СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
METHOD TO DEVELOP DEPOSIT OF HIGHLY VISCOUS OIL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме. В соответствии с изобретением формируют водяной слой в нижней части залежи. Период закачки воды и период перерыва в закачке воды выбирают в соответствии с аналитическим выражением (Патент РФ №2233971, опублик. 2004.08.10).
Известный способ обеспечивает увеличение безводной и конечной нефтеотдачи за счет учета при определении периода закачки воды и периода перерыва в закачке воды движения пластовой жидкости под действием гравитационных сил. Однако одноразовый перевод добывающих скважин в нагнетательные не обеспечивает высокой нефтеотдачи залежи с низкопроницаемым карбонатным коллектором.
Известен способ разработки нефтяной залежи, согласно которому залежь разбуривают по площадной схеме, через нагнетательные скважины производят закачку воды, а через добывающие - отбор пластовых флюидов. После достижения предельной обводненности продукции добывающих скважин разрежают сетку скважин. Для этого добывающие скважины останавливают, а нагнетательные скважины соседних элементов разработки переводят на отбор нефти. В процессе разработки контролируют объемы отбираемых флюидов и при достижении обводненности, равной первоначальной обводненности продукции нагнетательных скважин в момент их перевода на отбор нефти, вновь начинают закачку воды через нагнетательные скважины. Добывающие скважины пускают в эксплуатацию и восстанавливают исходную систему разработки. Далее процесс повторяют в описанной последовательности до предельной выработки остаточных целиков нефти, формирующихся между добывающими скважинами (Патент РФ №2011805, опублик. 1994.04.30).
Способ обеспечивает достаточно высокую нефтеотдачу традиционных залежей нефти, однако способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоковязкой нефтью и с низкопроницаемым карбонатным коллектором с достижением высокой нефтеотдачи.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, периодическую остановку нагнетательной скважины, перевод скважины в добывающую и отбор нефти, остановку скважины, перевод скважины в нагнетательную и закачку рабочего агента. После перевода скважины в нагнетательную закачку рабочего агента проводят с повышением давления закачки до снижения приемистости пласта ниже приемлемой по условиям разработки, в период остановки скважины проводят технологическую выдержку до снижения забойного давления до его стабилизации и опадания конусов обводнения в призабойной зоне скважины и скапливания нефти в стволе скважины, а после перевода скважины в добывающую отбор нефти проводят до практически полной обводненности нефти и снижения забойного и пластового давления в околоскважинной зоне, обеспечивающего рабочую приемистость пласта при закачке рабочего агента (Патент РФ №2304703, опубл. 20.08.2007 - прототип).
Способ не позволяет достигать высокой нефтеотдачи при разработке залежи с высоковязкой нефтью.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи при разработке залежи высоковязкой нефти.
3
Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем отбор пластовой продукции через добывающие скважины, остановку добывающей скважины, закачку через добывающую скважину рабочего агента и восстановление отбора пластовой продукции, согласно изобретению, остановку добывающей скважины выполняют при снижении пластового давления на 50-90%, при закачке в качестве рабочего агента используют не нагретую воду этой же залежи с нижнего водоносного горизонта в объеме от 400 до 3000 м до достижения давления на устье скважины 4-6 МПа, между закачкой рабочего агента и отбором пластовой продукции проводят технологическую выдержку в течение 10-30 суток, а при отборе пластовой продукции отбирают пластовую продукцию из добывающей скважины с интенсификацией отбора в 2-5 раз.
Сущность изобретения
При разработке залежи высоковязкой нефти на естественном режиме в залежи резко снижается пластовое давление, что приводит к снижению дебитов добывающих скважин и практически к остановке разработки. Нефтеотдача залежи оказывается весьма низкой. Для поддержания пластового давления заводнение не применимо вследствие отсутствия проницаемости залежи для не нагретой воды, а закачка теплоносителя требует больших затрат, приближающих эффективность разработки нулю. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти, разрабатываемой на естественном режиме. Задача решается следующим образом.
3
При разработке залежи высоковязкой нефти ведут отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Нефть считают высоковязкой при вязкости в пределах от 30 до 1000 мПа·с. При снижении пластового давления на 50-90% и практически нулевом дебите скважин выполняют остановку добывающей скважины. Через остановленную скважину закачивают не нагретую пластовую воду этой же залежи с нижнего водоносного горизонта в объеме от 400 до 3000 м до достижения давления на устье добывающей скважины 4-6 МПа. Проводят технологическую выдержку для распределения воды и выравнивания пластового давления в течение 10-30 суток. Запускают скважину в эксплуатацию с интенсификацией отбора в 2-5 раз по сравнению с дебитом перед остановкой скважины. Операции повторяют на других скважинах залежи. В результате удается увеличить дебиты скважин и повысить нефтеотдачу залежи.
Примеры конкретного выполнения
-3
3
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина - 1003 м, пластовое давление - 9,5 МПа, пластовая температура - 23°С, пористость - 15%, проницаемость - 212 мкм·10, нефтенасыщенность - 72%, вязкость нефти - 292,5 мПа·с, плотность нефти - 937 кг/м, коллектор карбонатный. На залежи размещены 18 добывающих скважин, отбирающих пластовую продукцию винтовыми насосами со средним дебитом 1,6 т/сутки, обводненностью - 11,6%.
3
Оценивают пластовое давление в районе добывающей скважины с текущим дебитом 1,2 т/сутки, которое оказывается равно 3,8 МПа, что на 60% меньше начального пластового давления. Останавливают добывающую скважину. Закачивают через эту добывающую скважину не нагретую воду этой же залежи с нижнего водоносного горизонта в объеме 2200 м до достижения давления на устье скважины 4 МПа. Останавливают закачку и проводят технологическую выдержку в течение 10 суток и вновь отбирают пластовую продукцию из добывающей скважины с интенсификацией отбора в 2 раза, т.е. с дебитом 2,4 т/сутки. Аналогичные работы проводят на прочих добывающих скважинах.
3
Пример 2. Выполняют как пример 1. Оценивают пластовое давление в районе второй добывающей скважины с текущим дебитом 0,6 т/сутки, которое оказывается равно 2,9 МПа, что на 70% меньше начального пластового давления. Останавливают добывающую скважину. Закачивают через эту добывающую скважину не нагретую воду этой же залежи с нижнего водоносного горизонта в объеме 1000 м до достижения давления на устье скважины 5 МПа. Останавливают закачку и проводят технологическую выдержку в течение 20 суток и вновь отбирают пластовую продукцию из добывающей скважины с интенсификацией отбора в 4 раза, т.е. с дебитом 2,4 т/сутки.
Прирост коэффициента извлечения нефти за один цикл заводнения составил 0,2%.
3
3
Снижение пластового давления менее чем на 50% перед остановкой скважины приводит к недоборам пластовой продукции и снижению нефтеотдачи. Снижение пластового давления ниже чем на 90% приводит к перегрузке насосного оборудования и потере дебита. Объем закачки пластовой воды менее 400 м способствует весьма малому выравниванию пластового давления и потере дебита скважины, объем более 3000 м практически бесполезен, т.к. большего выравнивания пластового давления не происходит, но наблюдается увеличение обводненности пластовой продукции. Давление на устье скважины 4-6 МПа свидетельствует о необходимости окончания закачки воды. Меньшее давление свидетельствует о возможности доставки в призабойную зону необходимого объема воды, а большее давление - о насыщении призабойной зоны и чрезмерном объеме воды в пласте. Технологическая выдержка менее 10 суток мала для выравнивания пластового давления в околоскважинном пространстве и распределения воды в пласте, а более 30 суток бесполезна для выравнивания давления и лишь замедляет темп разработки залежи. Интенсификация отбора менее чем в 2 раза не способствует увеличению нефтеотдачи, а более чем в 5 раз приводит к резкому снижению пластового давления и потерям добычи пластовой продукции.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи высоковязкой нефти.