СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD OF OIL-BEARING FORMATION DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ разработки слоисто-неоднородной нефтяной залежи. Согласно способу производят закачку рабочего агента в пласты через нагнетательные скважины и отбор нефти из пластов через добывающие скважины. Выделяют на залежи пласты с низкой нефтенасыщенностью и проницаемостью и пласты с высокой нефтенасыщенностью и проницаемостью. Разработку пластов с низкой нефтенасыщенностью и проницаемостью проводят сеткой скважин в 1,5-2,0 раза более плотной, чем пластов с высокой нефтенасыщенностью и проницаемостью. При разработке пластов с низкой нефтенасыщенностью и проницаемостью снижают пластовое давление в зоне отбора на 1-5 МПа ниже начального пластового давления. В нагнетательных скважинах в пластах с низкой нефтенасыщенностью и проницаемостью проводят интенсифицирующие работы по увеличению приемистости и периодически закачивают рабочий агент повышенной вязкости с превышением в 1,5-2,0 раза объемов закачки рабочих агентов над объемами отбора добываемой продукции до достижения пластового давления на 1,5-2,0 МПа выше начального и проявления влияния нагнетательных скважин на добывающие. Отбор добываемой продукции ведут при забойном давлении, соответствующем давлению насыщения (Патент РФ №2096594, опублик. 1997.11.20).
Известный способ не предусматривает анализа поступления закачиваемого рабочего агента, что способствует неоправданному перерасходу рабочего агента и его поступлению в нерабочие пласты.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной нефтяной залежи. На поздней стадии разработку залежи производят на участках разработки в циклическом режиме: 2-6 мес превышение объемов закачки рабочего агента через нагнетательные скважины над объемами отбора жидкости через добывающие скважины и до повышения пластового давления на величину менее 3% от текущего среднего пластового давления, 2-6 мес. превышение объемов отбора жидкости через добывающие скважины над объемами закачки рабочего агента через нагнетательные скважины до снижения пластового давления на величину до 3% от текущего среднего пластового давления Патент РФ №2066369, опублик. 1996.09.10 - прототип).
Способ предусматривает превышение объемов закачки рабочего агента над отбором с повышением пластового давления, а следовательно, и забойных и устьевых давлений в скважинах, что предопределяет нарушение целостности обсадных колонн и ухода рабочего агента через нарушения, неоправданному перерасходу рабочего агента, замедлению темпа выработки запасов нефти.
В предложенном изобретении решается задача ликвидации перерасхода рабочего агента при превышении объемов закачки над объемами отбора, сохранению темпа разработки залежи.
3
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, превышение объемов закачки рабочего агента над объемами отбора жидкости, согласно изобретению на залежи выявляют некачественный фонд скважин, превышение объемов закачки рабочего агента над объемами отбора жидкости (компенсация отбора закачкой) устанавливают более 115%, проводят контроль за текущим превышением закачки над отбором и текущим пластовым давлением по участкам залежи, при уменьшении пластового давления на участке залежи за период более чем 2 месяца, на величину более чем на 0,4 МПа, при удельной закачке рабочего агента не менее 1000 м на 1 метр толщины пласта анализируют герметичность скважин некачественного фонда, устанавливают скважины с поглощениями рабочего агента и ликвидируют поглощения в скважинах.
Признаками изобретения являются:
1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2. отбор нефти через добывающие скважины;
3. превышение объемов закачки рабочего агента над объемами отбора жидкости;
4. выявление на залежи некачественного фонда скважин;
5. установление превышения объемов закачки рабочего агента над объемами отбора жидкости более 115% (компенсация отбора закачкой);
6. контроль за текущим превышением закачки над отбором и текущим пластовым давлением по участкам залежи;
3
7. при уменьшении пластового давления на участке залежи за период более чем 2 месяца на величину более чем на 0,4 МПа, при удельной закачке рабочего агента не менее 1000 м/м толщины пласта проведение анализа герметичности скважин некачественного фонда и нагнетательных скважин участка закачки, установление скважин с поглощениями рабочего агента и ликвидация поглощений в скважинах.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Если при превышении объемов закачки рабочего агента над отбором не сопровождается повышением пластового давления, то это означает, что возникают нарушения целостности обсадных колонн или цементного кольца за колонной и уход рабочего агента. Известные технические решения не предусматривают выявление взаимосвязи превышения объемов закачки над объемами отборов и появления нарушений обсадных колонн скважин. В результате появляется неоправданный перерасход рабочего агента, перерасход электроэнергии, возникает замедление темпа выработки запасов нефти.
В предложенном изобретении решается задача ликвидации перерасхода рабочего агента при превышении объемов закачки над объемами отбора, сохранения темпа разработки залежи. Задача решается следующим образом.
На практике контроль технического состояния обсадных колонн осуществляется с периодичностью, определенною руководящими документами. Однако скважины имеют различный возраст, с ростом срока службы скважин растет количество нарушений. Статистическим методом установлен временной ресурс скважин в годах. Проведение исследований на герметичность скважин, у которых истекает технический ресурс скважины, свидетельствует, что на момент исследования нарушения нет, но оно может появиться в срок до следующего проведения исследования, поэтому должны использоваться аналитические методы контроля, основанные на выявлении эффективности закачки воды.
Действительно при обеспечении превышения объемов закачки над отбором более 115% по участку должно вырасти пластовое давление. При росте менее ожидаемого или отсутствии роста пластового давления при превышении более 115% закачиваемая вода закачивается непроизводительно, она закачивается либо в нарушение колонны, либо по затрубному пространству в другие водоносные горизонты.
3
3
Анализ влияния изменения объема закачки на изменение пластового давления показывает, что для пластов с толщинами 3-4 метра снижение пластового давления в 0,4 МПа в течение двух месяцев при объеме закачки 3 тыс. м в месяц свидетельствуют о нарушении или заколонных перетоках (т.е при закачке 1 тыс. м рабочего агента на 1 м толщины пласта при компенсации отбора закачкой более 115% в течение трех месяцев).
По Ромашкинскому месторождению 90% извлекаемых запасов приурочено к девонским отложениям, расположенным на глубине 1600 м. В начале разбуривания месторождения бобриковские отложения, расположенные на глубине 1000 м, считались второстепенным малоизученным объектом. Поэтому из-за нехватки материальных ресурсов допускалось строительство скважин без подъема цемента за колонной до устья. С накоплением геологической информации стало возможным вовлечение в разработку и бобриковских отложений. Но скважины с недоподнятым цементным камнем представляют экологическую опасность. Для мониторинга экологической ситуации по району разработки составлена карта распространения некачественного фонда скважин, эксплуатирующих девонский объект разработки.
К скважинам некачественного фонда относятся скважины, в которых в процессе строительства скважин и в дальнейшем в процессе эксплуатации не осуществляется подъем цемента за колонной до устья. Наиболее опасными скважинами некачественного фонда являются скважины, в которых высота цементного камня за колонной перекрывает бобриковские отложения менее 100 м.
3
При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и обеспечивают превышение объемов закачки рабочего агента над объемами отбора жидкости порядка 115%. На залежи выявляют некачественный фонд скважин, проводят контроль за текущим превышением закачки над отбором и текущим пластовым давлением по участкам залежи. При уменьшении пластового давления на участке залежи за период не менее чем 2 месяца на величину более чем на 0,4 МПа, при удельной закачке рабочего агента не менее 1000 м на 1 м толщины пласта анализируют герметичность скважин некачественного фонда и нагнетательных скважин, устанавливают скважины с поглощениями рабочего агента и ликвидируют поглощения в скважинах.
Пример конкретного выполнения
2
3
3
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками - пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,12 мкм, нефтенасыщенность - 71,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1485 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 31°С, параметры пластовой нефти плотность - 865 кг/м, вязкость - 16 мПа·с, давление насыщения - 8 МПа, газосодержание - 47,5 м/т, содержание серы - 1,64%. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин. В качестве рабочего агента при заводнении залежи применяют пластовую воду.
3
3
3
Обеспечивают превышение объемов закачки рабочего агента над объемами отбора жидкости более 115%, т.е. по участку закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в объеме 84000 м/год, отбирают жидкость через добывающие скважины в объеме 73000 м/год. На залежи выявляют некачественный фонд скважин, в которых в процессе строительства скважин и в дальнейшем в процессе эксплуатации не выполнялся подъем цемента за колонной до устья. Проводят контроль за текущим превышением закачки над отбором и текущим пластовым давлением по участкам залежи. Наблюдают уменьшение пластового давления на участке залежи за 2,5 месяца на величину 0,5 МПа при удельной закачке рабочего агента 1100 м/м толщины пласта. Анализируют герметичность скважин некачественного фонда и нагнетательных скважин. Устанавливают, что в 1 скважине нагнетательного фонда появилось нарушение, в которых имеет место поглощение рабочего агента. Ликвидируют поглощение в скважине.
В результате удается восстановить необходимое пластовое давление на участке залежи, ликвидировать перерасход рабочего агента при превышении объемов закачки над объемами отбора, сохранить темп разработки залежи.
Применение предложенного способа позволит ликвидировать перерасход рабочего агента при превышении объемов закачки над объемами отбора, сохранить темп разработки залежи.