СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
3
3
3
Известен способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, включающий организацию ванны рабочего агента в объеме 4-6 м в интервале перфорации с технологической выдержкой до 9 ч, продавку рабочего агента сточной водой в режиме импульсного дренирования: повышение давления на устье до 11-13 МПа - сброс давления с количеством импульсов 30-50, продавку 3-8%-ного раствора соляной кислоты в объеме 20-40 м, проведение технологической выдержки не более 4 ч и прокачку 20-40 м сточной воды (Патент РФ №2258134, опублик. 10.08.2005).
Применение для продавки сточной воды делает практически бесполезной очистку призабойной зоны, закольматированной продуктами, привнесенными сточной водой как рабочим агентом.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, в котором осуществляют нагнетание рабочего агента через нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, и отбор нефти через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами. При этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере одного, в залежи в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности. При достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания. Для этого увеличивают расход нагнетаемого агента до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта. После этого давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического на 5-10% и нагнетают в продуктивный пласт порцию рабочего агента в течение времени прохождения волны давления от нагнетательной скважины до добывающей скважины. Затем нагнетание рабочего агента прекращают. Нагнетательную скважину выдерживают под давлением в течение времени до падения давления в ней до нижнего предела эффективного давления. На этом цикл воздействия давлением на продуктивный пласт заканчивают. После этого нагнетание рабочего агента возобновляют с подъемом давления нагнетания до верхнего значения эффективного давления и циклы воздействия давлением на продуктивный пласт повторяют (патент РФ №2185503, опублик. 2002.07.20 - прототип).
Известный способ не позволяет достичь высокой нефтеотдачи вследствие невозможности поддерживать пластовое давление из-за малой приемистости нагнетательных скважин.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента при рабочем давлении и расходе через нагнетательные скважины и повышение давления закачки, согласно изобретению в качестве рабочего агента используют пластовую воду, очищенную до наличия твердых взвешенных частиц не более 60 мг/л и нефтяной эмульсии не более 50 мг/л, повышение давления закачки проводят при потере приемистости вследствие кольматации прискважинной зоны нагнетательной скважины твердыми взвешенными частицами и нефтяной эмульсией, в нагнетательную скважину закачивают воду без кольматирующих веществ при повышенном давлении, при котором скважина принимает в объеме, достаточном для распределения кольматирующих веществ в пласте и увеличения приемистости нагнетательной скважины, а после этого при непрерывной закачке переходят к закачке рабочего агента на вновь установленном рабочем давлении и расходе.
Сущность изобретения
Ухудшение приемистости нагнетательных скважин по причине наличия в закачиваемой воде взвесей и нефтепродуктов и их отложения в околоскважинной зоне является главной причиной снижения пластового давления на участке залежи и снижения текущей нефтеотдачи. Для очистки прискважинной зоны применяют разные технологии вплоть до гидроразрыва пласта. Однако эти технологии дороги, имеют ряд ограничений по применимости и не всегда эффективны. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет своевременного восстановления приемистости нагнетательных скважин. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяной залежи ведут отбор добываемой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента при рабочем давлении и расходе через нагнетательные скважины. В качестве рабочего агента используют пластовую воду, очищенную до наличия твердых взвешенных частиц не более 60 мг/л и нефтяной эмульсии не более 50 мг/л.
В настоящее время на заводненных месторождениях встает проблема утилизации попутно добываемой пластовой воды. В подавляющем большинстве случаев эту воду готовят для системы поддержания пластового давления, очищают от механических примесей, от остатков нефтяной эмульсии, возможных других примесей типа серы, парафинов и т.п. Абсолютно чистую воду не получают вследствие высокой стоимости процесса. Согласно исследованиям авторов целесообразно доводить очистку до наличия твердых взвешенных частиц в попутно добываемой воде не более 60 мг/л и нефтяной эмульсии не более 50 мг/л. По причине срыва в технологических процессах подготовки сточных вод разовые выбросы могут превышать эти значения иногда в 2 и более раз. Очищенную и подготовленную воду закачивают в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины.
Но даже столь малое количество твердых взвешенных частиц и нефтяной эмульсии на практике оборачивается значительными кольматирующими отложениями в околоскважинной зоне нагнетательной скважины. При низкопродуктивных коллекторах даже незначительное количество кольматирующих веществ с течением времени создает в околоскважинной зоне барьер на пути движения рабочего агента, снижает или сводит к нулю проницаемость. Закачка через нагнетательную скважину становится невозможной. Пластовое давление на участке залежи снижается, нефтеотдача падает.
При потере приемистости вследствие кольматации околоскважинной зоны нагнетательной скважины твердыми взвешенными частицами и нефтяной эмульсией в нагнетательную скважину закачивают воду без кольматирующих веществ (пресную воду или минерализованную воду с нулевым содержанием твердых взвешенных частиц и нефтяной эмульсии) при повышенном давлении, при котором скважина принимает в объеме, достаточном для распределения кольматирующих веществ в пласте и увеличения приемистости нагнетательной скважины.
2
3
3
3
На устье скважины устанавливают агрегаты (например, ЦА 320), собирают линию высокого давления. Закачку воды без кольматирующих веществ ведут при давлении до 40 МПа и расходе, который скважина позволяет создать, как правило, от 4,6 до 66 л/с. Объем воды, достаточный для распределения кольматирующих веществ в пласте, определяют следующим образом. Как правило, кольматирующие вещества накапливаются в прискважинной зоне радиусом до 0,5 м. Поскольку концентрация веществ в околоскважинной зоне с отдалением от скважины уменьшается по квадратичному закону, то для уменьшения концентрации кольматирующих веществ в 10 раз их необходимо распределить на расстоянии от скважины радиусом порядка 1,5 м. При этом очищенный от кольматирующих веществ объем пор в прискважинной зоне оказывается практически равным десятой части изначально незакольматированного объема пор, что обеспечивает достаточную для разработки приемистость скважины. При наиболее часто встречающейся ширине интервала продуктивного пласта 4 м и пористости 20% объем воды для заполнения этой зоны составляет 3,14·1,5·4·0,2=5,6 м или округленно 6 м. Для обеспечения более полной очистки минимально необходимый объем воды без кольматирующих веществ увеличивают в 2-3 раза и доводят максимально до 18 м.
Расход воды без кольматирующих веществ зависит от появляющейся приемистости скважины и давления закачки. Создают максимальное давление закачки порядка 38-40 МПа, при этом расход может быть от 4,6 до 66 л/с. После пробития так называемой «пробки», т.е. появления большей приемистости при непрерывной закачке, переходят к закачке рабочего агента на вновь установленном рабочем давлении и расходе.
Пример конкретного выполнения
2
3
3
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1730 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 33°С, пористость 21,2, проницаемость 300 мкм, нефтенасыщенность 78,2%, плотность нефти 802 кг/м, вязкость нефти 3,8 МПа·с, средняя толщина пласта 4 м. На участке залежи отбирают нефть через 20 добывающих скважин и закачивают рабочий агент - сточную воду, через 5 нагнетательных скважин. Вследствие кольматации околоскважинной зоны одной из нагнетательных скважин приемистость снизилась с 70 м/сут при устьевом давлении 12 МПа до 0. Повышение давления до 20 МПа не вызвало появления приемистости.
3
3
3
Определяют объем воды, необходимый для очистки околоскважинной зоны, который оказывается равным 18 м. На устье скважины устанавливают 3 насосных агрегата типа ЦА 320, все выкидные линии агрегатов подсоединяют к линии высокого давления, проведенной от агрегатов до колонны насосно-компрессорных труб в скважине. Колонну насосно-компрессорных труб оснащают пакером, размещенным над интервалом продуктивного пласта воздействия. Одновременно включают 3 насосных агрегата. Повышают давление закачки. При давлении 22 МПа появляется приемистость скважины с расходом воды порядка 10 л/с. Продолжают закачку воды сразу от 3 насосных агрегатов. При этом на скважине устанавливается давление закачки 38 МПа при расходе 95-100 л/с. Закачивают 18 м воды. Отключают 2 насосных агрегата и оценивают установившийся режим закачки, который оказывается равным 120 м/сут при давлении на устье 12 МПа. К линии высокого давления, соединенной с колонной насосно-компрессорных труб, подключают водовод с пластовой водой, очищенной до наличия твердых взвешенных частиц не более 60 мг/л и нефтяной эмульсии не более 50 мг/л. После появления давления от водовода в линии высокого давления отключают насосный агрегат, добиваясь отсутствия снижения давления и расхода закачки рабочего агента в нагнетательную скважину. Дальнейшую закачку рабочего агента ведут от водовода.
В результате удается повысить приемистость нагнетательной скважины и увеличить пластовое давление на участке разработки. За счет подобных работ по всей залежи снижаются простои нагнетательных скважин, повышается пластовое давление, за счет чего удается повысить нефтеотдачу залежи на 0,2%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.