СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
DEVELOPMENT METHOD OF OIL FIELD

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с большой толщиной.
В настоящее время основным способом разработки нефтяного пласта считается его заводнение через систему нагнетательных скважин, расположенных за контуром нефтеносности залежи или внутри контура. Внутриконтурное заводнение встречается чаще, особенно в низкопроницаемых пластах, представленных преимущественно пористотрещинноватым коллектором. Заводнение таких пластов позволяет добыть не более 30% нефти от первоначальных запасов. Основной причиной такой низкой результативности заводнения является образование сквозных трещин, соединяющих забои нагнетательных и добывающих скважин, вследствие чего вода, проходя напрямую к добывающей скважине, не участвует в процессе вытеснения нефти. Кроме того, содержащиеся в воде илистые частицы блокируют мелкие и мельчайшие трещины, образованные в ходе сингенетических и эпигенетических процессов, вследствие чего остаются только крупные трещины, облегчая образование сквозных каналов под действием давления нагнетания.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные (патент RU 2105871, опубл. 27.02.1998).
Способ позволяет вовлечь в разработку дополнительные зоны, однако нефтеотдача залежи остается невысокой.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий подачу в нагнетательную скважину по колонне лифтовых труб воду и одновременно по затрубному пространству газ, при этом темп нагнетания данных агентов устанавливают так, чтобы при максимальном расходе одного из них, например воды, расход второго, например газа, был минимальный, после чего плавно изменяют режим - снижают до минимального расход первого агента - воды и увеличивают до максимального расход второго агента - газа. Циклы в указанной последовательности многократно повторяют (патент RU 2088750, опубл. 27.08.1997).
Изобретение позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения за счет более полного охвата залежи вытеснением закачиваемыми агентами при увеличении их вертикальных перетоков.
Недостатком данного изобретения является перевод ранее действующих нагнетательных скважин с формированной системой фильтрации под одновременное нагнетание газа и воды, что не в полной мере способствует увеличению охвата пласта дренированием, так как основной объем закачиваемого агента двигается по ранее сформированным фильтрационным каналам к забоям добывающих скважин, не выполняя полезной работы. С технологической точки зрения сложность реализации способа состоит в создании высокого давления в межзатрубном пространстве 18÷30 МПа при закачке газа и воды, что может привести к нарушению целостности эксплуатационной колонны, которая при строительстве скважины опрессовывается на герметичность давлением 10÷15 МПа. Также возможны осложнения, вызванные образованием гидратов в призабойной зоне пласта при совместной закачке воды и газа.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие, перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, выбор добывающей скважины, первой отреагировавшей на закачку преждевременным прорывом закачиваемых вод, ограничение отбора в выбранной скважине вплоть до полной остановки скважины и при отсутствии снижения обводненности перевод скважины в нагнетательную (патент RU 2335627, опубл. 10.10.2008).
Особенностью способа является то, что в обеих нагнетательных скважинах, переведенной под нагнетание и в прежней, от которой обводнилась переведенная скважина, организуют встречное заводнение, при этом объем воды, закачиваемый в прежнюю нагнетательную скважину, распределяют равномерно на обе скважины, прежнюю и переведенную, при сохранении баланса объема закачиваемой воды в нагнетательные скважины и отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях. В этом случае закачиваемая вода фильтруется через стенки сквозного канала с большей интенсивностью и оттесняет нефть от стенок канала в глубь пласта к добывающим скважинам, что приводит к увеличению охвата пласта и повышению нефтеотдачи.
Однако применение известного способа может быть недостаточно эффективно при разработке нефтяного пласта большой толщины, особенно при наличии в нем естественных трещин, в этом случае эффективность встречного заводнения снижается вследствие растекания воды по подошве пласта, оставляя без воздействия прикровельную часть.
Технической задачей предлагаемого способа разработки нефтяной залежи, имеющей большую толщину пласта (более 10 м), является повышение нефтеотдачи залежи путем вовлечения в разработку прикровельной части мощного продуктивного пласта за счет гравитационного перераспределения закачиваемых агентов в пласте.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, выбор добывающей скважины, первой отреагировавшей на закачку преждевременным прорывом закачиваемой воды, ограничение отбора в выбранной скважине вплоть до полной остановки скважины и при отсутствии снижения обводненности перевод скважины в нагнетательную, согласно изобретению в переведенную под нагнетание добывающую скважину производят закачку газа, которую ведут при остановленной нагнетательной скважине, от которой обводнилась переведенная под нагнетание газа добывающая скважина, и работающем фонде соседних добывающих скважин, при этом нагнетание газа в выбранную добывающую скважину продолжают до прорыва газа в одну из соседних добывающих скважин работающего фонда, после чего переведенную под нагнетание газа добывающую скважину останавливают и возобновляют закачку воды в остановленную нагнетательную скважину.
Сущность изобретения.
Под нагнетание газа переводится обводненная добывающая скважина, которая реагирует на закачку нагнетательной скважины, между которыми выявлена прямая гидродинамическая связь геофизическими исследованиями либо по результатам трассерных исследований. Нагнетание газа позволяет оттеснить прорвавшуюся воду и значительно ограничить ее влияние. Газ, как и вода, двигаясь по пути наименьшего сопротивления, в первую очередь, заполняет трещиноватый объем коллектора, в данном случае газ заполняет высокопроводящий размытый канал, соединяющий забои нагнетательной и добывающей скважин. За счет давления нагнетания газ начинает фильтроваться через стенки высокопроводящего канала в глубь залежи и под действием силы гравитации вытесняет нефть, находящуюся в слабодренируемых прикровельных поровых зонах пласта.
Воздействие на нефтяной пласт одним газом приведет к быстрому прорыву газового агента при низкой степени вытеснения нефти (0,15-0,25). Степень вытеснения нефти значительно увеличивается при переменной закачке оторочек газа и воды. Закачку газа продолжают до того момента, пока газ не появится в одной из соседних окружающих добывающих скважин работающего фонда, о чем будет свидетельствовать увеличение газового фактора добываемой продукции в этой скважине. После чего возобновляют закачку воды в остановленную нагнетательную скважину.
Способ реализуется следующим образом.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти - через добывающие скважины и перевод обводнившейся добывающей скважины под нагнетание газа. Для нагнетания газа выбирается добывающая скважина, первая отреагировавшая на преждевременный прорыв закачиваемой воды, обводненность продукции в такой скважине может достигать 100%. В этом случае ограничивают отбор продукции в выбранной скважине вплоть до полной остановки скважины. При отсутствии снижения обводненности выбранную добывающую скважину переводят под нагнетание газа при остановленной нагнетательной скважине, от которой обводнилась добывающая скважина. В процессе нагнетания газа в выбранную добывающую скважину любым известным методом осуществляют контроль за газовым фактором добываемой продукции в соседних добывающих скважинах и при значительном превышении газового фактора добываемой продукции над первоначальным в одной из соседних добывающих скважин работающего фонда судят о прорыве газа в эту скважину. После чего закачку газа в выбранную добывающую скважину прекращают и скважину останавливают, после этого возобновляют закачку воды в остановленную нагнетательную скважину.
В качестве закачиваемой воды используют, например, подтоварную воду, в качестве газа - например, угарный, углекислый или азотный газ.
Пример.
2
3
3
3
Разрабатывают нефтяную залежь на месторождении Западной Сибири со следующими характеристиками: глубина залежи 1644 м, толщина пласта 26 м, пористость 26,4%, средняя проницаемость 0,164 мкм, средняя продуктивность 17,6 м/(сут·МПа), начальное пластовое давление 17,6 МПа, пластовая температура 60°С, параметры пластовой нефти: плотность 752 кг/м, вязкость 1,51 мПа·с, давление насыщения 11,6 МПа, газосодержание 86 м/т.
На чертеже приведен фрагмент схемы размещения скважин месторождения, на которой показана нагнетательная скважина с окружающими добывающими скважинами.
3
3
3
В процессе разработки нефтяной залежи было установлено, что обводненность продукции добывающей скважины 16479 в течение двух месяцев увеличивалась от 0 до 99,9% при росте дебита по жидкости от 3 до 100 т/сут, приемистость соседней нагнетательной скважины 16476 выросла в 2,5 раза. По результатам проведенных гидродинамических исследований была установлена прямая гидродинамическая связь между нагнетательной скважиной 16476 и добывающей скважиной 16479. После ограничения закачки воды в нагнетательную скважину 16476 до 100 м/сут динамический уровень в добывающей скважине 16479 снизился, что обусловило ее перевод на периодический режим работы. После трех месяцев работы добывающей скважины 16479 в периодическом режиме скважина была переведена в нагнетательную под закачку газа при временно остановленной нагнетательной скважине 16476. В результате нагнетания газа обводненность продукции соседних добывающих скважин снизилась до 30÷40%, дебит жидкости возрос до 140 т/сут. В процессе нагнетания газа осуществляли контроль газового фактора добываемой продукции в соседних добывающих скважинах. Начало прорыва газа в одну из соседних добывающих скважин зафиксировано через 15 месяцев после закачки газа в переведенную под нагнетание добывающую скважину 16479, о чем свидетельствовало значительное увеличение газового фактора добываемой продукции над первоначальным в соседней добывающей скважине 16473 с 91 до 146 м/т, после чего прекратили закачку газа в скважину 16479, которую остановили, и возобновили закачку воды в нагнетательную скважину 16476 с первоначальной приемистостью 200÷250 м/сут. Проведенные операции привели к росту добычи нефти в соседних добывающих скважинах до 70÷85 т/сут.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.