СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD OF DEVELOPMENT OF OIL POOL

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при возврате попутной пластовой воды и промышленных стоков (промстоков), образующихся при разработке и эксплуатации нефтяных или газовых месторождений.
Известен способ увеличения пластового давления нефти или газа, включающий оборудование нагнетательных скважин, размещенных равномерно по площади месторождения нефти или газа над кровлей продуктивного нефтяного или газового пласта. Через нагнетательные скважины подают воду в водоприемный пласт, расположенный над кровлей продуктивного пласта нефтяного или газового месторождения. Создают дополнительную весовую нагрузку на кровлю продуктивного нефтяного или газового пласта, а увеличение пластового давления нефти или газа определяют по аналитической зависимости (патент РФ №2272898, Кл. Е21В 43/20. Опубл. 27.03.2006 г. Бюл. №9).
Но в данном способе невозможно создать систему регулируемого воздействия на продуктивный пласт, так как продуктивные пласты сверху перекрыты пластами (надежными покрышками), не позволяющими повысить пластовое давление до необходимых значений. Кроме того, выше продуктивного пласта могут отсутствовать водоприемные пласты, которые обеспечивают экологическую безопасность закачки промыслово-сточных вод (ПСВ), состоящих из смеси попутных пластовых вод и промстоков.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку промстоков через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины (Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с.109-111). Способ позволяет закачивать в нефтяной пласт часть промстоков, образующихся при эксплуатации нефтяных месторождений.
Однако большая часть промстоков вследствие допустимой приемистости нагнетательных скважин не может быть закачана в продуктивный пласт и подлежит утилизации другими способами, которые не всегда экологически безопасны. Кроме того, закачка промстоков в продуктивный пласт не всегда благоприятна с экологической точки зрения, поскольку разработка месторождения неизбежно приводит к выходу промстоков на поверхность и загрязнению источников питьевой воды.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по своей технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку промстоков через нагнетательные скважины в поглощающий горизонт. В качестве поглощающего горизонта используют пласт, содержащий воду, сходную по минералогическому составу с промстоками, и расположенный ниже водоупора и выше многопластового горизонта с глинистыми прослоями. Начальное давление закачки промстоков поддерживают не ниже давления раскрытия природных трещин, имеющихся в поглощающем горизонте (патент РФ №2047749, кл. Е21В 43/20. Опубл. 10.11.95 г. Бюл. №31).
Но этот способ разработки нефтяной залежи недостаточно эффективен. Кроме того, в способе, взятом за прототип, поглощающий горизонт для захоронений промстоков расположен отдельно от нефтяного месторождения, то есть за пределами санитарно-защитной зоны нефтяного месторождения и при транспортировке промстоков возникает опасность для окружающей среды.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности разработки нефтяной залежи и экологической безопасности.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку промстоков через нагнетательные скважины в поглощающий горизонт, в качестве которого используют пласт, содержащий пластовую воду, сходную по минералогическому составу с промстоками, и расположенный ниже водоупора и выше многопластового горизонта с глинистыми прослоями, поддержание начального давления закачки промстоков не ниже давления раскрытия природных трещин, имеющихся в поглощающем горизонте, определяют подошву продуктивного пласта. Затем через нагнетательные скважины закачивают попутную пластовую воду в водоприемный пласт, расположенный ниже подошвы продуктивного пласта нефтяной залежи. Регистрируют изменение объемов и давления закачиваемой попутной пластовой воды и после их (объемов и давления) стабилизации создают за счет перетекания попутной пластовой воды в продуктивном пласте давление, превышающее его первоначальное значение. При этом промстоки или их смесь с попутной пластовой водой закачивают в водоприемный пласт, расположенный ниже водоприемного пласта, в который закачана попутная пластовая вода.
Определение подошвы продуктивного пласта позволяет установить водоприемный пласт с требуемыми свойствами (пористостью, проницаемостью, приемистостью и т.п.).
Закачка через нагнетательные скважины попутной пластовой воды в водоприемный пласт, расположенный ниже подошвы продуктивного пласта нефтяной залежи, повышает экологическую безопасность за счет надежной изоляции водоприемного пласта, используемого для возврата попутной пластовой воды, продуктивным пластом от дневной поверхности. При этом наблюдательные и добывающие скважины в продуктивном пласте позволяют дополнительно контролировать процесс возврата попутной пластовой воды в водоприемный пласт.
Регистрация изменения объемов и давления закачиваемой попутной пластовой воды служит для фиксации момента возможного перетекания попутной пластовой воды ниже и выше водоприемного пласта. При наличии перетекания, то есть при стабилизации объемов и давления закачиваемой попутной пластовой воды можно приступать к разработке нефтяной или газовой залежи.
доп
Создание в продуктивном пласте давления (Р), превышающего его первоначальное значение, повышает нефтеотдачу продуктивных пластов.
Закачка промстоков или их смеси с попутной пластовой водой в водоприемный пласт, расположенный ниже водоприемного пласта, в который закачана попутная пластовая вода, повышает экологическую безопасность.
Технический результат заключается в размещении в пределах разрабатываемого месторождения значительных объемов попутной пластовой воды. При этом повышается давление в продуктивном пласте, что позволяет увеличить отбор из него нефти. Кроме того, закачка попутной пластовой воды препятствует распространению промстоков, которые закачиваются в водоприемный пласт, расположенный ниже водоприемного пласта, в который закачана попутная пластовая вода. Закачиваемая попутная вода создает дополнительный барьер и препятствует попаданию промстоков в продуктивный пласт и на дневную поверхность.
Способ осуществляется следующим образом.
Оборудуют на месторождении нефти или газа одну или несколько нагнетательных скважин 1 и 2, связанных с водоприемными пластами.
Проводят раздельный сбор попутной пластовой воды и промстоков. Выделяют в разрезе продуктивный пласт 3 с промышленными или остаточными запасами нефти. Затем выявляют ниже продуктивного пласта 3 несколько водоприемных пластов 4 и 5 с необходимыми свойствами: максимальной пористостью и проницаемостью.
Через нагнетательную скважину 1 и нагнетательную/наблюдательную скважину 2 закачивают попутную пластовую воду в водоприемный пласт 4 с максимальной пористостью и проницаемостью, расположенный ниже подошвы продуктивного пласта 3. Регистрируют изменения объемов и давления закачиваемой попутной пластовой воды.
При отсутствии перетекания закачиваемой пластовой воды из водоприемного пласта 4 выше и ниже по разрезу давление закачки по отношению к объему закачки возрастает в течение суток примерно на 20%. В этом случае под закачку вводят водоприемные пласты (не показаны), расположенные в непосредственной близости к продуктивному пласту 3.
При наличии перетекания закачиваемой пластовой воды из водоприемного пласта 4 выше и ниже по разрезу (т.е. при стабилизации объемов и давления) давление закачки по отношению к объему закачки стабилизируется в течение 0,01-0,1 сут и затем в течение месяца изменяется не более чем на 20%.
Для выбора режимов закачки прогнозируют водопроводимость пласта Т по формуле:
2
где Т - водопроводимость пласта, м/сут,
3
Q - объем закачки попутной пластовой воды, м/сут,
S - давление закачки, метр водяного столба.
Формула 1 получена по экспериментальным данным с коэффициентом корреляции 0,99. При наличии перетекания фактическая величина Т со временем увеличивается. Поэтому величина водопроводимости уточняется при проведении измерений закачиваемых объемов и давления попутной пластовой воды.
При наличии перетекания анализируют изменения давления в продуктивном пласте 3.
При увеличении давления в наблюдательных/добывающих скважинах 6 и 7, входящих в эксплуатационный фонд, принимают решение об увеличении отборов нефти в действующих скважинах или о вводе новых скважин в разработку.
Для закачки промыслово-сточных вод, которые состоят из смеси попутных пластовых вод и промстоков, используют самый нижний водоприемный пласт 5.
Пример осуществления способа (условный)
Залежь нефти находится в кровле карбонатного резервуара каменноугольного возраста и перекрыта сверху глинами мелекесского горизонта. Водоприемный пласт 4 расположен на 50 м ниже подошвы продуктивного пласта 3 и имеет толщину 10 м.
3
В водоприемный пласт 4, вскрытый скважиной 1, закачивают попутную пластовую воду в объеме 300 м/сут с последующим его увеличением. Рабочее давление закачки первоначально составляло 2,5 МПа (245,25 метр водяного столба), через 0,02 сут оно стабилизировалось, что свидетельствовало о перетекании попутной пластовой воды из водоприемного пласта 4.
2
Водопроводимость Т по статистической зависимости равнялась 1,59 м/сут. Влияние закачиваемой в нагнетательную скважину 1 попутной пластовой воды отмечалось в нагнетательной/наблюдательной скважине 2, расположенной в 700 м от нагнетательной скважины 1, то есть воздействие на продуктивный пласт 3 проявилось на значительной площади.
При изменении объема закачки попутной пластовой воды давления (уровни) в нагнетательной 1 и нагнетательной/наблюдательной скважине 2 изменялись пропорционально объемам закачки.
3
При увеличении объема закачки, например с 300 до 360 м/сут рабочее давление закачки увеличилось с 2,5 до 3 МПа, а давление в нагнетательной/наблюдательной скважине 2 увеличилось на 0,55 МПа.
В продуктивном пласте 3 на глубине 900 м давление увеличилось на 0,9 МПа по сравнению с первоначальным давлением и достигло 10 МПа.
3
Изменяя объемы закачки и давление попутной пластовой воды, можно регулировать нефтеотдачу продуктивного пласта 3. Так, например, после закачки 15000 м попутной пластовой воды в водоприемный пласт 4 пластовое давление достигло уровня 10 МПа, условный дебит нефти по скважине 6 составил 5 т/сут, а в скважине 7 условный дебит нефти увеличился с 7 до 8 т/сут.
Промыслово-сточные воды по мере их появления закачивают в водоприемный пласт 5, вскрытый скважиной 2 и расположенный ниже подошвы продуктивного пласта 3 примерно на 90 м.
Осуществление предлагаемого способа позволит увеличить текущий отбор нефти и повысить экологическую безопасность по сравнению с прототипом. Технологические расчеты показывают, что за 10 лет из нефтяной залежи будет добыто нефти на 5% больше, чем по прототипу, при соблюдении требований экологической безопасности.