СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды и отбор продукта с измерением объема, где для каждой скважины и для всего месторождения определяют текущий коэффициент энергетической нефтеотдачи (КЭН) и вид воздействия выбирают в зависимости от величины КЭН [1].

В данном способе разработки для определения КЭН используют только показатель обводненности продукции без учета ее природы и динамики, что недостаточно для эффективного воздействия на залежь.

Известен способ контроля за разработкой нефтяной залежи, включающий ранжирование дебитов воды по убыванию и дебитов нефти по возрастанию, воздействие на залежь с учетом суммы рангов [2].

Однако, в известном способе ранжирование проводят по 2 параметрам: добыча нефти и воды, однако границы рангов точно не определены, не учитывается природа обводнения. Также не предусмотрена возможность воздействия на скважины с использованием известных или новых технологий.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение характера обводнения по динамике накопленной добычи нефти, изменение отбора жидкости, выбор скважин для изоляции высокообводненных интервалов и проведение изоляционных работ [3].

В известном способе анализируют динамику добычи нефти без учета других параметров работы скважин, не рассматривают возможность реализации комплексных методов воздействия на скважину, что снижает эффективность способа.

В основу настоящего изобретения положена задача создать способ разработки нефтяной залежи, позволяющий за счет ранжирования показателей работы скважины выбрать наиболее эффективный метод интенсификации добычи нефти и, тем самым, увеличить добычу нефти.

Поставленная задача решается путем создания способа разработки нефтяной залежи, включающего определение характера обводнения добывающих скважин, выбор скважин для обработки и проведение обработки, где характер обводнения скважин определяют путем разбивки показателей пластового давления, обводненности и источника обводнения на интервалы с присвоением ранга каждому показателю в этом интервале, для безводных скважин, но с обводненностью продукции 0-30% и с пластовым давлением выше гидростатического, присваивают ранг 0, для скважин с обводненностью продукции 30-80%, обводнившихся пластовой водой, и с пластовым давлением, равным гидростатическому, присваивают ранг 1, а для скважин с обводненностью продукции более 80%, обводнившихся закачиваемой водой, и с пластовым давлением ниже гидростатического присваивают ранг 2, затем находят сумму рангов для каждой скважины и в зависимости от ее величины выбирают метод обработки скважины, причем при сумме рангов от 0 до 2 проводят обработку кислотными композициями, при сумме рангов от 3 до 4 - проводят временную блокировку водонасыщенных зон пласта с последующей обработкой кислотными композициями, а при сумме рангов > 4 проводят изоляцию водонасыщенных зон пласта с последующей обработкой кислотными композициями.

Показатели: пластовое давление, обводненность и источник обводнения выбирают как наиболее информативные, исходя из эффективности применения соляной кислоты и композиций на ее основе для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов конкретных месторождений Татарии, Башкирии и Пермской области. Каждый показатель разбивают на интервалы и присваивают каждому интервалу ранг от 0 до 2 (см. таблицу 1).

Затем для каждой скважины подсчитывают сумму рангов и при сумме рангов от 0 до 2 проводят обработку призабойной зоны кислотными композициями для увеличения продуктивности скважины; при сумме рангов от 3 до 4 - проводят временную блокировку водонасыщенных зон пласта на время реакции закачиваемых кислотных композиций с породой призабойной зоны и насыщающими флюидами, после окончания реакции блокировка прекращается; при сумме рангов > 4 проводят изоляционные работы для изоляции водонасыщенных зон и далее проводят обработку кислотными композициями для увеличения проницаемости призабойной зоны (см. таблицу 2). В результате, наряду с интенсификацией добычи нефти, происходит сокращение добычи воды.

В качестве кислотных композиций могут быть использованы:
соляная кислота по ТУ 6-01-04684381-85-92, ТУ 6-01-714-77;
композиции типа СНПХ-9010 по ТУ 39-5765657-131-91;
соляно-кислотные композиции замедленного действия (см. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. М.: Недра, 1991, с. 31-32).

Временная блокировка перед закачкой кислотных композиций может проводиться с использованием, например:
технологической жидкости типа СНПХ-3100 по ТУ ОП13-0281036-25-92;
гидроэмульсионных растворов (см. Быков М.Т. и др., "Сборник технологических инструкций по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин", АО "Татнефть", Лениногорск, 1978, т.2, с.21-23).

Водоизоляционные работы осуществляют с использованием:
водоцементных суспензий (см. Муслимов Р.Х. и др. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения, М.: ВНИИОЭНГ, т.2, с. 174-220);
синтетическими смолами по ТУ 88-109-71, гипаном МРТУ 6-01-166-67;
композициями селективного действия ДНПХ-8700 по ТУ 39-05675760-ОП-214-95, СНПХ-9630 по ТУ 39-5765657-097-90.

Способ осуществляется следующим образом.

На основании сопоставления среднего дебита нефти добывающих скважин по залежи (2,2 т/сут) по конкретным скважинам предварительно выбирают скважины, перспективные для работ по интенсификации добычи. Далее, отсеиваются скважины, не удовлетворяющие требованиям технического состояния (отсутствие зумпфа, нарушение целостности колонны, неисправность устьевой арматуры) и охраны природы. По оставшимся скважинам анализируют динамику добычи жидкости по ее характеру - источник обводнения, обводненность и пластовое давление, проводят ранжирование указанных показателей путем деления показателей на интервалы с присвоением им рангов от 0 до 2, подсчитывают сумму рангов и выбирают технологию для обработки.

Реализацию способа рассматриваем на примере залежи кизеловского горизонта НГДУ "Лениногорскнефть" на 8 выборочных добывающих скважинах. Залежь эксплуатируется с 1974 г. Коллектор представлен порово-кавернозно-трещиноватыми известняками, начальная нефтенасыщенность 71%. Средний дебит скважины по нефти 2,2 т/сут. Фонд 1264 скважины. Выбирают скважины для проведения работ по интенсификации добычи нефти. Определяют показатели обводнения, пластового давления и источника обводнения, разбивают на интервалы с присвоением им рангов от 0 до 2, подсчитывают сумму рангов и в зависимости от суммы выбирают конкретную технологию для обработки скважины.

На скважинах 15353, 26450, 16975, 16889, 37771 рекомендуемые и реализованные технологии совпали. Дополнительная добыча нефти составила 398, 591, 240, 302, 380 тонн соответственно. На скважинах 15547, 9363, 15360 рекомендуемые и реализованные технологии не совпали, дополнительная добыча нефти при использовании имеющейся технологии отсутствует (см. таблицу 3). Годовой технологический эффект (1996 г.) только на месторождениях Татарстана с помощью заявляемого изобретения - дополнительно добыто свыше 18,1 тысяч тонн нефти.

Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа заключается в том, что в отличие от известного способа он позволяет по анализу небольшого объема геолого-промысловой информации быстро и надежно определить перспективную технологию обработки каждой скважины и в результате повысить эффективность промысловых работ.

Использование: в нефтедобывающей промышленности, а именно в способах разработки нефтяных залежей. Обеспечивает, за счет ранжирования показателей разработки, выбор наиболее эффективного метода обработки скважин и увеличение добычи нефти. Сущность изобретения: по способу определяют характер обводнения скважин. Выбирают скважины для обработки и проводят эту обработку. Характер обводнения скважин определяют путем разбивки показателей пластового давления, обводненности и источника обводнения на интервалы с присвоением ранга каждому показателю в этом интервале. Для безводных скважин, но с обводненностью продукции 0-30% и с пластовым давлением выше гидростатического, присваивают ранг 0. Для скважин с обводненностью продукции 30-80%, обводнившихся пластовой водой, и с пластовым давлением, равным гидростатическому, присваивают ранг 1. Для скважин с обводненностью продукции более 80%, обводнившихся закачиваемой водой, и с пластовым давлением ниже гидростатического присваивают ранг 2. Затем находят сумму рангов для каждой скважины и, в зависимости от ее величины, выбирают метод обработки скважины. При сумме рангов меньше 2 проводят обработку кислотными композициями. При сумме рангов от 3 до 4 проводят временную блокировку водонасыщенных зон с последующей обработкой кислотными композициями. При сумме рангов больше 4 производят изоляцию водонасыщенных зон пласта с последующей обработкой кислотными композициями. 3 табл.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение характера обводнения скважин, выбор скважин для обработки и проведение обработки, отличающийся тем, что характер обводнения скважин определяют путем разбивки показателей пластового давления, обводненности и источника обводнения на интервалы с присвоением ранга каждому показателю в этом интервале: для безводных скважин, но с обводненностью продукции 0 - 30% и с пластовым давлением выше гидростатического присваивают ранг 0, для скважин с обводненностью продукции 30 - 80%, обводнившихся пластовой водой, и с пластовым давлением, равным гидростатическому, присваивают ранг 1, а для скважин с обводненностью продукции более 80%, обводнившихся закачиваемой водой, и с пластовым давлением ниже гидростатического присваивают ранг 2, затем находят сумму рангов для каждой скважины и, в зависимости от ее величины, выбирают метод обработки скважины, причем при сумме рангов < 2 проводят обработку кислотными композициями, при сумме рангов от 3 до 4 проводят временную блокировку водонасыщенных зон пласта с последующей обработкой кислотными композициями, а при сумме рангов > 4 проводят изоляцию водонасыщенных зон пласта с последующей обработкой кислотными композициями.