СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ разработки нефтяной залежи, согласно которому через добывающие скважины отбирают нефть из залежи, через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент. Для изоляции зон поглощения в нагнетательную скважину закачивают двумя порциями дегазированную нефть с вязкостью, большей вязкости добываемой нефти, и нагретую до температуры, при которой ее вязкость близка вязкости воды в пластовых условиях. Давление закачки первой порции устанавливают на 15-25% меньше давления закачки рабочего агента. Между порциями закачки дегазированной нефти закачивают воду, нагретую до температуры нагрева дегазированной нефти. Объем закачки второй порции составляет 30-70% объема закачки первой порции. Объем закачки воды составляет 15-30% общего объема закачки дегазированной нефти (патент РФ №2084617, опубл. 20.07.1997).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие (патент РФ №2528308, опубл. 10.09.2014 - прототип).
Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача, проявляющаяся вследствие того, что изоляционные и интенсификационные работы проводят без учета динамики пластового давления и без учета компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины и проведение гидроразрыва пласта в добывающих скважинах, согласно изобретению, предварительно в нагнетательных скважинах проводят изоляцию зон поглощения, гидроразрыв пласта в добывающих скважинах проводят по достижению фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие изоляции зон поглощения, а компенсацию отбора восстанавливают до начального значения после восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи мало внимания обращают на соотношение объемов закачиваемого через нагнетательные скважины рабочего агента и объемов отбираемой пластовой продукции через добывающие скважины. Кроме того, зачастую несвоевременная интенсификация работы добывающих скважин оказывает отрицательное воздействие на обводненность добываемой пластовой продукции. Между , длительное отклонение от оптимальной компенсации отбора и несвоевременность интенсификационных работ приводит к изменению пластового давления, преждевременной обводненности пластовой продукции или к недоборам нефти. И в том, и в другом случаях снижается нефтеотдача залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. При повышении обводненности добываемой пластовой продукции в нагнетательной скважине проводят изоляцию зон поглощения. При этом изолирующий агент проникает в высокопроницаемые обводненные зоны залежи, закупоривает их полностью или частично и способствует отклонению вытесняющих потоков рабочего агента в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны. Рабочий агент вытесняет нефть из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон, что приводит к снижению обводненности добываемой пластовой продукции. Фронт вытеснения с повышенным количеством нефти распространяется по залежи. По достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие изоляции зон поглощения, до добывающей скважины проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. При этом трещиной разрыва вскрывают часть залежи с увеличенным содержанием нефти.
Как известно, после гидроразрыва пласта в добывающей скважине в обычных условиях в первое время после гидроразрыва наблюдают резкое увеличение обводненности добываемой пластовой продукции. Постепенно обводненность снижается, достигая уровня до гидроразрыва. Этот период называют периодом освоения скважины после гидроразрыва. Иногда он может достигать значительных величин порядка 4-6 месяцев. Все это время наблюдают недоборы нефти из-за временной обводненности.
При проведении гидроразрыва в добывающей скважине по достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие изоляции зон поглощения, гидроразрыв проводят в условиях повышенного содержания нефти в околоскважинном пространстве. При этом после гидроразрыва наблюдают не только минимальное увеличение обводненности, но и резкое сокращение периода освоения скважины после гидроразрыва, т.е. ускоренное восстановление обводненности и даже снижение обводненности по сравнению с уровнем до гидроразрыва.
Во избежание последующего увеличения обводненности компенсацию отбора восстанавливают до начального значения после восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта.
В результате удается увеличить отборы нефти и, тем самым, увеличить нефтеотдачу залежи.
Пример конкретного выполнения
3
Разрабатывают Минибаевскую нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1900-2000 м., пластовое давление 12-14 МПа, пластовая температура 34-38°С, толщина пласта от 3 до 10 м., пористость от 12 до 20%, проницаемость от 96 до 1500 мДа, нефтенасыщенностью более 70%, вязкость нефти 18 мПа*с, плотность нефти 0,86 г/см. Коллектор - глинистый алевролит-высокозернистый песчаник. Участок залежи с 2 нагнетательными скважинами и 4 добывающими скважинами разрабатывают заводнением с закачкой пластовой воды в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины и отбором пластовой продукции через добывающие скважины.
3
3
Объем закачки через 2 нагнетательные скважины составляет от 100 м/сут. Объем отбора пластовой продукции по участку через 4 добывающие скважины составляет до 80 м/сут. Компенсация отбора составляет 100/80*100%=125%.
При повышении обводненности добываемой пластовой продукции в окружающих нагнетательную скважину добывающих скважинах на 5-15% в нагнетательной скважине проводят изоляцию зон поглощения. Для чего в скважину закачивают изолирующий агент, проводят технологическую выдержку и запускают скважину в эксплуатацию. Дожидаются достижения фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие изоляции зон поглощения, до добывающей скважины. При этом пластовое давление в зоне добывающей скважины увеличивается на 5% и достигает 12,6-14,7 МПа, а обводненность добываемой пластовой продукции снижается на 5-15% и составляет от 50 до 90%.
Проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. В результате обводненность добываемой продукции непосредственно после гидроразрыва снизилась до 40-80% и была восстановлена до 10% всего за 30 сут.
После восстановления обводненности восстанавливают компенсацию отбора закачкой рабочего агента до прежних 125%.
Продолжают разработку на установившихся режимах.
В результате удается увеличить отборы нефти и, тем самым, увеличить нефтеотдачу залежи.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.