СПОСОБ РАЗРАБОТКИ РУКАВНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
HOSE OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке рукавной нефтяной залежи.
Известен способ разработки нефтяной залежи, который предусматривает этапы бурения скважин на площади залежи и добычу углеводородов через добывающие скважины. Для залежи, представленной аллювиальными отложениями, на этапе бурения скважин по редкой сетке по данным геофизических и керновых исследований строят карту литологических фациальных отложений продуктивного пласта. В пределах пойменных отложений с низкой проницаемостью и высокой расчлененностью залежи сетку скважин уплотняют. В пределах русловых отложений сетку уплотняют на этапе довыработки запасов углеводородов (Патент РФ №2237155, опубл. 27.09.2004).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки русловой нефтяной залежи, согласно которому отбирают нефть через добывающие скважины до снижения пластового давления на 12-14% ниже начального. Залежь ограничивают линиями внешнего контура нефтеносности и береговыми линиями замещения на неколлектор. Размещают нагнетательные скважины вдоль линии внешнего контура нефтеносности и вдоль береговой линии в местах с толщиной нефтенасыщенной части продуктивного пласта менее 2 м. В дальнейшем разрабатывают залежь в режиме годового повышения пластового давления на 3-5% до достижения начального пластового давления (Патент РФ №2123585, опубл. 20.12.1998 - прототип).
Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача залежи.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки рукавной нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению рукав залежи разбивают на относительно прямолинейные участки, на выделенных участках определяют купола и бурят на них добывающие скважины и/или используют имеющиеся скважины из ранее пробуренного фонда скважин, выделяют впадины или пониженные места и бурят в них нагнетательные скважины и/или используют имеющиеся скважины из ранее пробуренного фонда скважин, отбирают нефть через добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах до падения пластового давления не ниже давления разгазирования нефти, останавливают добывающие скважины и проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления по выделенному участку, запускают в работу нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах, работу нагнетательных скважин ведут до восстановления пластового давления на участке разработки, останавливают нагнетательные скважины и проводят технологическую выдержку до выравнивания давления на выделенном участке, цикл запуска и остановки нагнетательных и добывающих скважин повторяют.
Сущность изобретения
Разработке рукавной залежи уделяется мало внимания вследствие отсутствия внимания к такой залежи. В основном такой рукав не замечается геологами и считается, что рукав на залежи просто является частью залежи, его не выделяют в самостоятельный участок разработки. В связи с этим такой рукав быстро заводняется, в нем остаются невыработанными огромные запасы нефти. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет выделения рукавной залежи в самостоятельный участок разработки и назначения мероприятий по максимальному извлечению нефти из такой залежи. Задача решается следующим образом.
Рукав залежи разбивают на относительно прямолинейные участки. Аналогом понятия рукава залежи может служить понятие русло залежи. На выделенных участках определяют купола и бурят на них добывающие скважины и/или используют имеющиеся скважины из ранее пробуренного фонда скважин. Выделяют впадины или пониженные места и бурят в них нагнетательные скважины и/или используют имеющиеся скважины из ранее пробуренного фонда скважин. Отбирают нефть через добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах. При этом пластовое давление снижается преимущественно в зонах влияния добывающих скважин. Работу добывающих скважин ведут до падения пластового (забойного) давления не ниже давления разгазирования нефти. Останавливают добывающие скважины и проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления по выделенному участку. Запускают в работу нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах. Работу нагнетательных скважин ведут до восстановления пластового давления на участке разработки. Останавливают нагнетательные скважины и проводят технологическую выдержку до выравнивания давления на выделенном участке. Цикл запуска и остановки нагнетательных и добывающих скважин повторяют.
Такой режим работы скважин позволяет избежать прорывов рабочего агента (воды) от нагнетательных скважин к добывающим. Отсутствие пониженного давления вблизи добывающих скважин при работе нагнетательных скважин приводит к постепенному заводнению залежи, начиная с пониженных участков вверх по разрезу. Уровень подошвенной воды постепенно поднимается без образования конусов воды, прорывов воды к добывающим скважинам. Сохраняется максимально долго безводный период добычи нефти. На залежи реализуется процесс вертикального вытеснения нефти.
В результате объем захороненной нефти существенно снижается, а нефтеотдача залежи возрастает.
Пример конкретного выполнения
2
3
Разрабатывают нефтяную залежь в отложениях терригенного девона со следующими характеристиками: глубина: (-1515 м), пластовая температура 40°С, пластовое давление 16,5 МПа, пористость 22-25%, проницаемость от 250 до 1000 мД, нефтенасыщенность от 71 до 80%, пьезопроводность 5989 см/сек, толщина продуктивного пласта от 6 до 14 м, вязкость нефти от 6,27-9,52 мПа·с, плотность нефти 0,865 г/см. Отбирают нефть через 7 добывающих скважин, закачивают рабочий агент - пластовую воду - через 3 нагнетательные скважины.
На продуктивном горизонте выделяют рукавную залежь в виде изгибающегося рукава. Рукав залежи разбивают на относительно прямолинейные участки длиной от 250 до 2000. На одном относительно прямолинейном участке определяют купола на глубинах от (-1490 м) до (-1510 м) и бурят на них 5 добывающих скважин. Две из ранее пробуренных скважин, попавшие в купола, используют как добывающие. Выделяют впадины или пониженные места на глубинах от (-1510 м) до (-1520 м) и бурят в них 2 нагнетательные скважины. Одну скважину из ранее пробуренного фонда скважин, попавшую в пониженное место, используют как нагнетательную. Отбирают нефть через добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах до снижения пластового давления в зоне добывающих скважин порядка 120 МПа. Это давление выше давления разгазирования нефти, которое составляет 80 МПа. Останавливают добывающие скважины и проводят технологическую выдержку в течение от 15 до 30 суток до выравнивания пластового давления по выделенному участку. Запускают в работу нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах. Работу нагнетательных скважин ведут до восстановления пластового давления на участке разработки до давления 165 МПа. Останавливают нагнетательные скважины и проводят технологическую выдержку до выравнивания давления на выделенном участке. Цикл запуска и остановки нагнетательных и добывающих скважин повторяют.
На прочих относительно прямолинейных участках выполняют аналогичные работы. Разработку ведут до обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах 99,9%.
В результате удается дополнительно добыть 2500 т нефти, при этом прирост нефтеотдачи по залежи составил 2,5%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.