СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕЛКИХ ОТДЕЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ ЛИНЗ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF SEPARATE SMALL OIL LENSES

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке литологически экранированных нефтяных залежей.
Известен способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной, включающий чередование закачки воды с гидроразрывом пористой среды и регулируемым сбросом давления и отбора пластовой жидкости. Закачку воды осуществляют при давлении на забое скважины, превышающем давление разрыва пористой среды и достаточном для создания глубокопроникающих в пласт к границам линзы вертикальных трещин. Прекращают закачку воды при восстановлении пластового давления до первоначального уровня. Быстро сбрасывают давление на забое скважины. Преобразуют скважину под эксплуатацию и отбирают пластовую жидкость до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного (патент РФ №2150578, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.06.2000 г.).
Известный способ позволяет осуществить чередование закачки и отбора и добиться повышения нефтеотдачи, однако значительная часть запасов нефти остается невыработанной, т.к. не учитывается изменение свойств пласта в ходе разработки.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной, включающий чередование отбора пластовой жидкости до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного и закачки воды с повышением пластового давления. В способе анализируют профиль линзы, определяют границы и участки с пониженным и повышенным расположением залежи, через вертикальную скважину в продуктивный пласт в направлении пониженного или повышенного участка бурят не менее одного горизонтального ствола, закачку воды производят периодически в пониженный участок линзы, а отбор пластовой жидкости ведут периодически из повышенного участка линзы (патент РФ №2242594, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.12.2004 г.).
Известный способ позволяет добиться повышения нефтеотдачи за счет бурения дополнительного горизонтального ствола, однако здесь также не учитывается изменение свойств пласта в ходе разработки. Для мелких нефтяных линз бурение горизонтального ствола - экономически затратное мероприятие и не всегда приводит к положительному экономическому эффекту.
Технической задачей изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивного пласта за счет изменения режимов отбора-закачки.
Техническая задача решается способом разработки мелких отдельных нефтяных линз, включающим вскрытие линзы одиночной скважиной, чередование отбора пластовой жидкости из верхней части линзы до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного и закачки вытесняющего агента с повышением пластового давления.
Новым является то, что закачку вытесняющего агента ведут при давлении, не превышающем давления разрыва пород, определяемого по геолого-физическим параметрам линзы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной, а отбор жидкости осуществляют до падения дебита нефти на 20-60% от первоначального, причем периоды закачки на начальном этапе ведут через равные промежутки времени, пока пластовое давление не достигнет первоначального, а периоды отбора на начальном этапе осуществляют также через равные промежутки времени, пока пластовое давление не снизится до 80-90% от давления насыщения, причем начальный этап разработки считается завершенным при снижении первоначального дебита нефти во втором и последующих циклах отбора до 30-60% от первоначального дебита нефти в первом цикле.
Опыт разработки как терригенных, так и карбонатных коллекторов показывает, что при снижении пластового давления до 80-90% (в зависимости от геолого-физических характеристик: 90% - для трещинно-поровых коллекторов, 80% - для поровых) от давления насыщения газ из нефти не выделяется, а выделяется при превышении этого значения.
Закачку вытесняющего агента в каждом цикле ведут до снижения приемистости до 50% от первоначальной, т.к. расчеты показали, что дальнейшее продолжение закачки со снижающейся приемистостью нецелесообразно, причем за это время пластовое давление успевает подняться выше начального.
Отбор жидкости в каждом цикле осуществляют до падения дебита нефти до 20-60% от первоначального. Данные значения определяются из экономических соображений, связанных с минимально рентабельным дебитом нефти. Расчеты для различных геолого-физических характеристик пласта показали, что экономическая рентабельность скважины сохраняется при текущем дебите нефти 20-60% от первоначального.
Начальный этап разработки считается завершенным при снижении первоначального дебита нефти во втором и последующих циклах отбора до 30-60% от первоначального дебита нефти в первом цикле. Расчеты различных вариантов продолжительности начального этапа разработки показали, что при снижении первоначального дебита нефти менее чем на 30% в последующих после первого цикла и дальнейшего перевода на предлагаемый в изобретении режим происходят потери суммарного отбора нефти, т.к. воды на начальном этапе отбирается значительно больше, чем нефти. А при снижении первоначального дебита нефти более чем на 60%, суммарный отбор нефти также оказывается ниже, при этом требуется большее количество последующих циклов.
На фиг.1 представлена схема отбора продукции из линзы. На фиг.2 изображена схема закачки вытесняющего агента. На фиг.3 - график накопленной добычи нефти по способу-прототипу и предлагаемому способу. На фиг.4 - график дебита нефти по способу-прототипу и предлагаемому способу. На фиг.5 - график пластового давления (прототип и предлагаемый способ).
Способ реализуют следующим образом.
На нефтяной залежи 1 (фиг.1), литологически экранированной непроницаемыми породами 2, бурят одну скважину, обустраивают, проводят вторичное вскрытие у кровли 3 и у подошвы 4. Устанавливают пакер 5 между насосно-компрессорной трубой 6 (НКТ), по которой осуществляют закачку, и эксплуатационной колонной 7. Через верхние перфорационные отверстия 8 по НКТ 9 производят отбор продукции скважины (фиг.1) до снижения пластового давления до 0,8-0,9 от давления насыщения нефти газом. Затем переводят данную скважину под закачку пластовой воды (фиг.2) по НКТ 6 через нижние перфорационные отверстия 10, пока пластовое давление не достигнет первоначального. Далее вновь производят отбор продукции. Циклы повторяют.
Постепенно с каждым циклом начальный и конечный дебиты нефти снижаются. Не дожидаясь снижения пластового давления до 0,8-0,9 от давления насыщения, переводят скважину под нагнетание, причем при дебите нефти 30-60% от первоначального в первом цикле. Закачку ведут под максимальным давлением, но не превышающим давления гидроразрыва породы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной, после чего скважину переводят под добычу. Отбор жидкости ведут до падения дебита нефти до 20-60% от первоначального в текущем цикле. Циклы повторяют до достижения обводненности продукции скважины 98% или минимально рентабельного дебита нефти.
Пример конкретного выполнения способа.
Продуктивные пласты месторождения представлены порово-трещинными карбонатными отложениями, глубина кровли залегания - 710 м.
Выбирают литологически экранированную непроницаемыми породами 2 (фиг.1) залежь 1 небольших размеров - 250×250 м, чисто нефтенасыщенную. Толщина пласта 5-30 м, пористость матрицы - 0,15, пористость трещин - 0,01, проницаемость матрицы - 50 мД, проницаемость трещин - 500 мД, начальная пластовая температура - 25°C, начальное пластовое давление - 10 МПа, давление насыщения нефти газом - 3,1 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 27 мПа·с, вязкость воды в пластовых условиях - 1,69 мПа·с.
Осуществляют строительство и подготовку к эксплуатации вертикальной скважины. Проводят вторичное вскрытие продуктивной части залежи 1 (фиг.1) у кровли 3 и у подошвы 4. Устанавливают пакер 5 между НКТ 6 (предназначенной для закачки воды) и эксплуатационной колонной 7 и между отверстиями 8 и 10, считая от кровли пласта в пропорции 3:2.
3
Через верхние перфорационные отверстия 8 производят отбор продукции скважины с начальным дебитом нефти 10 т/сут (фиг.4) по НКТ 9 при забойном давлении 3,5 МПа в течение 4 лет, пока пластовое давление не снизится до 0,9 от давления насыщения нефти газом (фиг.1), т.е. до 2,8 МПа (фиг.5). Затем переводят данную скважину под закачку пластовой воды с приемистостью 40 м/сут по НКТ 6 через нижние перфорационные отверстия 10 под давлением закачки 16 МПа в течение 1 года, пока пластовое давление не достигнет первоначального значения (фиг.2). Далее вновь производят отбор продукции скважины по НКТ 9 с теми же условиями, что и в первом цикле. Циклы повторяют с периодом добычи 4 года, закачки - 1 год.
3
Постепенно с каждым циклом начальный и конечный дебиты нефти снижаются. К концу третьего цикла добычи, не дожидаясь снижения пластового давления до 0,9 от давления насыщения, переводят скважину под нагнетание. Дебит нефти составляет к этому времени 1,8 т/сут, т.е. 30% от первоначального - 6 т/сут (в данном цикле). Закачку ведут под давлением 20 МПа, т.е. не превышающим давления гидроразрыва породы, до снижения приемистости 20 м/сут, т.е. 50% от первоначальной, после чего скважину переводят под добычу. Циклы отбора-закачки повторяют с условием достижения дебита нефти 30% от первоначального в данном цикле, а закачки - до снижения приемистости до 50% от первоначальной.
Циклы повторяют до достижения обводненности продукции скважины 98% или минимально рентабельного дебита нефти, в данном случае 0,7 т/сут.
Всего было проведено 7 циклов. К концу разработки по предлагаемому способу было добыто 29,9 тыс. т нефти (фиг.3), коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,305. По способу-прототипу также было проведено 7 циклов, накопленная добыча нефти составила 25,2 тыс. т и КИН 0,257. Таким образом, прирост КИН составил 0,048, или 18,6%.
За счет изменения режимов отбора и закачки на поздней стадии разработки предлагаемый способ позволяет увеличить КИН и, как следствие, добычу нефти на 15-20%.