СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, в соответствии с которым бурят скважины и размещают их рядами, отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в режиме снижения пластового давления до достижения его значения 80-85% от первоначального. Определяют линии тока закачиваемого рабочего агента, перпендикулярные рядам нагнетательных скважин. Обводненные добывающие скважины, расположенные на этих линиях тока, переводят в нагнетательные. Продолжают разработку залежи в режиме поддержания пластового давления. Выделяют зоны залежи с пониженными значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, выработанности запасов и скорости обводнения и повышенной глинистостью. Бурят дополнительные добывающие скважины и размещают их в выделенной зоне и/или за этой зоной с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин. Перфорируют дополнительные добывающие скважины в кровельной части продуктивного пласта. Отбор нефти осуществляют при депрессии не ниже 85% от начального пластового давления. В качестве рабочего агента используют воду плотностью 1,08-1,10 г/см³, например попутную девонскую пластовую воду. Закачку рабочего агента осуществляют в циклическом режиме: 10-20 сут закачка, 10-20 сут остановка, при этом обеспечивают условие соответствия объемов отбора и закачки жидкости за три месяца разработки (Патент РФ 2065938, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996.08.27).

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

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, в соответствии с которым отбирают нефть через добывающие скважины, переводят часть добывающих скважин в нагнетательные и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. На залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50-0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные. Формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне повышенной проницаемости нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14-1,15 г/см³. В качестве рабочего агента используют, в частности, турнейскую воду с плотностью 1,14-1,15 г/см³, закачку рабочего агента производят циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10-20 сут (Патент РФ 2061178, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996.05.27).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако нефтеотдача залежи остается невысокой.

В изобретении решается задача повышения нафтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетальные скважины, определение направления трещиноватости коллектора и формирование новых рядов нагнетательных скважин относительно направления трещиноватости, при определении направления трещиноватости коллектора выявляют направление зоны максимальной трещиноватости, сформировавшееся в коллекторе в процессе разработки залежи, при выявлении направления трещиноватости проводят закачку жидкости с индикатором и определяют время прохождения индикатора и объем жидкости, необходимый для его доставки от нагнетательных скважин до добывающих в промытой части пласта, затем при давлении, превышающем на 2-10% рабочее давление нагнетания, проводят закачку тампонирующих растворов в количестве, соответствующем закачанному объему жидкости для доставки индикатора, после чего формируют новые ряды нагнетательных скважин из числа обводненных добывающих скважин с их расположением параллельно направлению зоны максимальной трещиноватости, а при дальнейшей разработке залежи закачку рабочего агента осуществляют при давлениях на забое нагнетательных скважин ниже давления раскрытия трещин.

Признаками изобретения являются:
1. отбор нефти через добывающие скважины;
2. закачка рабочего агента через нагнетальные скважины;
3. определение направления трещиноватости коллектора;
4. формирование новых рядов нагнетательных скважин относительно направления трещиноватости;
5. при определении направления трещиноватости коллектора выявление направления зоны максимальной трещиноватости, сформировавшейся в коллекторе в процессе разработки залежи;
6. при выявлении направления трещиноватости проведение закачки жидкости с индикатором и определение времени прохождения индикатора и объема жидкости, необходимой для его доставки от нагнетательных скважин до добывающих в промытой части пласта;
7. при давлении, превышающем на 2-10% рабочее давление нагнетания, проведение закачки тампонирующих растворов в количестве, соответствующем закачанному объему жидкости для доставки индикатора;
8. формирование новых рядов нагнетательных скважин из числа обводненных добывающих скважин с их расположением параллельно направлению зоны максимальной трещиноватости;
9. при дальнейшей разработке залежи закачка рабочего агента при давлениях на забое нагнетательных скважин ниже давления раскрытия трещин.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Основной причиной, препятствующей достижению высокой нефтеотдачи, является ориентация рядов нагнетательных скважин перпендикулярно направлению трещиноватости. Это способствует опережающему прорыву закачиваемого рабочего агента по трещинам в зону отбора к забоям добывающих скважин и, как следствие, к низкому охвату воздействием продуктивного пласта. Кроме того, повышенное давление закачки рабочего агента способствует раскрытию трещин и формированию техногенной трещиноватости, усиливающей негативные факторы разработки залежи.

Задачей данного изобретения является повышения нефтеотдачи залежи.

Задачу решают следующим образом.

Разрабатывают нефтяную залежь. Отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетальные скважины. Выявляют направление зоны максимальной трещиноватости, сформировавшееся в коллекторе в процессе разработки залежи. При этом проводят закачку жидкости с индикатором и определяют время прохождения индикатора и объем жидкости, необходимый для его доставки от нагнетательных скважин до добывающих в промытой части пласта. Затем при давлении, превышающем на 2-10% рабочее давление нагнетания, проводят закачку тампонирующих растворов в количестве, соответствующем закачанному объему жидкости для доставки индикатора. После этого формируют новые ряды нагнетательных скважин из числа обводненных добывающих скважин с их расположением параллельно направлению зоны максимальной трещиноватости. При дальнейшей разработке залежи закачку рабочего агента осуществляют при давлениях на забое нагнетательных скважин ниже давления раскрытия трещин.

Способ реализован на опытном участке Талинского месторождения.

Эксплуатационный объект (пласты ЮК₁₀ и ЮК₁₂) сложен серией терригенных пород: переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Общая толщина объекта 40-50 м. Средняя пористость 21%. Проницаемость изменяется в диапазоне от единиц до сотен миллидарси. Коллекторы высокой проницаемости не приурочены к какой-либо определенной части разреза. Они в виде самостоятельных зон встречаются и в верхней, и в нижней частях продуктивной пачки. В среднем глубина залегания залежи 2600 м. Начальное пластовое давление 26 МПа. Вязкость нефти в пластовых условиях 0,28 сПз. Вязкость воды в пластовых условиях 0,4 сПз.

Дебиты добывающих скважин изменяются от 10 до 100 т/сут. Приемистость нагнетательных скважин изменяется от 50 до 500 м³/сут.

Размеры участка проведения работ 4 х 3 км. Участок разбурен по равномерной сетке добывающих скважин 500 х 500 м. Общее количество добывающих скважин 54 по 9 скважин в 6 рядах. С севера и юга участок ограничен двумя рядами нагнетательных скважин по 9 скважин в каждом ряду.

За 12 лет разработки коэффициент нефтеизвлечения составил 12%, обводненность добываемой продукции достигла 97%. При закачке рабочего агента давление на забое нагнетательных скважин находилось в диапазоне 41 - 54 МПа. Горное давление, рассчитанное исходя из плотности пород 2,5 кг/см³, составляло 65 МПа. Таким образом, забойное давление при закачке рабочего агента составляло 0,73 горного давления, что практически более чем на 20% превышает давление раскрытия трещин. Давление раскрытия трещин, определенное по результатам специальных гидродинамических исследований, составляет в среднем 0,58 величины горного давления.

В результате реализованной таким образом закачки рабочего агента при давлениях, превышающих давление раскрытия трещин, образовалась система интенсивной трещиноватости, по которой произошло почти полное обводнение добывающих скважин при низкой полноте извлечения нефти.

Для осуществления заявленного способа в нагнетательные скважины закачивают индикатор - водный раствор флюоресцина. Закачку производят последовательно сначала в скважины северного нагнетательного ряда, а затем, спустя три месяца, - в скважины южного ряда. При закачке в скважины контролируют время появления индикатора в добывающих скважинах и объем воды, закачанной до доведения индикатора в добывающие скважины. Отмечают, что при закачке индикатора в скважины северного нагнетательного ряда через 3 сут индикатор появился в добывающих скважинах третьего добывающего ряда от ряда нагнетательных скважин. При этом объем закачанной жидкости составил 12000 м³. При закачке индикатора в скважины южного нагнетательного ряда через 4,5 сут индикатор появился в добывающих скважинах третьего добывающего ряда от ряда нагнетательных скважин. При этом объем закачанной жидкости составил 18000 м³. По результатам закачки индикатора определяют направление техногенной трещиноватости. Оно оказалось практически перпендикулярным рядам нагнетательных скважин, т. е. совпадающим с направлением линий тока вдоль образовавшихся трещин от зоны нагнетания к зоне отбора. Затем в каждый ряд нагнетательных скважин при давлениях, на 8% превышающих рабочее давление закачки рабочего агента, закачивают 30000 м³ тампонирующего раствора - полимердисперсной системы, состоящей из 0,05% раствора полиакриламида и 5% глинопорошка. В северный ряд нагнетательных скважин закачивают 12000 м³ тампонирующего раствора, в южный ряд - 18000 м³. Таким образом изолируют сеть техногенных трещин, сформировавшихся в процессе разработки.

После этого формируют два новых ряда нагнетательных скважин, ориентированных параллельно направлению трещиноватости, т.е. перпендикулярно первоначально работавшим рядам нагнетательных скважин. Закачивают рабочий агент - попутную пластовую воду через новые ряды нагнетательных скважин при забойных давлениях, составляющих 0,4 горного давления, т.е. при 26 МПа. Общее количество новых нагнетательных скважин 12 по 6 в каждом ряду.

После начала разработки в новых условиях обводненность добываемой продукции составила 37%. За 4 года обводненность добываемой продукции возросла до 55%. За 4 года разработки добыто 2,4 млн. т. нефти.

Таким образом, нефтеотдача залежи существенно увеличивается.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетальные скважины. Выявляют направление зоны максимальной трещиноватости, сформировавшееся в коллекторе в процессе разработки залежи. При выявлении направления трещиноватости проводят закачку жидкости с индикатором и определяют время прохождения индикатора и объем жидкости, необходимый для его доставки от нагнетательных скважин до добывающих в промытой части пласта. Затем при давлении, превышающем на 2-10% рабочее давление нагнетания, проводят закачку тампонирующих растворов в количестве, соответствующем закачанному объему жидкости для доставки индикатора. После этого формируют новые ряды нагнетательных скважин из числа обводненных добывающих скважин с их расположением параллельно направлению зоны максимальной трещиноватости. При дальнейшей разработке залежи закачку рабочего агента осуществляют при давлениях на забое нагнетательных скважин ниже давления раскрытия трещин.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетальные скважины, определение направления трещиноватости коллектора и формирование новых рядов нагнетательных скважин относительно направления трещиноватости, отличающийся тем, что при определении направления трещиноватости коллектора выявляют направление зоны максимальной трещиноватости, сформировавшееся в коллекторе в процессе разработки залежи, при выявлении направления трещиноватости проводят закачку жидкости с индикатором и определяют время прохождения индикатора и объем жидкости, необходимый для его доставки от нагнетательных скважин до добывающих в промытой части пласта, затем при давлении, превышающем на 2-10% рабочее давление нагнетания, проводят закачку тампонирующих растворов в количестве, соответствующем закачанному объему жидкости для доставки индикатора, после чего формируют новые ряды нагнетательных скважин из числа обводненных добывающих скважин с их расположением параллельно направлению зоны максимальной трещиноватости, а при дальнейшей разработке залежи закачку рабочего агента осуществляют при давлениях на забое нагнетательных скважин ниже давления раскрытия трещин.