способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором, включающий определение давления и расхода закачки, при котором скважина начинает принимать закачку рабочего агента при установленных давлении и расходе через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что на первом этапе при минимальном расходе закачки рабочего агента 5-50 м ³/сут и минимальном начальном давлении 2-4 МПа закачивают в скважину рабочий агент, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при минимальном расходе и давлении повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на втором этапе закачивают в скважину рабочий агент при повышенном давлении закачки, при сохранении минимального расхода рабочего агента, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при повышенном давлении и минимальном расходе повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на третьем и последующих возможных циклах закачки и технологической выдержки повышение давления закачки при сохранении минимального расхода повторяют до достижения рабочего давления закачки рабочего агента, после чего постепенно повышают расход закачки рабочего агента при сохранении рабочего давления закачки до достижения максимально достижимого расхода порядка 50-100 м³/сут, достигнутый режим закачки рабочего агента используют при разработке нефтяной залежи.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором.

Известен способ реагентной обработки прискважинной зоны, включающий закачку технологического раствора в пласт, выдержку его в пласте на реакцию и последующее удаление технологического раствора и продуктов его реакции с кольматирующими образованиями. При закачке технологического раствора в пласт определяют коэффициент приемистости скважины - отношение расхода закачки технологического раствора к давлению закачки. После этого через каждые 20-40 мин обработки производят закачку равных порций технологического раствора в пласт объемом 5-10% от объема технологического раствора, первоначально поданного в пласт, при давлении, равном давлению закачки технологического раствора в пласт. При каждой закачке порции технологического раствора определяют коэффициент приемистости скважины. Обработку скважины заканчивают при стабилизации коэффициента приемистости скважины. Техническим результатом является увеличение продуктивности скважин путем полного удаления кольматирующих образований и воздействие на проницаемость горной породы, слагающей продуктивный пласт (патент РФ №2182657, опублик. 2002.05.20).

Известный способ предполагает наличие приемистости скважины, достаточной для закачки технологического раствора обычно применяемым оборудованием на обычных режимах закачки по давлению и расходу. Однако на скважинах с приемистостью, близкой к нулевой, применение обычных режимов закачки не приводит к поступлению технологического раствора в призабойную зону. При приемистости, близкой к нулевой, применение высокопроизводительных насосов, способных подавать в скважину большой объем под большим давлением, приводит к полной потере приемистости и невозможности освоить скважину.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины с приемистостью, близкой к нулевой, включающий определение при рабочем давлении закачки расхода, при котором скважина начинает принимать при таком расходе закачку части технологического раствора, затем увеличение расхода и уменьшение давления до предела, при котором скважина продолжает принимать, и закачку оставшейся части технологического раствора (Патент №2268361, опубл. 2006.01.20 - прототип).

Известный способ позволяет осваивать скважины с приемистостью, близкой к нулевой, однако при дальнейшей эксплуатации скважины как нагнетательной в системе разработки нефтяной залежи возникают трудности поддержания пластового давления. Такая скважина имеет малую приемистость. При этом давление закачки рабочего агента остается низким относительно рабочего давления закачки. Сохранить пластовое давление в районе такой скважины бывает весьма трудно или практически невозможно.

В предложенном изобретении решается задача освоения скважины с приемистостью, близкой к нулевой, с обеспечением приемистости под рабочим давлением закачки рабочего агента и обеспечение разработки залежи на режимах поддержания пластового давления.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором, включающем определение давления и расхода закачки, при котором скважина начинает принимать закачку рабочего агента при установленных давлении и расходе через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению на первом этапе при минимальном расходе закачки рабочего агента и минимальном начальном давлении закачивают в скважину рабочий агент, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при минимальном расходе и давлении повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на втором этапе закачивают в скважину рабочий агент при повышенном давлении закачки при сохранении минимального расхода рабочего агента, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при повышенном давлении и минимальном расходе повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на третьем и последующих возможных циклах закачки и технологической выдержки повышение давления закачки при сохранении минимального расхода повторяют до достижения рабочего давления закачки рабочего агента, после чего постепенно повышают расход закачки рабочего агента при сохранении рабочего давления закачки до достижения максимально достижимого расхода, достигнутый режим закачки рабочего агента используют при разработке нефтяной залежи.

Признаками изобретения являются:

1) определение давления и расхода закачки, при котором скважина начинает принимать;

2) закачка рабочего агента при установленных давлении и расходе через нагнетательные скважины;

3) отбор нефти через добывающие скважины;

4) на первом этапе при минимальном расходе закачки рабочего агента и минимальном начальном давлении закачка в скважину рабочего агента, проведение технологической выдержки при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении;

5) повторение циклов закачки при минимальном расходе и давлении до установления стабильных значений падения давления при выдержке;

6) на втором этапе закачка в скважину рабочего агента при повышенном давлении закачки при сохранении минимального расхода рабочего агента, проведение технологической выдержки при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении;

7) повторение циклов закачки при повышенном давлении и минимальном расходе до установления стабильных значений падения давления при выдержке;

8) на третьем и последующих возможных циклах закачки и технологической выдержки повышение давления закачки при сохранении минимального расхода до достижения рабочего давления закачки рабочего агента;

9) постепенное повышение расхода закачки рабочего агента при сохранении рабочего давления закачки до достижения максимально достижимого расхода;

10) использование достигнутого режима закачки рабочего агента при разработке нефтяной залежи.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором возникают трудности с закачкой рабочего агента через нагнетательные скважины. Приемистость нагнетательных скважин, близкая к нулевой, препятствует заводнению залежи, не позволяет поддерживать пластовое давление, резко снижает нефтеотдачу залежи. Известные способы повышения приемистости скважин позволяют добиться временного эффекта или не добиться вообще. Кроме того, известные способы как бы разрывают процесс разработки залежи и работы по интенсификации приемистости скважин. Переход от интенсификационных работ на скважине к закачке рабочего агента неизбежно приводит к потере части достигнутого при интенсификационных работах эффекта. В предложенном изобретении решается задача освоения скважины с приемистостью, близкой к нулевой, с обеспечением приемистости под рабочим давлением закачки рабочего агента с одновременным переходом к разработке залежи на режимах поддержания пластового давления. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны скважины с приемистостью, близкой к нулевой, было замечено, что обычно применяемые режимы закачки с давлением порядка 10-15 МПа и расходом в пределах 160-450 м³/сут приводят к обратному явлению, т.е. к полной потере приемистости. Скважина как бы закрывается и перестает принимать технологический раствор. Увеличение давления вплоть до давления разрыва пласта не приводит к появлению приемистости.

В известных технических решениях было предложено сохранить рабочее давление закачки порядка 10-15 МПа на устье скважины и снизить расход до минимально возможных значений порядка 25-30 м³/сут исходя из возможностей насосного оборудования. Применение такого режима позволило сохранить имеющуюся минимальную приемистость и закачать в призабойную зону скважины часть технологического раствора. После закачки части технологического раствора на таком режиме приемистость скважины несколько возрастала, что позволило увеличить расход до 30-60 м³ /сут и уменьшить давление закачки до предела, при котором скважина продолжает принимать, т.е. до 6-10 МПа, и закачать оставшуюся часть технологического раствора. Однако переход к закачке рабочего агента в режиме заводнения залежи, т.е. в режиме разработки, показал, что достигнутая приемистость уменьшается до величин порядка 20-30 м³/сут, что явно недостаточно для заводнения и поддержания пластового давления.

Согласно предложенному способу при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором одновременно проводят интенсификационные работы на нагнетательных скважинах. Рабочий агент, применяемый при заводнении залежи, например пресную воду, пластовую воду, воду с добавками поверхностно-активных веществ, водорастворимых полимеров и т.п., используют в качестве рабочего агента при интенсификационных работах на скважине. Это позволяет после завершения интенсификационных работ перейти к закачке рабочего агента для вытеснения нефти, т.е. для заводнения и разработки залежи. Вначале на первом этапе при минимальном расходе закачки рабочего агента и минимальном начальном давлении закачивают в скважину рабочий агент и проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении. Минимальный расход составляет величину порядка 5-50 м³/сут. Минимальный расход получают применением малопроизводительного насосного агрегата или штуцированием закачки от обычного насосного агрегата или водовода. Минимальное начальное давление составляет величину порядка 2-4 МПа. При технологической выдержке оценивают время падения давления. Циклы закачки при минимальном расходе и давлении и технологической выдержки повторяют. При этом при технологических выдержках отмечают колебания показателей, как правило, в сторону небольшого снижения времени падения давления. Циклы повторяют 3-7 раз до установления стабильных значений изменения времени падения давления. На втором этапе закачивают в скважину рабочий агент при повышенном давлении закачки, в основном, до 3-6 МПа при сохранении минимального расхода рабочего агента. Проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении. При технологической выдержке оценивают время падения давления. Циклы закачки при повышенном давлении и минимальном расходе и технологической выдержки повторяют до установления стабильных значений времени падения давления. На третьем этапе закачивают в скважину рабочий агент при вновь повышенном давлении закачки, в основном, до 5-9 МПа при сохранении минимального расхода рабочего агента. Проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении. При технологической выдержке оценивают время падения давления. Циклы закачки при новом повышенном давлении и минимальном расходе и технологической выдержки повторяют до установления стабильных значений времени падения давления. Повышение давления закачки при сохранении минимального расхода повторяют до достижения рабочего давления закачки рабочего агента, как правило, 5-10 МПа, после чего постепенно повышают расход закачки рабочего агента с 5-50 м³ /сут при сохранении рабочего давления закачки до максимально достижимого расхода порядка 30-100 м³/сут. Переходят к заводнению залежи. Достигнутый режим закачки рабочего агента используют при разработке нефтяной залежи. Разрабатывают нефтяную залежь. Ведут закачку рабочего агента при установленных давлении и расходе через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В случае появления большей приемистости скважины устанавливают больший расход при закачке рабочего агента.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,12 мкм ², нефтенасыщенность - 71,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1485 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 31°С, параметры пластовой нефти: плотность - 865 кг/м ³, вязкость - 16 мПа·с, давление насыщения - 8 МПа, газосодержание - 47,5 м³/т, содержание серы - 1,64%. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин. Две нагнетательные скважины имеют приемистость, близкую к нулевой. На этих скважинах проводят интенсификационные работы согласно заявленному способу.

В качестве рабочего агента при заводнении залежи и при интенсификационных работах применяют пластовую воду. Вначале на первом этапе при расходе 5 м³ /сут под давлением на устье скважины 3 МПа закачивают в скважину рабочий агент и проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении. При технологической выдержке в течение 1 ч оценивают время падения давления. Падение давления практически не происходит. Циклы закачки при минимальном расходе и давлении и технологической выдержки повторяют. Отмечают колебания показателей в пределах погрешностей замеров, однако в сторону небольшого падения давления. Циклы повторяют 3 раза с изменением расхода закачки в пределах от 5 до 50 м ³/сут. На втором этапе повышают давление закачки до 6 МПа при сохранении минимального расхода рабочего агента. Проводят технологическую выдержку в течение 2 ч при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении. При технологической выдержке за 2 ч отмечают падение давления до 2 МПа. Циклы повторяют 5 раз с изменением расхода закачки в пределах от 5 до 50 м ³/сут до установления падения давления с 6 до 1,5 МПа за 2 ч выдержки. На третьем этапе снова повышают давление закачки при сохранении минимального расхода рабочего агента до 9 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 0,5 ч при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении. При технологической выдержке в течение 0,5 ч отмечают падение давления до 0,2 МПа. Циклы повторяют 4 раза с изменением расхода закачки в пределах от 5 до 50 м³/сут до установления падения давления с 9 до 0,2 МПа. На четвертом этапе повышают давление закачки до 10 МПа при сохранении минимального расхода рабочего агента. Проводят технологическую выдержку в течение 20 мин при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении. При технологической выдержке в течение 20 мин отмечают падение давления до 0,1 МПа. Циклы повторяют до установления падения давления с 10 до 0,1 МПа за 20 мин выдержки. Постепенно повышают расход закачки рабочего агента с 5-50 до 30-100 м³/сут при сохранении давления закачки 10 МПа. Переходят к заводнению залежи. Достигнутый режим закачки рабочего агента используют при разработке нефтяной залежи. Разрабатывают нефтяную залежь. Ведут закачку рабочего агента при установленных давлении и расходе через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В результате на участке залежи удается сохранить начальное пластовое давление и выйти на расчетную нефтеотдачу залежи.

Применение предложенного способа позволит добиться освоения скважины с приемистостью, близкой к нулевой, с обеспечением приемистости под рабочим давлением закачки рабочего агента и обеспечение разработки залежи на режимах поддержания пластового давления.