способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка, при этом проводят исследования нагнетательных скважин, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента, нагнетательные скважины при закачке рабочего агента останавливают и запускают одновременно, отличающийся тем, что исследования нагнетательных скважин производят при средних значениях амплитуды месячных лунных приливов и отливов, в нагнетательных скважинах, где вскрытие пласта произведено выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, производят дополнительное вскрытие пласта ниже уровня ВНК, при этом остановку закачки рабочего агента в нагнетательные скважины производят только в период месячного лунного прилива пластовых вод.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку реагентов, повышающих нефтеизвлечение из скважины, периодически, при увеличении обводненности нефти до 95-99%, проводят через добывающие скважины в период месячного лунного отлива пластовых вод.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в трещинно-поровых коллекторах в период месячного лунного отлива пластовых вод из добывающих скважин увеличивают отбор нефти.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2061179, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. № 15 от 27.05.1996 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку рабочего агента через нагнетательные, отличающийся тем, что на залежи выделяют участки разработки в виде изолированных одна от другой линз, насыщенных нефтью, в пределах этих участков отбирают нефть до снижения начального пластового давления на 20-25%, в добывающих скважинах определяют пористость и проницаемость коллектора, мощность пласта и текущее пластовое давление, затем выбирают одну или несколько добывающих скважин, расположенных в центральной части участка разработки с наибольшими значениями пористости и проницаемости, мощностью не ниже среднего значения по участку и наименьшим значением пластового давления и переводят выбранные скважины в нагнетательные, при этом производят месячную закачку рабочего агента плотностью 1,09-1,11 г/см³ в объеме дебитов жидкости, при этом в качестве рабочего агента плотностью 1,09-1,11 г/см³ используют попутную девонскую воду, причем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины производят в циклическом режиме: 10-20 суток закачка, 10-20 суток остановка.

Недостатком данного способа является то, что за счет снижения пластового давления невозможно осуществить взаимодействие нагнетательных скважин при остановке закачки рабочего агента и очистки призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2303126, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. № 20 от 20.07.2007 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом определяется среднеарифметическая приемистость нагнетательных скважин, скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым, скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым, группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента из низкоприемистой в высокоприемистую скважину, при циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно, а цикл закачки назначают следующим: 10-20 суток - закачка, 10-20 суток - остановка.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность (до 30-40%) при смещении относительно месячных лунных приливов и отливов и при размещении вскрытия нагнетательных скважин выше уровня ВНК,

во-вторых, при увеличении обводненности нефти до 95-99% в добывающих скважинах не производится закачка химических реагентов, повышающих нефтеизвлечение из скважины, кроме того, не учитывается состояние добывающих скважин, особенно при добыче из трещинно-поровых коллекторов.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки залежи за счет сочетания закачки рабочего агента в нагнетательные скважины и их остановки, а также добывающих скважин при разработке трещинно-поровых коллекторов и в период их обводненности до 95-99% с периодом месячного лунного отлива-прилива пластовых вод.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 суток - закачка, 10-20 суток - остановка, при этом проводят исследования нагнетательных скважин, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента, нагнетательные скважины при закачке рабочего агента останавливают и запускают одновременно.

Новым является то, что исследования нагнетательных скважин производят при средних значениях амплитуды месячных лунных приливов и отливов, в нагнетательных скважинах, где вскрытие пласта произведено выше уровня водонефтянного контакта (ВНК), производят дополнительное вскрытие пласта ниже уровня ВНК, при этом остановку закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах производят только в период месячного лунного прилива пластовых вод.

Новым также является то, что закачку реагентов, повышающих нефтеизвлечение из скважины, периодически при увеличении обводненности нефти до 95-99% проводят через добывающие скважины в период месячного лунного отлива пластовых вод.

Новым также является то, что в трещинно-поровых коллекторах в период месячного лунного отлива пластовых вод из добывающих скважин увеличивают отбор нефти.

На фиг.1 изображен нефтяная залежь с добывающими и нагнетательными скважинами.

На фиг.2 представлено расстояние от Земли до Луны в период времени с 1 ноября по 19 декабря 2006 г.

На фиг.3 изображен разрез нагнетательной скважины.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи осуществляется следующим образом.

Способ разработки нефтяной залежи 1 (см. фиг.1), включающий постоянный отбор нефти через добывающие скважины 2; 2'; 2'' 2ⁿ и закачку рабочего агента (в качестве рабочего агента используют сточную воду этой же залежи) через нагнетательные скважины 3; 3'; 3'' 3ⁿ в циклическом режиме: 10-20 сут- закачка, 10-20 сут- остановка.

Все нагнетательные скважины 3; 3'; 3'' 3ⁿ сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов (на фиг.1, 2, 3 не показано) с возможностью перетока рабочего агента, причем все нагнетательные скважины 3; 3'; 3'' 3ⁿ при закачке рабочего агента останавливают и запускают одновременно.

Движется Луна под воздействием тяготения в основном двух небесных тел - Земли и Солнца, при этом солнечное притяжение вдвое больше земного. Луна находится на среднем расстоянии в 384400 км. На фиг.2 представлено расстояние от Земли до Луны в период времени с 1 ноября по 19 декабря 2006 г. В апогее это расстояние увеличивается до 405500 км, а в перигее уменьшается до 363300 км. Полный оборот вокруг земли луна совершает за 29,5 суток, если за начало отсчета принимать Солнце. За этот период, называемый синодическим месяцем, она проходит все фазы от новолуния к первой четверти, полнолунию, последней четверти и снова возвращается к фазе новолуния.

Подъем уровня водонефтяного контакта (ВНК) обозначает увеличение объема воды относительно нефти в соотношении «нефть-вода», а снижение уровня водонефтяного контакта обозначает уменьшение объема воды в соотношении «нефть-вода».

При этом снижение объемов извлечения в период месячных лунных приливов, когда количество воды в продукции скважины существенно увеличивается, значительно замедляет процесс обводнения продуктивного пласта, так как замедляет процесс «подтягивания» воды непосредственно к добывающей скважине.

Амплитуда месячных колебаний высоты столба жидкости в скважине составляет до 300 см. Так как волна обладает энергетической энергией, то должно быть движение пластового флюида. Если есть движение, то должен быть подъем водонефтяного контакта с восточного направления начала движения Луны и Солнца. Поэтому основным фактором, влияющим на колебание высоты столба в скважинах, являются лунно-солнечные приливные - отливные силы. Нагнетательные скважины 3; 3'; 3'' 3ⁿ согласно предложенного способа работают следующим образом.

Сначала производят исследования любым известным методом с целью определения приемистости пласта и давления закачки нагнетательных скважин 3; 3'; 3'' 3ⁿ при средних значениях (384400 км) амплитуды месячных лунных приливов и отливов (см. фиг.2) в течении 2 суток.

После чего в нагнетательных скважинах 3; 3'; 3'' 3ⁿ, где вскрытие 4 пласта 5 (см. фиг.3), произведено выше уровня водонефтянного контакта (ВНК), производят дополнительное вскрытие 6 пласта 5 ниже уровня ВНК в период месячного лунного отлива.

После чего в период месячного лунного отлива (см. фиг.2) производят закачку рабочего агента, например сточной воды, в течение 10-20 суток во все нагнетательные скважины 2; 2'; 2'' 2ⁿ. По окончании времени закачки вновь производят исследования нагнетательных скважин 3; 3'; 3'' 3ⁿ.

Далее в период месячного лунного прилива (см. фиг.2) пластовых вод производят остановку закачки рабочего агента в нагнетательные скважины 3; 3'; 3'' 3ⁿ.

Полный оборот вокруг Земли Луна совершает за 29,5 суток, что соответствует полному циклу работы нагнетательных скважин 3; 3'; 3'' 3ⁿ, как описано выше.

В процессе разработки залежи 1 на некоторых добывающих скважинах, например 2 и 2'', увеличивается обводненность нефти до 95 - 99%. Тогда останавливают эти добывающие скважины 2 и 2'' и производят в них закачку реагентов, повышающих нефтеизвлечение, например водного раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ), в качестве которого применяют водный раствор неонола АФ₉ -12 в концентрации, не превышающей 0,1%. После закачки в них реагентов, повышающих нефтеизвлечение, запускают добывающие скважины 2 и 2'' в прежний режим работы, при этом нефтеизвлечение из этих добывающих скважин 2 и 2'' увеличивается на 10-14%.

В трещинно-поровых коллекторах, разрабатываемых например, добывающими скважинами 2'; 2''', в период месячного лунного отлива пластовых вод увеличивают отбор нефти путем увеличения производительности глубинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано). Предложенный способ позволяет сократить энергозатраты на поддержание пластового давления за счет закачки реагентов в период месячного лунного отлива пластовых вод.

Также предлагаемый способ позволяет сохранить оптимальное соотношение водонефтяного баланса и сохранить коллекторские свойства пласта, так как закачка рабочего агента в нагнетательные скважины и их остановка сочетаются с периодом месячного лунного отлива-прилива пластовых вод.