СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к разработке нефтегазовой залежи и может найти применение в нефтедобывающей промышленности при разработке тектонически экранированной на отдельные блоки залежи нефти при отсутствии гидродинамической связи между скважинами.

Известен способ разработки нефтяной залежи системой добывающих и нагнетательных скважин, с помощью которых осуществляется добыча нефти фонтанным способом при поддержании пластового давления путем закачки жидкого и газообразного агента в пласт с помощью нагнетательных скважин [1].

К недостаткам данного способа относится необходимость поддержания пластового давления путем закачки больших объемов воды и обязательного наличия гидродинамической связи между скважинами.

Известен способ разработки нефтяной залежи с применением заводнения путем циклической избирательной закачки воды в пласт через систему нагнетательных скважин и отбора пластового флюида добывающими скважинами фонтанным способом. Избирательная закачка воды осуществляется циклически в зависимости от коллекторских свойств пласта [2].

Способ предусматривает добычу нефти и газа из неоднородных по проницаемости коллекторов при наличии гидродинамической связи между всеми скважинами и при наличии фильтрации вытесняемого флюида и нагнетаемой воды в пласте.

Известен способ разработки нефтяных месторождений [3], состоящий в нагнетании газа с максимальных расходом в скважину и добычи нефти из этой же скважины, при этом газ нагнетается через верхние перфорационные отверстия скважины в объемах, эквивалентных объемам добываемой нефти через нижние перфорационные отверстия той же скважины. Принцип добычи основан на использовании гравитационных сил, которые заставляют мигрировать газ и нефть вверх и вниз по наклонному пласту к горизонтальной плоскости.

Недостатками данного способа являются применение дорогостоящего компрессорного оборудования для нагнетания газа с максимальными расходами, а при наличии горизонтально расположенного продуктивного пласта способ извлечения нефти будет не эффективным.

Наиболее близким к изобретению является способ разработки нефтяных залежей, основанный на гравитационной добычи вязкой нефти через одиночную горизонтальную скважину, используя пар и растворимый газ [4].

Добычу высоковязкой нефти осуществляют путем нагнетания пара и газа-растворителя в пласт через верхние перфорационные отверстия горизонтальной части ствола скважины. Происходит разогрев высоковязкой нефти и насыщение ее газом. Разогретая газонасыщенная нефть под давлением сил гравитации опускается в низ пласта, собираясь вокруг горизонтального ствола скважины, и затем проникает в скважину через нижний дренажный канал колонны обсадных труб, из которых под действием давления в пласте, создаваемого при наличии рабочего агента, нефть извлекается на дневную поверхность.

Недостатками данного способа разработки залежей, содержащих высоковязкие нефти, являются применение дорогостоящего подземного и наземного оборудования, включая необходимость бурения горизонтальных скважин; пласт должен залегать на небольшой глубине и должен обладать высокой пористостью и проницаемостью.

Цель предлагаемого изобретения - разработка нефтегазовых залежей, имеющих неоднородные гидродинамически изолированные на отдельны блоки коллектора при отсутствии контура питания.

Для этого осуществляют циклическое нагнетание жидкости в добывающие скважины. Жидкость нагнетают повышенной плотности по сравнению с плотностью пластового флюида для вытеснения последнего из неоднородного коллектора вплоть до давления гидроразрыва пород. После периода гравитационного и капиллярного замещения отбирают из тех же скважин со снижением давления на забое скважин до минимально возможного. Время окончания период гравитационного и капиллярного замещения определяют по установившемуся давлению на устье скважины или уровню нефти в затрубном пространстве. В качестве жидкости применяют любую жидкость, имеющую более высокую плотность по сравнению с плотностью пластового флюида и не смешивающуюся с ним. В качестве такой жидкости могут быть вода, рассол и т.п.

Способ осуществляется при помощи следующих действий:
определяют фонд скважин на месторождении с отсутствием гидродинамических связей;
нагнетают жидкость повышенной плотности по сравнению с плотностью пластового флюида;
закрывают скважину на время гравитационного и капиллярного замещения;
открывают скважину для добычи нефти после окончания процесса замещения;
снова нагнетают в пласт жидкость вплоть до давления гидроразрыва пород;
закрывают скважину на время гравитационного и капиллярного замещения, после чего вновь отбирают нефть до тех пор, пока давление не снизится до минимального.

Дальнейшее извлечение нефти из пласта повторяют в той же последовательности.

Пример конкретного выполнения. Пермотриасовые и филипповские нефтяные отложения на Астраханском газоконденсатном месторождении, залегающие над башкирской газоконденсатной залежью, осложнены тектоническими нарушениями. По этой причине они обладают трещиноватостью и экранированы по отдельным блокам. Исследования, проведенные на скважинах пермотриасовых и филипповских отложений, показали полное отсутствие гидродинамической связи между ними. Начальные кратковременные дебиты по скважинам 59, 313, 431, 929 и др. составляли от 150 до 300 м³/сут. Скважины работали от нескольких недель до 2 - 3 мес, после чего отбор нефти фонтанным способом прекратился.

Проведенные исследования на скважине 59 при добыче нефти из пермотриасовых отложений показали, что гидропроводность пласта снижается, что свидетельствует о смыкании трещин в призабойной зоне пласта. С этого момента скважина перестала фонтанировать нефтью, продолжая работать газом со снижающимся расходом. Величина открытой пористости пласта, по данным исследований кернов пермотриасовых и филипповских отложений, находится в пределах 0,04 - 0,06. Проницаемость матрицы коллектора составляет порядка 0,001 мкм². Скважины, вскрывшие филипповский горизонт и отстоящие друг от друга на расстоянии 300 м, показали полное отсутствие гидродинамической связи между ними. После прекращения фонтанирования скважины пластовое давление практически не восстановилось. Все это свидетельствовало об экранированности на отдельные блоки пласта и не позволило использовать известные способы разработки залежей нефти и газа.

В этих условиях осуществили пробную эксплуатацию залежи путем гравитационного и капиллярного замещения в пластовых условиях нефти и газа жидкостью большей плотностью по сравнению с плотностью пластового флюида. В качестве жидкости замещения на скважине 929 применяли артезианскую воду плотностью 1020 кг/м³, а на скважине 313 - рассол плотностью 1200 кг/м³. Объемы закачиваемой жидкости изменяли в широких пределах от 20 до 600 м³. После каждой закачки воды или рассола скважину оставляли в покое на время процесса замещения.

После проведения опытных закачек воды и отбора нефти по этим же скважинам было определено оптимальное время замещения, которое составило 10 сут.

Данные по закачке воды и по добыче нефти из филипповского горизонта, полученные по двум скважинам, приведены в таблице.

Фактический экономический эффект по скважине 313 на 01.01.96 г. составил 130 тыс. руб. на 1 т. добытой нефти.

Таким образом, предлагаемая модель гравитационного и капиллярного замещения осуществить процесс разработки залежей, которые невозможно вести известными способами.

Изобретение относится к разработке нефтегазовой залежи и может найти применение в нефтедобывающей промышленности при разработке тектонически экранированной на отдельные блоки залежи при отсутствии гидродинамической связи между скважинами. Способ разработки включает циклическое нагнетание жидкости в добывающую скважину вплоть до гидроразрыва пород. Жидкость имеет повышенную плотность по сравнению с плотностью пластового флюида. После периода гравитационного и капиллярного замещения нефть отбирают из тех же добывающих скважин со снижением давления на забое скважин до минимально возможного. 1 табл.

Способ разработки тектонически экранированной нефтегазовой залежи, включающий циклическое нагнетание жидкости в скважины, расположенные на залежи, отбор пластового флюида из тех же скважин фонтанным или механизированным способом после периодов гравитационного замещения, отличающийся тем, что разработку осуществляют добывающими скважинами, в которые нагнетают жидкость повышенной плотности по сравнению с плотностью пластового флюида для вытеснения последнего из неоднородного коллектора до давления гидроразрыва пород, а после периода гравитационного и капиллярного замещения отбирают нефть из тех же скважин со снижением давления на забое скважин до минимально возможного.