способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение направления трещиноватости коллектора, размещение скважин, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что по направлению трещиноватости коллектора выбирают нагнетательную и ближайшую к ней добывающую скважину с наименьшим дебитом, в выбранные скважины закачивают интенсификационный агент и проводят концентрированное репрессионное воздействие на продуктивный пласт под избыточным давлением интенсификационного агента с предварительным разрежением перед потоком интенсификационного агента, ограничением распространения давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддержанием давления в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне, после этого такое же воздействие выполняют в добывающей скважине, расположенной по направлению трещиноватости коллектора в противоположную сторону от выбранной нагнетательной скважины, затем такое же воздействие проводят на другом участке залежи, расположенном по направлению трещиноватости коллектора, а после этого такое же воздействие проводят на участках залежи, расположенных на других направлениях трещиноватости коллектора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, в соответствии с которым отбирают нефть через добывающие скважины, переводят часть добывающих скважин в нагнетательные и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины На залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50-0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные. Формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне с повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14-1,15 г/см³. В качестве рабочего агента используют, в частности, турнейскую воду с плотностью 1,14-1,15 г/см³, закачку рабочего агента производят циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10-20 сут. (Патент РФ №2061178, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1996.05.27).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение направления трещиноватости коллектора, определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора, формирование рядов добывающих скважин под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора и размещение нагнетательных скважин за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. (Патент РФ №2206725, кл Е 21 В 43/00, опубл. 2003.06.20 - прототип).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако нефтеотдача залежи остается невысокой.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем определение направления трещиноватости коллектора, размещение скважин, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению по направлению трещиноватости коллектора выбирают нагнетательную и ближайшую к ней добывающую скважину с наименьшим дебитом, в выбранные скважины закачивают интенсификационный агент и проводят концентрированное репрессионное воздействие на продуктивный пласт под избыточным давлением интенсификационного агента с предварительным разрежением перед потоком интенсификационного агента, ограничением распространения давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддержанием давления в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне, после этого такое же воздействие выполняют в добывающей скважине, расположенной по направлению трещиноватости коллектора в противоположную сторону от выбранной нагнетательной скважины, затем такое же воздействие проводят на другом участке залежи, расположенном по направлению трещиноватости коллектора, а после этого такое же воздействие проводят на участках залежи, расположенных на других направлениях трещиноватости коллектора.

Признаками изобретения являются:

1) отбор нефти через добывающие скважины;

2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

3) определение направления трещиноватости коллектора;

4) размещение скважин;

5) выбор нагнетательной и ближайшей к ней по направлению трещиноватости коллектора добывающей скважины с наименьшим дебитом;

6) закачка в выбранные скважины интенсификационного агента;

7) проведение концентрированного репрессионного воздействия на продуктивный пласт под избыточным давлением интенсификационного агента с предварительным разрежением перед потоком интенсификационного агента, ограничением распространения давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддержанием давления в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне;

8) выполнение такого же воздействия в добывающей скважине, расположенной по направлению трещиноватости коллектора в противоположную сторону от выбранной нагнетательной скважины;

9) проведение такого же воздействия на другом участке залежи, расположенном по направлению трещиноватости коллектора;

10) проведение такого же воздействия на участках залежи, расположенных на других направлениях трещиноватости коллектора.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи с выраженной трещиноватостью коллектора размещают скважины перпендикулярно или параллельно направлению трещиноватости и добиваются некоторого повышения нефтеотдачи. Однако при этом значительная часть залежи остается не охваченной воздействием, а нефтеотдача залежи оказывается на невысоком уровне.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается за счет применения способа разработки нефтяной залежи, включающего определение направления трещиноватости коллектора, размещение скважин, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. При реализации способа по направлению трещиноватости коллектора выбирают нагнетательную и ближайшую к ней добывающую скважину с наименьшим дебитом. Как правило, на залежи используют пятиточечную систему размещения скважин с нагнетательной скважиной в центре и четырьмя окружающими добывающими скважинами. Две добывающие скважины ближе других двух добывающих скважин находятся на направлении трещиноватости коллектора. Именно эти скважины и выбирают для проведения воздействия. Выбранную нагнетательную скважину и выбранную добывающую скважину с наименьшим дебитом останавливают. В выбранные скважины закачивают интенсификационный агент. В качестве интенсификационного агента используют вещества, смеси и растворы, способствующие увеличению проницаемости призабойной зоны скважины: углеводородные растворители, растворы кислот, щелочей, поверхностно-активных веществ и т.п.

В скважинах проводят концентрированное репрессионное воздействие на продуктивный пласт под избыточным давлением интенсификационного агента с предварительным разрежением перед потоком интенсификационного агента, ограничением распространения давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддержанием давления в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне. Для этого используют устройство согласно чертежу.

Устройство включает корпус в виде соединенных двух цилиндров, верхнего большего диаметра 1 и нижнего меньшего диаметра 2 с клапаном-отсекателем 3, и плунжер 4 с заглушенными концами, установленный в нижнем цилиндре 2 корпуса с возможностью возвратно-поступательного движения и выхода в верхний цилиндр 1 корпуса. В нижней части нижнего цилиндра 2 корпуса под клапаном-отсекателем 3 размещен концентратор давления 5, выполненный в виде заглушенной снизу трубы 6 с отверстиями 7, размещенными парно и симметрично. В верхней и нижней частях труба 6 снабжена большой 8 и малой 9 полками, между которыми размещены сальники 10, перекрывающие зазоры между большими полками 8 и стенками скважины 11 при возникновении давления между сальниками 10. Расстояние между сальниками выполнено не менее интервала перфорационных отверстий 12 обрабатываемого интервала пласта.

Верхний цилиндр 1 сообщен с колонной насосно-компрессорных труб 13, плунжер 4 соединен с колонной штанг 14, подсоединенной на устье скважины 11 к подъемнику или станку-качалке (не показаны).

Устройство работает следующим образом.

Устройство спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 13 и устанавливают против слабопроницаемого пласта. Колонну насосно-компрессорных труб 13 заполняют интенсификационным агентом, например раствором соляной кислоты, раствором поверхностно-активного вещества, раствором щелочи и пр. Давление в колонне насосно-компрессорных труб 13 повышают до 5-20 МПа на устье. На колонне штанг 14 спускают плунжер 4 до упора в клапан-отсекатель 3.

Плунжер 4 поднимают вверх. Под плунжером 4 создается разрежение. Плунжер 4 выводят в верхний цилиндр 1. Тем самым сообщают колонну насосно-компрессорных труб 12 и полость нижнего цилиндра 2. Интенсификационным агент из колонны насосно-компрессорных труб 12 под давлением и под действием разрежения ударяет в клапан-отсекатель 3, открывает его и проходит через трубу 6 концентратора давления 5, отверстия 7 в скважину 11 между сальниками 10. Давление раздвигает сальники 10 и прижимает их к стенке скважины 11. Между сальниками 10 возникает давление интенсификационного агента, которое передается через перфорационные отверстия 12 в пласт и создает там гидравлический удар с давлением, превышающим горное. За счет этого происходит разрушение кольматационного материала и образование микротрещин, которые заполнятся рабочим агентом.

В такой последовательности проводят необходимое количество гидроударов.

Применение интенсификационного агента под избыточным давлением позволяет совместить репрессионное воздействие с химическим и усилить эффект от воздействия. Создание разрежения перед потоком рабочего агента позволяет в 2-3 раза увеличить силу гидродинамического удара на пласт. Парное и симметричное расположение отверстий позволяет создать равномерное поле гидроудара и исключить перекосы при работе оборудования. Ограничение распространения давления из обрабатываемого интервала в скважину сальниками и поддержание давления в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне позволяет привести эффект от гидроудара к максимуму.

После этого такое же воздействие выполняют в добывающей скважине, расположенной по направлению трещиноватости коллектора в противоположную сторону от выбранной нагнетательной скважины. Затем такое же воздействие проводят на другом участке залежи, расположенном по направлению трещиноватости коллектора. После этого такое же воздействие проводят на участках залежи, расположенных на других направлениях трещиноватости коллектора.

Проведение воздействия предпочтительно в скважинах, расположенных по направлению трещиноватости коллектора позволяет сформировать направления тока пластовых жидкостей, привести в движение нефть в застойных зонах и направить ее к добывающим скважинам.

В результате воздействия снижается обводненность добываемой нефти, увеличиваются дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин, увеличивается нефтеотдача залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками:

глубина кизеловского горизонта 1450 м, пластовая температура 25С, пластовое давление 8,5 МПа, нефтенасыщенная толщина пласта 9 м, пористость 13%, проницаемость 0,04 мкм², нефтенасыщенность 65%, вязкость нефти 160 мПас, плотность нефти 0,879 т/м³. Средний дебит добывающих скважин составляет 5 м³/сут. Средняя приемистость нагнетательных скважин 80 м³/сут. Обводненность нефти составляет 86%.

При разработке нефтяной залежи проводят определение направления трещиноватости коллектора сейсмическими методами. Выявляют, что направление трещиноватости коллектора направлено с севера на юг. Размещение скважин на залежи ведут по пятиточечной системе с центральной нагнетательной скважиной и четырьмя окружающими добывающими скважинами. Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На одном пятиточечном элементе по направлению трещиноватости коллектора выбирают нагнетательную и ближайшую к ней добывающую скважину с наименьшим дебитом, равным 0,4 м³/сут. В выбранные скважины закачивают интенсификационный агент - 12%-ный раствор соляной кислоты. Проводят концентрированное репрессионное воздействие на продуктивный пласт под избыточным давлением 10 МПа интенсификационного агента с предварительным разрежением перед потоком интенсификационного агента, ограничением распространения давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддержанием давления в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне. Всего проводят 10 циклов воздействия. После этого такое же воздействие выполняют в добывающей скважине, расположенной по направлению трещиноватости коллектора в противоположную сторону от выбранной нагнетательной скважины. Затем такое же воздействие проводят на участке залежи, расположенном севернее по направлению трещиноватости коллектора. После этого такое же воздействие проводят на участках залежи, расположенных восточное от ряда скважин при первой обработке. В результате воздействий обводненность добывающих скважин снизилась с 86 до 68% при увеличении дебита малодебитных скважин с 0,5-1,0 до 1,5-2,0 м³/сут. Нефтеотдача залежи увеличивается на 1,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.