скважин, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодический отбор нефти (Патент РФ 2138625, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1999 г.).

Известный способ приводит к замедлению темпов отбора нефти из залежи за счет периодичности отбора нефти.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии при наличии водонефтяного контакта, включающий разработку нефтяной залежи рядными системами скважин, перфорацию в добывающих скважинах выше водонефтяного контакта, отбор через них продукции, закачку воды через нагнетательные скважины, проведение геофизических исследований по контролю за передвижением водонефтяного контакта, перенос фронта нагнетания воды из одного ряда скважин в другой, в котором сначала перфорируют обсадную колонну ниже водонефтяного контакта, проводят форсированную откачку воды с максимальной депрессией на пласт для создания водонасыщенной зоны, затем проводят изоляцию перфорированного интервала в обсадной колонне напротив водонасыщенной части пласта, перфорируют нефтенасыщенную часть пласта выше водонефтяного контакта, а отбор продукции ведут с минимальной депрессией на пласт (Патент РФ 2178517, кл. Е 21 В 43/16, опублик. 2002.01.20 - прототип).

Недостатком способа является быстрая обводненность скважин на залежи, которая наступает вследствие неравномерности отборов нефти по зонам залежи и неравномерности поднятия водонефтяного контакта.

В изобретении решается задача снижения темпа обводненности скважин и увеличения безводного периода добычи нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающим установление депрессии на пласт и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами, имеющими вертикальную трещиноватость, в добывающих скважинах проводят интенсификационные обработки продуктивного пласта, а при отборе нефти устанавливают забойные давления в этих скважинах с величиной депрессии на абсолютной отметке водонефтяного контакта 0,5 - 1,5 МПа для создания условий равномерного поднятия уровня воды в нефтяной залежи.

Признаками изобретения являются:

1) установление депрессии на пласт;

2) отбор нефти через добывающие скважины;

3) проведение в добывающих скважинах интенсификационных обработок продуктивного пласта;

4) установление забойных давлений в скважинах с величиной депрессии на абсолютной отметке водонефтяного контакта 0,5 - 1,5 МПа для создания условий равномерного поднятия уровня воды в нефтяной залежи.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-4 являются существенными отличительными признаками изобретения - сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи происходит постепенное обводнение нефти. Значительная часть запасов остается погребенной в залежи. В изобретении решается задача снижения темпа обводненности скважин и увеличения безводного периода добычи нефти. Задача решается следующей совокупностью признаков.

Разрабатывают нефтяную залежь с карбонатным трещиновато-порово-кавернозным коллектором, имеющим ярко выраженную вертикальную трещиноватость. На залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины и, возможно, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. В добывающих скважинах проводят работы по совершенствованию вскрытия, т. е. проводят интенсификационные обработки: расширение скважин в интервале продуктивного пласта, кислотные обработки, разглинизацию, гидрофобизацию и т. п. Депрессию на пласт в добывающих скважинах приближают к минимальной, исходя из условия работоспособности насосного оборудования. При этом также в добывающих скважинах устанавливают отборы пластового флюида, приводящие к одинаковой величине депрессии на абсолютной отметке водонефтяного контакта. Это так называемое забойное давление на зеркало воды. За счет этого создаются условия для равномерного поднятия уровня воды в залежи. Этому же способствует поддержание оптимальных удельных отборов жидкости по скважинам.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: средняя глубина залегания - 892 м, тип залежи - массивный, коллектор - карбонатный, средняя общая толщина - 17,2 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 8,8 м, пористость - 0,141, средняя насыщенность нефтью - 0,79, проницаемость - 0,145 мкм², пластовая температура - 23^oС, пластовое давление - 7,4 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 52,9 мПаc, плотность нефти в пластовых условиях - 0,884 т/м³, давление насыщения нефти газом - 1,3 МПа, газосодержание нефти - 4,7 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях - 1,1 мПаc, плотность воды - 1,036 кг/м³.

На залежи ведут отбор продукции через 20 добывающих скважин. В добывающих скважинах проводят интенсификационные обработки: расширение скважин в интервале продуктивного пласта и кислотные обработки. Депрессию на пласт в добывающих скважинах приближают к минимальной, исходя из условия работоспособности насосного оборудования, и устанавливают в пределах 0,5 - 1,5 МПа. Абсолютная отметка водонефтяного контакта равна 543 м. Забойное давление в скважине устанавливают равным 0,8 МПа. В результате данных мероприятий безводный период на участке разработки составил 1 год, в то время как на соседнем участке с классической системой разработки безводный период закончился через 4 мес.

Применение предложенного способа позволит добиться снижения темпа обводненности скважин и увеличения безводного периода добычи нефти.