Способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения
DEVELOPMENT METHOD OF SMALL DEPOSITS AND SEPARATE LENSES OF OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке небольших залежей нефти пластового или массивного типа, тупиковых зон и линз.
Известен способ разработки мелких нефтяных линз, вскрытых одиночной скважиной, согласно которому производят чередование отбора пластовой жидкости и закачку вытесняющего агента. Закачку вытесняющего агента ведут при давлении, не превышающем давления разрыва пород, определяемого по геолого-физическим параметрам линзы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной. Отбор жидкости осуществляют до падения дебита нефти на 20-60% от первоначального. При этом периоды закачки на начальном этапе ведут через равные промежутки времени, пока пластовое давление не достигнет первоначального. Периоды отбора на начальном этапе осуществляют также через равные промежутки времени, пока пластовое давление не снизится до 80-90% от давления насыщения. При этом начальный этап разработки считается завершенным при снижении первоначального дебита нефти во втором и последующих циклах отбора до 30-60% от первоначального дебита нефти в первом цикле (Патент РФ №2520997, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.06.2014).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения, в котором проводят бурение вертикальных и горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение нагнетательных горизонтальных скважин параллельно контуру нефтеносности и/или линиям замещения коллектора и не менее 70 метров внутрь залежи от указанных линий в плане. Забой предыдущей скважины и точку входа в пласт последующей скважины размещают на расстоянии друг от друга не менее 50 м. Горизонтальный ствол бурят длиной не менее 2 расстояний утвержденной сетки скважин. Отбирают продукцию через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. При снижении пластового давления ниже значений 80% от начального и/или при обводнении горизонтальных скважин, запущенных под добычу, более 90% переводят их под нагнетание, вытесняя нефть к центру залежи и от зон замещения на неколлектор в зону развития коллекторов (Патент РФ №2447271, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.04.2012 - прототип).
Общим недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача залежи.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается способом разработки мелких залежей и отдельных линз нефтяного месторождения, согласно которому залежь разрабатывают заводнением в режиме снижения пластового давления с неполной компенсацией отбора жидкости закачкой воды в пределах от 80% до 110% в разные месяцы, на нагнетательной скважине проводят кислотную обработку, увеличивают приемистость скважины, увеличивают компенсацию отбора жидкости закачкой до 300% и эксплуатируют в течение 4-6 месяцев, при повышении пластового давления выше гидростатического и переходе добывающей скважины в режим фонтанирования продолжают эксплуатацию штангового насоса, по истечению двух месяцев фонтанирования с дебитом от 2 до 8 раз больше первоначального закачку в нагнетательную скважину прекращают, эксплуатируют добывающую скважину до снижения пластового давления до 0,6 от начального и забойного давления до уровня давления насыщения, возобновляют закачку рабочего агента через нагнетательную скважину с увеличением продолжительности периода работы нагнетательной скважины на 2 месяца, производят контрольный отбор проб продукции и при увеличении обводненности продукции добывающей скважины более, чем на 10 процентных пунктов закачку останавливают раньше и следующий период нахождения нагнетательной скважины под закачкой сокращают.
Сущность изобретения
При разработке мелких залежей нефти и нефтяных линз нефтеотдача остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.
Залежь разрабатывают заводнением в режиме снижения пластового давления с неполной компенсацией отбора жидкости закачкой воды в пределах от 80% до 110% в разные месяцы. На нагнетательной скважине проводят кислотную обработку с применением глинокислотной композиции, состоящей из 95-97% раствора 12% соляной кислоты и 3-5% фтористоводородной кислоты, увеличивают приемистость скважины, увеличивают компенсацию отбора жидкости закачкой до 300% и эксплуатируют в течение 4-6 месяцев. При повышении пластового давления выше гидростатического и переходе добывающей скважины в режим фонтанирования продолжают эксплуатацию штангового насоса, по истечению двух месяцев фонтанирования с дебитом от 2 до 8 раз больше первоначального закачку в нагнетательную скважину прекращают, эксплуатируют добывающую скважину до снижения пластового давления до 0,6 от начального и забойного давления до уровня давления насыщения. Возобновляют закачку рабочего агента через нагнетательную скважину с увеличением продолжительности периода работы нагнетательной скважины на 2 месяца. Производят контрольный отбор проб продукции и при увеличении обводненности продукции добывающей скважины более, чем на 10 процентных пунктов закачку останавливают и следующий период нахождения нагнетательной скважины под закачкой сокращают.
При переходе от режима избыточной компенсации отбора жидкости закачкой поток жидкости в пласте меняет направление. При работе нагнетательной скважины пластовый флюид двигается от нагнетательной скважины к добывающей и частично - транзитом далее, вытесняя запасы из межскважинной зоны. Запасы зоны за добывающей скважиной не участвуют в разработке, т.к. пластовое давление зоны отбора выше, чем в зоне за добывающей скважиной и контуром питания для добывающей скважин является только зона между нагнетательной и добывающей скважиной. За период закачки через нагнетательную скважину в зоне за добывающей скважиной также повышается пластовое давление. При остановке закачки давление в пласте распределяется равномерно и зона добывающей скважины постепенно становится точкой наименьшего давления на участке залежи. Повышенное в зоне за добывающей скважиной пластовое давление обеспечивает градиент давления, необходимый для движения флюида в пластовой среде. В результате контур питания добывающей скважины расширяется и приток в добывающую скважину начинает поступать со всех сторон, вовлекая в разработку запасы зоны за добывающей скважиной.