СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ разработки нефтяной залежи, согласно которому нефтяную залежь разрабатывают на естественном режиме, отбирая нефть через вертикальные и горизонтальные добывающие скважины. На залежи определяют продольную ось и зоны с повышенной и пониженной проницаемостью. Вертикальные добывающие скважины размещают рядами вдоль продольной оси. Горизонтальные добывающие скважины размещают веерообразно под углом к продольной оси залежи, не меньшим 30°, одновременно в зонах с повышенной и пониженной проницаемостью (патент РФ №2061176, опублик. 1996.05.27).
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи, поскольку не предусматривается восстановление пластового давления, снижающегося при отборе нефти через добывающие скважины.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, разрабатываемой на естественном режиме. По способу в качестве добывающих скважин используют разветвленные в горизонтальной плоскости криволинейные горизонтальные скважины. Отбор нефти ведут циклически остановкой и включением всех добывающих скважин. При включении скважин отбор нефти ведут до снижения текущего пластового давления до 60-80% от начального, а остановку скважин проводят до восстановления текущего пластового давления до 70-90% от начального (патент РФ №2287675, опублик. 2006.11.20 - прототип).
Недостатком известного способа является постепенное снижение пластового давления несмотря на остановки скважин, что приводит к невысокой нефтеотдаче залежи.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи с пониженным текущим пластовым давлением.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению разработку ведут до снижения пластового давления в продуктивных пластах, не менее чем на 50% от начального, переводят низкодебитные добывающие скважины в нагнетательные или бурят отдельные нагнетательные скважины, в качестве таких скважин выбирают скважины, при закачке рабочего агента в которые фронт рабочего агента не успеет подойти к добывающим скважинам в течение не менее 3 лет, при этом во вновь введенных в эксплуатацию нагнетательных скважинах верхний пласт обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют и перфорируют, а нижний пласт проходят открытым забоем без обсаживания, а закачку рабочего агента через нагнетательные скважины ведут в оба пласта одновременно с преимущественным расходом рабочего агента в нижний пласт и преимущественной выработкой запасов нижнего пласта.
Признаками изобретения являются:
1) отбор нефти через добывающие скважины;
2) разработка до снижения пластового давления в продуктивных пластах, не менее чем на 50% от начального;
3) перевод низкодебитных добывающих скважин в нагнетательные или бурение отдельных нагнетательных скважин;
4) в качестве таких скважин выбор скважин, при закачке рабочего агента в которые фронт рабочего агента не успеет подойти к добывающим скважинам в течение не менее 3 лет;
5) во вновь введенных в эксплуатацию нагнетательных скважинах обсаживание верхнего пласта эксплуатационной колонной, цементирование и перфорирование
6) проходка нижнего пласта открытым забоем без обсаживания;
7) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в оба пласта одновременно с преимущественным расходом рабочего агента в нижний пласт и преимущественной выработкой запасов нижнего пласта.
Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи снижающееся пластовое давление приводит к снижению нефтеотдачи залежи. В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи с пониженным текущим пластовым давлением. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления в продуктивных пластах не менее чем на 50% от начального. При этом удается максимально отобрать нефть из залежи на естественном наиболее экономичном режиме разработки. Затем переводят низкодебитные добывающие скважины в нагнетательные или бурят отдельные нагнетательные скважины, в качестве которых выбирают скважины, при закачке рабочего агента в которые фронт рабочего агента не успеет подойти к добывающим скважинам в течение не менее 3 лет. Данный анализ проводят на модели пласта. Как правило, на вновь пробуренных нагнетательных скважинах такой параметр не выдерживается, что приводит к быстрому обводнению добывающих скважин, захоронению нефти в пласте и снижению нефтеотдачи залежи. При этом во вновь введенных в эксплуатацию нагнетательных скважинах верхний пласт обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют и перфорируют, а нижний пласт проходят открытым забоем без обсаживания. За счет этого приемистость верхнего пласта оказывается меньше приемистости нижнего пласта. При закачке рабочего агента (воды) в такую скважину рабочий агент будет поступать в оба пласта одновременно, но с преимущественным расходом рабочего агента в нижний пласт и, следовательно, преимущественной выработкой запасов нижнего пласта. При этом исключается воздействие подстилающей воды на верхний пласт и сохраняется длительное время режим разработки верхнего пласта без обводнения подстилающей водой. Такая система разработки позволяет повысить пластовое давление, получить максимальный охват пласта воздействием и повысить нефтеотдачу залежи.
Пример конкретного выполнения
Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь.
Верхний пласт имеет следующие характеристики: по результатам исследования керна верхнетурнейские отложения кизеловско-черепетского горизонта представлены в основном комковатыми известняками. Структура порового пространства напоминает песчаники: межформенные крупные поры соединены короткими и широкими каналами. Средние значения открытой пористости у пластов различаются незначительно (кизеловский - 11,5%, черепетский - 10,5%), а значения коэффициента газопроницаемости - очень резко: в 5,4 раза (кизеловский - 27 мД, черепетский - 5 мД).
Нижний пласт имеет характеристики: в нижнетурнейском отложении малевско-упинского горизонта преобладают обломочные известняки сильнопористые (14-19%), проницаемые (200-300 мД). Поры крупные, переходящие в каверны. По высоте залежи карбонатного коллектора наблюдается повышение вязкости пластовой нефти в подошвенной части до 4-5 раз по сравнению с кровельной частью.
3
2
Плотность нефти турнейского яруса изменяется в пределах 0,898-0,951 г/см, вязкость 34,4-380 мкм/см, массовое содержание асфальтенов 5,4-11,3%, смол селикагелевых 13,3-100%, парафинов 1,4-3,4%.
Через 5 добывающих скважин отбирают нефть из верхнего пласта, через 4 добывающие скважины отбирают нефть из нижнего пласта. Разработку ведут до снижения пластового давления в районе скважин до 5-40% от начального. Проводят анализ скважин и переводят низкодебитную добывающую скважину в нагнетательную. В качестве такой скважины выбирают скважину, при закачке рабочего агента в которую фронт рабочего агента не успеет подойти к добывающим скважинам в течение 3,5 лет. При этом во вновь введенной в эксплуатацию нагнетательной скважине верхний пласт обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют и перфорируют, а нижний пласт проходят открытым забоем без обсаживания. Закачку рабочего агента через нагнетательную скважину ведут в оба пласта одновременно с преимущественным расходом рабочего агента в нижний пласт и преимущественной выработкой запасов нижнего пласта. Через существующие добывающие скважины отбирают продукцию (нефть). При этом пластовое давление постепенно повышается, достигая 60-90% от начального.
В результате нефтеотдача залежи возросла с 30 до 42%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи с пониженным текущим пластовым давлением.