способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин, пробуренных в процессе разработки, отличающийся тем, что анализируют плотности буровых глинистых растворов, использованных при бурении скважин начальной сетки и скважин уплотняющего бурения, анализируют фильтрационно-емкостные характеристики пластов согласно геофизическим материалам первичного и последующего бурения и их возможные изменения от кольматации привнесенной глиной в процессе бурения и при закачке рабочих агентов, влияющих на набухание природной глины в пласте, по изменению пористости, пластового давления и коэффициента продуктивности выносят заключение о наличии или отсутствии глины в околоскважинной зоне и в пласте и в соответствии с вынесенным заключением назначают рабочий агент, режимы разработки и методы повышения нефтеотдачи пластов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей углеводородов, осложненных наличием зон с различной глинистостью.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение скважин на площади залежи и добычу углеводородов через добывающие скважины. Для залежи, представленной аллювиальными отложениями, на этапе бурения скважин по редкой сетке по данным геофизических и керновых исследований строят карту литологических фациальных отложений продуктивного пласта. В пределах пойменных отложений с низкой проницаемостью и высокой расчлененностью залежи сетку скважин уплотняют. В пределах русловых отложений сетку уплотняют на этапе довыработки запасов углеводородов (патент РФ № 2237155, опубл. 2004.09.27 - прототип).

Известный способ не позволяет учесть глинистость коллектора при разработке залежи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому последовательно строят карты начальных извлекаемых запасов, активных извлекаемых запасов, недренируемых запасов нефти и текущих нефтенасыщенных толщин, оконтуривают на последней карте участки размещения уплотняющего фонда скважин, ограничиваемые величиной текущей нефтенасыщенной толщины, не меньшей величины предельной рентабельной толщины разбуривания, и дополнительные скважины бурят в точках оконтуренных участков, где величина недренируемых запасов обеспечивает рентабельную эксплуатацию скважин (патент РФ № 2087687, опубл. 1997.08.20 - прототип).

Недостатком известного способа является отсутствие учета и неопределенность наличия или отсутствия глинистой составляющей по простиранию пласта коллектора, что приводит к неоправданным режимам разработки и снижению нефтеотдачи залежи.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин, пробуренных в процессе разработки, согласно изобретению анализируют плотности буровых растворов, использованных при бурении скважин начальной сетки, и скважин уплотняющего бурения, анализируют фильтрационно-емкостные характеристики пластов согласно геофизических материалов первичного и последующего бурения и их возможные изменения от кольматации глин в процессе бурения и при закачке рабочих агентов, влияющих на набухание глин в пласте, выносят заключение о наличии или отсутствии глины в околоскважинной зоне и в пласте и в соответствии с вынесенным заключением назначают рабочий агент, режимы разработки и методы повышения нефтеотдачи пластов.

Признаками изобретения являются:

1) отбор нефти через добывающие скважины;

2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

3) уплотнение сетки скважин, пробуренных в процессе разработки;

4) анализ плотности буровых растворов, использованных при бурении скважин начальной сетки, и скважин уплотняющего бурения;

5) анализ фильтрационно-емкостных характеристик пластов согласно геофизических материалов первичного и последующего бурения и их возможные изменения от кольматации глин в процессе бурения и при закачке рабочих агентов, влияющих на набухание глин в пласте;

6) вынесение заключения о наличии или отсутствии глины в околоскважинной зоне и в пласте;

7) в соответствии с вынесенным заключением назначение рабочего агента, режимов разработки и методов повышения нефтеотдачи пластов.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи нередко возникает ситуация, когда свойства коллектора в околоскважинной зоне и свойства коллектора в пласте не совпадают. Проводимые каротажные исследования в скважине после бурения фиксируют свойства околоскважинной зоны, измененной в результате бурения, и, в частности, измененной в результате насыщения околоскважинной зоны глиной от применения тяжелых буровых глинистых растворов. Дополнительное разбуривание проводят в течение длительного периода разработки нефтяной залежи. При этом коллекторские свойства продуктивных пластов уточняются, проводится их анализ. Одновременно изменяются и сами коллекторские свойства, такие как пористость, глинистость, проницаемость и др. Как показывает практика при бурении скважин начальной сетки и уплотняющей сетки применяют буровые растворы различной плотности. Часто без учета пластового давления участка применяли и применяют тяжелые глинистые буровые растворы. Поэтому в процессе вскрытия продуктивной части разреза происходит кольматация глиной околоскважинной зоны за счет фильтрации бурового раствора в коллектор.

Имеющаяся информация об околоскважинной зоне пробуренных в 1970-1990 гг. скважин с целью уплотнения первоначальной сетки, когда вскрытие коллектора производилось на буровых растворах плотностью более чем 1,2 кг/м³ без учета пластового давления на момент вскрытия, приводило к тому, что противодавление на пласт составляло более 3 МПа. Геофизические исследования околоскважинной зоны не позволяют в полном объеме ответить на вопрос о характере глинистой составляющей коллектора, о природе происхождения, что в свою очередь влияет на методы и способы технологии повышения нефтеотдачи пластов, на режим разработки. Это приводит к неоправданным затратам и неточному назначению режимов разработки и в конечном счете к снижению нефтеотдачи залежи.

На свойства коллектора в пласте также накладывает отпечаток разработка нефтяной залежи. В зависимости от локальных целей и задач может быть повышено или снижено пластовое давление. В результате закачки пресной воды в глинистый коллектор возможно набухание глин и снижение проницаемости коллектора.

Отсутствие учета этих факторов приводит к неправильной оценке состояния разработки, в частности глинистости коллектора или околоскважинной зоны. Это приводит к неоправданным затратам, неточному назначению режимов разработки и в конечном счете к снижению нефтеотдачи залежи.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом. При разработке нефтяной залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин, пробуренных в процессе разработки. Анализируют плотности буровых растворов, использованных при бурении скважин начальной сетки, и скважин уплотняющего бурения, анализируют фильтрационно-емкостные характеристики пластов согласно геофизических материалов первичного и последующего бурения и их возможные изменения от кольматации глин в процессе бурения и при закачке рабочих агентов, влияющих на набухание глин в пласте, выносят заключение о наличии или отсутствии глины в околоскважинной зоне и в пласте и в соответствии с вынесенным заключением назначают рабочий агент, режимы разработки и методы повышения нефтеотдачи пластов.

Имеет ли глинистость природный характер или привнесенный в процессе бурения скважины определяют по первому окружающему ряду скважин, пробуренных в первую стадию при начальной сетке скважин. Также способом определения служит полученный при первичном вскрытии коэффициент относительной продуктивности (ОП, и (или) скин-эффект) и вторичном вскрытии коэффициент продуктивности. Первый показывает, как соотносятся между собой продуктивности ближней околоскважинной зоны и дальней по пласту.

Назначают рабочий агент, не вызывающий разбухания монтмориллонитовых глин при условии природного происхождения.

При природном происхождении глин проводят технологии повышения нефтеотдачи пластов, направленные на разглинизацию коллектора, так называемую «усушку».

При условии закольматированности призабойной зоны фильтратом бурового раствора проводят глинокислотные обработки и(или) гидроразрыв пласта, глубоко проникающую перфорацию, др.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1730 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 40°С, пористость 21,2, проницаемость 300 мкм² , нефтенасыщенность 78,2%, плотность нефти 802 кг/м³ , вязкость нефти 3,8 МПа·с, количество пластов 3, средняя толщина пластов 2,5 м. Первоначально на залежи размещают скважины по рядной системе с плотностью сетки скважин 800×800 м. Бурение скважин ведут на глинистых облегченных растворах. Закачивают пресную воду в ограниченные участки залежи в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Через 5-10 лет уплотняют сетку скважин до плотности 400×400 м. За время разработки пластовое давление на одних участках возросло с 15,0 до 16,5 МПа, что вызвало необходимость в применении тяжелых буровых глинистых растворов при бурении скважин для уплотнения сетки, на других упало с 15,0 до 13,0 МПа. Анализируют данные разработки залежи, анализируют фильтрационно-емкостные характеристики пластов и их изменение при закачке рабочих агентов. Устанавливают, что пористость равна 25, пластовое давление 13,0 МПа, коэффициент относительной продуктивности 0,6, коэффициент продуктивности 0,2, что свидетельствует о закольматированной прискважинной зоны в процессе первичного вскрытия. Выявляют, что на участке закачки пресной воды не произошло увеличения глинистости коллектора и снижения проницаемости. Это свидетельствует об отсутствии или незначительном количестве глины в пласте. Отмечают продуктивные пласты в скважинах данного участка, пробуренных на глинистых растворах малой плотности, и сравнивают данные исследований в скважинах, пробуренных на глинистых растворах высокой плотности. В ряде случаев отмечают в интервалах продуктивных пластов в скважинах, пробуренных на глинистых растворах, повышенное содержание глины. Делают заключение о том, что глина в околоскважинной зоне привнесена при бурении на глинистом растворе, а в пласте количество глины незначительное. Показания глинистости при каротажных исследованиях рассматривают как свидетельство насыщения околоскважинной зоны глиной от тяжелых буровых растворов. По результатам анализа с целью повышения нефтеотдачи, темпов выработки принимают решение о способе воздействия на околоскважинную зону или на пласт, т.е. «усушку глин» коллектора или обработку прискважинной зоны.

В результате включения в разработку дополнительных запасов удается повысить нефтеотдачу участков залежи на 2,5%.