СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ разработки много пластовой нефтяной залежи, в котором гидроразрыв проводят не сразу по всем пропласткам, а избирательно, в зоне низкопроницаемых пластов. Выделяют высокопроницаемый пласт с проницаемостью в три и более раза выше средней по пластам, так называемый суперколлектор. При этом на данном этапе исключают его перфорацию. После проектного отбора запасов нефти проводят перфорацию высокопроницаемого пласта с последующей эксплуатацией последнего. Выполняют ствол с вертикальным вхождением в эксплуатационный объект для обеспечения максимального градиента давления разрыва и для создания оптимальной трещины гидроразрыва. Одновременно в нагнетательном фонде скважин проводят гидроразрыв в интервалах с низкой проницаемостью. Для создания вертикальной фильтрации между высокопроницаемым пропластком - неперфорированным и низкопроницаемым проводят боковой горизонтальный ствол в низкопроницаемом интервале с последующим поинтервальным гидроразрывом (патент РФ №2374435, кл. Е21В 43/16, Е21В 43/26, опубл. 27.11.2009).
Известен способ разработки нефтяного месторождения с гидроразрывом пластов, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор флюидов через добывающие скважины. Планируют гидроразрыв, для чего в скважину для гидроразрыва под давлением закачивают индикаторную жидкость, не вступающую в реакцию с пластовой водой, нефтью и вмещающей породой. Фиксируют относительно упомянутой скважины азимут соседней по пласту скважины, в которую за определенное время поступило максимальное количество индикаторной жидкости и/или в которую индикаторная жидкость поступила с наибольшей скоростью. Принимают полученный азимут за направление трещины планируемого гидроразрыва. Определяют направление фронта вытесняющего агента и обводненность скважин, по которым определяют необходимость проведения гидроразрыва. При проведении гидроразрыва в скважину для гидроразрыва повторно закачивают индикаторную жидкость и определяют фактическое направление трещины гидроразрыва для повышения уровня вытеснения нефти из пласта (патент РФ №2349740, кл. Е21В 43/16, Е21В 47/10, опубл. 20.03.2009).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение обводненности добываемой продукции и проведение гидроразрыва пласта в скважине. Определяют обводненность продуктивного пласта как среднее значение обводненностей в опорных скважинах или в скважинах с изолированными водопритоками, сравнивают с обводненностью добываемой продукции в скважине. Проводят детальное векторное профилепостроение разреза пласта и анализируют толщину и непрерывность перемычки между водоносным или обводненным пластом и продуктивным пластом. При превышении обводненности в скважине более средней обводненности пласта принимают обводненность в скважине равной средней обводненности пласта. Гидроразрыв продуктивного пласта проводят в скважине при средней обводненности пласта менее 70% и при наличии непрерывной перемычки толщиной не менее 3 м между водоносным или обводненным пластом и продуктивным пластом (патент РФ №2382184, кл. Е21В 43/16, Е21В 43/26, опубл. 20.02.2010 - прототип).
Все вышеперечисленные технические решения в условиях нефтяного месторождения решают лишь локальную задачу увеличения нефтеотдачи на небольшом околоскважинном пространстве, не затрагивая процессом воздействия залежь в целом.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи с охватом воздействием большей площади.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в скважинах, согласно изобретению для проведения гидроразрывов в скважинах выбирают зоны залежи с большим пластовым давлением, с большими запасами нефти и плотностью сетки не менее 1,5 га/скважину, на выбранных зонах выбирают добывающие скважины с поменявшимся в процессе разработки скин-фактором с «-» на «+», с обводненностью не более 40%, определяют нагнетательную скважину, с которой реагируют выбранные добывающие скважины, проводят гидроразрыв пласта в определенной нагнетательной скважине, после чего проводят гидроразрыв пласта в выбранных добывающих скважинах.
Сущность изобретения
Гидроразрыв в скважине, как правило, приводит к увеличению продуктивности скважины. До настоящего времени гидроразрыв применяли в отдельных скважинах, мало обращая внимание на влияние гидроразрывов в скважинах на нефтеотдачу залежи в целом. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи с охватом воздействием гидроразрывами большей площади, чем это происходит при гидроразрыве в одной скважине. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в скважинах. Для проведения гидроразрывов в скважинах выбирают зоны залежи со значительным перепадом давлений, с большими запасами нефти и плотностью сетки не менее 1,5 га/скважину. Большое пластовое давление, как правило, равное или большее начального пластового давления, свидетельствует о большом запасе пластовой энергии и высоком потенциале продуктивного пласта. Большие невыработанные запасы нефти, как правило, не менее 50% от извлекаемых на данном участке, говорят о возможности добычи большого количества нефти. Плотность сетки не менее 1,5 га/скважину свидетельствует о большом расстоянии между скважинами, гарантированно большем, чем длина трещины гидроразрыва в пласте.
На выбранных зонах выбирают добывающие скважины с ухудшившейся продуктивностью и с обводненностью не более 40%. Ухудшившаяся проницаемость характеризуется поменявшимся в процессе разработки скин-фактором с «-» на «+». Поменявшийся скин-фактор свидетельствует о потенциально высокой продуктивности скважины, но изменившейся в сторону ухудшения в процессе разработки, а следовательно, о возможности улучшить проницаемость околоскважин ной зоны. Обводненность не более 40% гарантирует при гидроразрыве отсутствие сообщения с водоносной зоной и обводнение продукции скважины.
Определяют нагнетательную скважину, с которой реагируют выбранные добывающие скважины, проводят гидроразрыв пласта в определенной нагнетательной скважине, после чего проводят гидроразрыв пласта в выбранных добывающих скважинах.
В результате этих действий проницаемость коллектора продуктивного пласта на выбранной площади залежи становится повышенной, повышается охват воздействием ранее не вовлеченных в разработку зон, нефтеотдача залежи увеличивается.
Пример конкретного выполнения
3
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1600-2100 м, пластовое давление 13 МПа и выше, пластовая температура 38-42ºС, толщина продуктивного пласта 2,5 м и больше, пористость от 10%, проницаемость от 250 мДа, плотность нефти 0,8 г/см, коллектор продуктивного пласта терригенный девон. Участок залежи разрабатывают заводнением. Закачиваемый рабочий агент -подтоварную (пластовую) воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.
Для проведения гидроразрывов в скважинах выбирают зону залежи с большим перепадом давления, со значительными запасами нефти и плотностью сетки не менее 1,5 га/скважину. Выбранная залежь имеет невыработанные запасы нефти в объеме не менее 2000 т. На выбранных зонах выбирают 6 добывающих скважин с поменявшимся в процессе разработки скин-фактором с «-» на «+», т.е. с -1÷-4 на +2÷+4 и с обводненностью добываемой продукции не более 40%. Определяют нагнетательную скважину, с которой реагируют выбранные добывающие скважины, проводят гидроразрыв пласта в определенной нагнетательной скважине, после чего проводят гидроразрыв пласта в выбранных добывающих скважинах.
В результате нефтеотдача залежи увеличивается на 4,5% и достигает 30%, тогда как известные способы не позволяют достичь нефтеотдачи более 26%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.