способ разработки нефтяной залежи с помощью импульсного режима отбора жидкости

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с помощью импульсного режима отбора жидкости, включающий выделение локально приподнятых участков продуктивного пласта с добывающими скважинами и проведение на выделенных участках отбора жидкости как на начальной, так и на поздней стадии разработки через добывающие скважины с обводнением добываемой продукции более 60%, отличающийся тем, что разработку нефтяной залежи производят через добывающие скважины в импульсном режиме как на начальной, так и на поздней стадии разработки, причем для импульсного режима отбора жидкости используют добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции более 60%, с высокой продуктивностью пласта и с высоким статическим и динамическим уровнем затрубной жидкости, для каждой скважины устанавливают максимально возможные снижения затрубного уровня вплоть до технически возможного, после чего производят отбор жидкости с одновременным восстановлением динамического уровня с максимально сниженного уровня до установившегося уровня, на каждой скважине проводят импульсный режим отбор до полного обводнения или рентабельного уровня добычи.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с помощью импульсного режима отбора жидкости через добывающие скважины.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент РФ № 2096593, Е21В 43/20, бюл. № 32 от 20.11.1997 г.), включающий циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. На залежи выделяют участок разработки с пониженной нефтенасыщенностью пласта и с превышением степени обводненности добываемой продукции над степенью выработки начальных извлекаемых запасов. На участке разработки циклический режим работы нагнетательных скважин проводят с ограничением объемов закачки ниже объемов отбора жидкости по участку. До 30% отбора добываемой продукции перераспределяют от добывающих скважин с обводненностью менее 60% с интенсификацией отборов из малообводненных скважин. Добывающие скважины с обводненностью более 96%, размещенные вблизи нагнетательных скважин, запускают в момент остановки нагнетательных скважин и останавливают при запуске нагнетательных скважин. Добывающие скважины с обводненностью более 96%, размещенные на залежи, запускают и останавливают в соответствии с запуском и остановкой нагнетательных скважин для снижения пластового давления и перераспределения направлений потоков пластовых флюидов. Разработку участка в установленном режиме продолжают до снижения пластового давления на участке разработки с нефтенасыщенностью более 0,55 до пластового давления менее 0,55 до пластового давления менее начального на 2-4 МПа.

Недостатками данного способа являются:

во-первых, способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи;

во-вторых, сложная технология осуществления способа, при этом в разработку включаются добывающие скважины с обводненностью более 96%, поэтому осуществление данного способа становится экономически не целесообразным.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент РФ № 2282025, МПК 7 Е21В 43/20, бюл. № 23 от 20.08.2006 г.), включающий выделение локально приподнятых участков продуктивного пласта с добывающими скважинами и проведение на выделенных участках форсированного отбора жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что форсированный отбор проводят на начальной стадии разработки, для форсированного отбора используют добывающие скважины с обводнением добываемой продукции более 60%, для каждой скважины в качестве форсированного отбора устанавливают отбор с его увеличением от 1,5 до десятков раз, для чего на каждой скважине проводят установленный форсированный отбор до полного обводнения или до обводнения добываемой продукции 96%, останавливают скважину, проводят технологическую выдержку до снижения обводнения добываемой продукции, дальнейший отбор продукции из скважины ведут в циклическом режиме: установленный форсированный отбор до полного обводнения или до обводнения 96% - остановка скважины с технологической выдержкой до снижения обводнения добываемой продукции, при этом дополнительно проводят работы по селективной изоляции или отключению обводненной части пласта.

Данный способ позволяет интенсифицировать разработку месторождения, однако продукция скважины резко обводняется, вследствие чего попутно добываются большие объемы пластовой воды.

Задачей изобретения является создание способа, позволяющего повысить нефтеотдачу нефтяного месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем выделение локально приподнятых участков продуктивного пласта с добывающими скважинами и проведение на выделенных участках импульсного отбора жидкости через добывающие скважины, согласно изобретению импульсный режим отбора жидкости проводят как на начальной, так и на поздней стадии разработки, для импульсного режима отбора жидкости используют добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции более 60%, с коэффициентом продуктивностью пласта не менее 1,1 т/сут·атм и со статическими уровнями затрубной жидкости не ниже 200 м от устья скважины и динамическими уровнями затрубной жидкости не ниже 300 м от устья скважины.

Новизной является то, что разработку добывающих скважин ведут в импульсном режиме как на начальной, так и в поздней стадии разработки, причем для импульсного режима используют добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции более 60%, с коэффициентом продуктивностью пласта не менее 1,1 т/сут·атм и со статическими уровнями затрубной жидкости не ниже 200 м от устья скважины и динамическими уровнями затрубной жидкости не ниже 300 м от устья скважины, для каждой скважины устанавливают максимально возможное снижения затрубного уровня вплоть до низа колонны насосано-компрессорных труб, после чего производят отбор жидкости с одновременным восстановлением динамического уровня с максимально сниженного уровня до установившегося уровня, на каждой скважине проводят импульсный режим отбора до обводнения скважинной продукции более 98,5% или суточного дебита нефти менее 2 тонн.

Для осуществления предложенного способа разработки нефтяной залежи с помощью импульсного режима отбора жидкости производят:

1) выделение локально приподнятых участков продуктивного пласта;

2) проведение на выделенных участках импульсного режима отбора жидкости через добывающие скважины;

3) использование импульсного режима отбора жидкости на скважинах с наличием не выработанных запасов нефти, с высокой интенсивностью обводнения, с коэффициентом продуктивностью пласта не менее 1,1 т/сут·атм;

4) определение максимально возможного уровня снижения затрубной жидкости вплоть до низа колонны насосано-компрессорных труб;

5) определение эффективного времени перетока жидкости из матрицы породы в трещинную систему при импульсном режиме;

6) снижение уровня затрубной жидкости с помощью инертных газов или пенных материалов;

7) одновременный отбор жидкости с помощью глубинного насоса и восстановление динамического уровня с максимально сниженного уровня до постоянного уровня;

8) процесс нестационарного дренирования жидкости в пласте путем резкого увеличения репрессии затем депрессии на пласт и постепенного восстановления забойного давления.

На фиг.1, 2 представлена схема различных вариантов работы скважин с импульсным режимом отбора жидкости на основе снижения уровня затрубной жидкости азотным компрессором.

После обводнения скважинной продукции более 98,5% или суточного дебита нефти менее 2 тонн рекомендуется провести работы по селективной изоляции или отключению обводненной части пласта составами, содержащими большой объем наполнителей.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи с помощью импульсного режима отбора жидкости позволяет увеличить нефтеотдачу пластов, а именно:

- происходит более интенсивное истечение жидкости из матрицы, микротрещин из-за большого gradP между трещинами и матрицей;

- более эффективная разработка матрицы пласта;

- вовлечение в разработку малодренируемых участков пласта из-за увеличения депрессии на пласт;

- увеличение контура питания;

- увеличение скорости потока, приводящего к вовлечению в разработку капиллярно-защемленной нефти;

- увеличение отбора жидкости в гидрофобных коллекторах приводит к более эффективному доотмыву пленочно-связанной нефти.