СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМ КОЛЛЕКТОРОМ
DEVELOPMENT METHOD OF OIL-BEARING FORMATION WITH LOW-PERMEABLE COLLECTOR

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, опубл. 2002.05.20).
Известный способ предлагает наличие приемистости скважины, достаточной для закачки технологического раствора обычно применяемым оборудованием на обычных режимах закачки по давлению и расходу. Однако на скважинах с низкой приемистостью (близкой к нулю) применение обычных режимов закачки не приводит к поступлению технологического раствора в призабойную зону. При низкой приемистости применение высокопроизводительных насосов, способных подавать в скважину большой объем жидкости под большим давлением, приводит к полной потере приемистости и невозможности освоить скважину.
Известен 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 низкой приемистостью, однако при дальнейшей эксплуатации скважины как нагнетательной в системе разработки нефтяной залежи возникают трудности поддержания пластового давления. Давление закачки рабочего агента остается низким относительно рабочего давления закачки. Сохранить пластовое давление в районе такой скважины бывает весьма трудно или практически невозможно.
3
3
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором. На первом этапе при минимальном расходе закачки рабочего агента 5-50 м/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. Постепенно повышают расход закачки рабочего агента при сохранении рабочего давления закачки до достижения максимально достижимого расхода порядка 50-100 м/сут. Достигнутый режим закачки рабочего агента используют при разработке нефтяной залежи (Патент РФ №2304704, опубл. 2007.08.20 - прототип).
Известный способ не позволяет поддерживать пластовое давление в зоне нагнетания на уровне начального пластового давления, что отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению закачку рабочего агента ведут до потери приемистости нагнетательной скважины, останавливают закачку, снижают давление на устье скважины до атмосферного, проводят технологическую выдержку до появления приемистости и возобновляют закачку до следующей потери приемистости нагнетательной скважины, циклы закачки-остановки-снижения давления-технологической выдержки повторяют.
Признаками изобретения являются:
1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2) отбор нефти через добывающие скважины;
3) закачка рабочего агента до потери приемистости нагнетательной скважины;
4) остановка закачки;
5) снижение давления на устье скважины до атмосферного;
6) проведение технологической выдержки до появления приемистости;
7) возобновление закачки до следующей потери приемистости нагнетательной скважины;
8) повторение циклов закачки-остановки-снижения давления-технологической выдержки.
Признаки 1-2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором возникают трудности с закачкой рабочего агента через нагнетательные скважины. Минимальная приемистость нагнетательных скважин (близкая к нулю) 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. Закачка рабочего агента на режимах минимальной приемистости не позволяет поддерживать пластовое давление на уровне начального, снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.
При закачке рабочего агента в скважины, вскрывшие низкопроницаемый коллектор, было замечено, что обычно применяемые режимы закачки с давлением на устье порядка 10-20 МПа и текущим расходом приводят к обратному явлению, т.е. к полной потере приемистости. Скважина как бы запирается (захлопывается) и перестает принимать рабочий агент. Увеличение давления вплоть до давления разрыва пласта не приводит к появлению приемистости или в призабойной зоне появляется трещина гидроразрыва. Рабочий агент начинает фильтроваться по полученной трещине, не обеспечивая требуемого характера нефтевытеснения.
3
3
3
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 м/сут. исходя из возможностей насосного оборудования. Применение такого режима в редких случаях позволило сохранить имеющуюся минимальную приемистость и закачать в призабойную зону скважины часть рабочего агента. После закачки части рабочего агента на таком режиме приемистость скважины несколько возрастала, что позволило увеличить расход до 30-60 м/сут. и уменьшить давление закачки до предела, при котором скважина продолжает принимать, т.е. до 6-10 МПа. 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 м/сут., что явно недостаточно для заводнения и поддержания пластового давления.
Согласно предложенному способу при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Закачку рабочего агента ведут через обратный клапан для предотвращения излива после остановки закачки или закрывают задвижку на нагнетательной линии в момент остановки закачки (первый вариант предпочтительнее). Закачку ведут при давлении и расходе до полной потери приемистости нагнетательной скважины, т.е. при давлении на устье порядка 10-15 МПа и расходе рабочего агента, необходимом для поддержания пластового давления. Постепенно приемистость скважины снижается почти до нуля. Останавливают закачку. Снижают давление на устье нагнетательной скважины до атмосферного. Проводят технологическую выдержку до появления приемистости скважины и возобновляют закачку при прежнем давлении и расходе до потери приемистости нагнетательной скважины. Циклы закачки-остановки-снижения давления-технологической выдержки повторяют.
Постепенно при повторении циклов возможно увеличение приемистости скважины, что, видимо, связано с появлением новых и увеличением существующих каналов в низкопроницаемом коллекторе. Проницаемость призабойной зоны скважины увеличивается. Суммарно удается закачать через скважину больший объем рабочего агента, чем в прототипе, а следовательно, в большей степени поддерживать и (или) поднять пластовое давление и обеспечить повышение нефтеотдачи залежи.
Пример конкретного выполнения
2
3
3
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,12 мкм, 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, вязкость - 16 мПа·с, давление насыщения - 8 МПа, газосодержание - 47,5 м/т, содержание серы - 1,64%. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин. 2 нагнетательные скважины имеют приемистость близкую к нулевой. На этих скважинах проводят работы согласно заявленному способу.
В качестве рабочего агента при заводнении залежи применяют пластовую воду.
3
Закачку рабочего агента через 2 нагнетательные скважины ведут при давлении 10 МПа и расходе до 100 м/сут., т.е. при давлении и расходе, вызывающих потерю приемистости низкопродуктивной нагнетательной скважины. Через некоторое время скважина перестает принимать рабочий агент. Останавливают закачку, снижают давление на устье скважины до атмосферного, проводят технологическую выдержку до снижения забойного давления до давления более пластового на 0-10%. При этом появляется приемистость скважины. Возобновляют закачку при вышеуказанных давлении и расходе. Циклы закачки-остановки-снижения давления-технологической выдержки повторяют. Через 15 сут. такого режима закачки рабочего агента приемистость скважины возросла на 50%, что позволило сократить технологическую выдержку и закачивать рабочий агент в циклическом режиме, близком к постоянному.
В результате нефтеотдача залежи возросла на 1,1%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.