СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и форсированный отбор жидкости на части добывающих скважин [2].

Известный способ позволяет увеличить добычу нефти, однако значительная часть запасов нефти остается в залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и проведение сейсмоакустического воздействия на участке залежи [3].

Известный способ позволяет ограничить приток воды, увеличить текущую добычу нефти и конечную нефтеотдачу залежи, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и проведения сейсмоакустического воздействия в зоне стягивания,согласно изобретению в добывающей скважине, расположенной в зоне сейсмоакустического воздействия, проводят форсированный отбор жидкостей, при этом выход на форсированный режим осуществляют ступенчатым увеличением дебита скважины.

Существенными признаками изобретения являются:
1. Отбор нефти через добывающие скважины;
2. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме;
3. Проведение сейсмоакустического воздействия в зоне стягивания;
4. Проведение форсированного отбора жидкостей в добывающей скважине;
5. Расположение добывающей скважины - в зоне сейсмоакустического воздействия;
6. Осуществление выхода на форсированный режим ступенчатым увеличением дебита скважины.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

На залежи размещают скважины по рядной системе разработки и проводят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Одновременно на залежи в зоне стягивания проводят сейсмоакустическое воздействие. Как показывает практика, сейсмоакустическое воздействие, осуществляемое через добывающие скважины, имеет радиус действия порядка 2 км. В добывающей скважине, расположенной в зоне сейсмоакустического воздействия и в зоне стягивания, проводят форсированный отбор жидкостей. Вокруг такой скважины возникает зона форсированного отбора. Выведение скважины на режим форсированного отбора жидкостей осуществляют ступенчатым увеличением дебита скважины каждый раз ориентировочно на 30% по сравнению с предыдущим дебитом до достижения оптимального забойного давления.

При снижении забойного давления происходит пропорциональное увеличение дебита скважины до достижения оптимального забойного давления. После этого при дальнейшем снижении забойного давления происходит резкое замедление роста дебита, а затем и его снижение. Этот эффект объясняется началом фильтрации газированной жидкости и закрытием пор пласта в призабойной зоне скважины. Ступенчатый вывод скважины на режим форсированного отбора позволяет постепенно сформировать в пласте форсированные потоки жидкостей без резких гидродинамических нагрузок на пласт, что способствует сохранению проницаемости пласта и повышению дебитов скважин.

Особый эффект по увеличению добычи нефти возникает при совмещении зон сейсмоакустического воздействия, зоны стягивания и зоны форсированного отбора жидкостей.

Совокупное использование изложенных действий позволяет повысить нефтеотдачу залежи.

Пример. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9% проницаемость 0,029 мкм², нефтенасыщенность 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4 м, начальное пластовое давление 11 МПа, пластовая температура 25^oС, параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м³, вязкость 46 мПа•с, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м³/т, содержание серы 3,64%.

На залежи размещают скважины по рядной системе заводнения с 2 рядами нагнетательных скважин и 5 рядами добывающих скважин. Срединные ряды добывающих скважин образуют зону стягивания. Проводят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: через 1 ряд закачивают рабочий агент - высокоминерализованную воду с нижнего горизонта плотностью 1180-1200 кг/м³, в течение 15 сут, 2 ряд останавливают на 15 сут, затем в следующие 15 сут функции рядов меняют на противоположные. Одновременно на залежи в зоне стягивания проводят сейсмоакустическое воздействие через первую добывающую скважину, размещенную в зоне стягивания. Для создания сейсмоакустического воздействия используют электрогидродинамический излучатель с энергией 1 кДж, частотой сигнала от 200 до 3000 Гц, частотой посыла сигнала 1 за 10 с в течение 14 сут. Как показывает практика, сейсмоакустическое воздействие, осуществляемое через добывающие скважины, имеет радиус действия порядка 2 км. Во второй добывающей скважине, расположенной на расстоянии 500 м от первой, то есть в зоне сейсмоакустического воздействия и в зоне стягивания, проводят форсированный отбор жидкостей. Выведение скважины на режим форсированного отбора жидкостей осуществляют ступенчатым увеличением дебита скважины каждый раз ориентировочно на 30% по сравнению с предыдущим дебитом до достижения оптимального забойного давления, то есть с дебита 20 м³/сут при забойном давлении 13 МПа до дебита 80 м³/сут при забойном давлении 8 МПа через увеличение дебита до 26, 35, 46, 60, 80 м³/сут.

В результате разработки коэффициент нефтеотдачи участка разработки повысился на 7% и составил 0,55%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.

По способу разработки нефтяной залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в циклическом режиме и проводят сейсмоакустическое воздействие в зоне стягивания. В добывающей скважине, расположенной в зоне сейсмоакустического воздействия проводят форсированный отбор жидкости. Выход на форсированный режим осуществляют ступенчатым увеличением дебита скважины.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и проведение сейсмоакустического воздействия в зоне стягивания, отличающийся тем, что в добывающей скважине, расположенной в зоне сейсмоакустического воздействия, проводят форсированный отбор жидкостей, при этом выход на форсированный режим осуществляют ступенчатым увеличением дебита скважины.