СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей с подошвенной водой и трещиновато-порово-кавернозным коллектором.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи, отбор продукции из добывающих скважин, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодический отбор нефти (патент РФ 2138625, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1999).

Известный способ приводит к замедлению темпов отбора нефти из залежи за счет периодичности отбора нефти.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии при наличии водонефтяного контакта, включающий разработку нефтяной залежи системами скважин, перфорацию в добывающих скважинах выше водонефтяного контакта, отбор через них продукции, закачку воды через нагнетательные скважины, проведение геофизических исследований по контролю за передвижением водонефтяного контакта, перенос фронта нагнетания воды из одного ряда скважин в другой, в котором сначала перфорируют обсадную колонну ниже водонефтяного контакта, проводят форсированную откачку воды с максимальной депрессией на пласт для создания водонасыщенной зоны, затем проводят изоляцию перфорированного интервала в обсадной колонне напротив водонасыщенной части пласта, перфорируют нефтенасыщенную часть пласта выше водонефтяного контакта, а отбор продукции ведут с минимальной депрессией на пласт (патент РФ 2178517, кл. Е 21 В 43/16, опублик. 20.01.2002 - прототип).

Недостатком способа является быстрая обводненность скважин на залежи, которая наступает вследствие неравномерности отборов нефти по зонам залежи и неравномерности поднятия водонефтяного контакта.

В изобретении решается задача снижения темпа обводненности скважин и увеличения безводного периода добычи нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем установление депрессии на пласт и отбор продукции через добывающую скважину, согласно изобретению определяют параметры коллектора, для зоны с высокой раскрытостью вертикальных трещин в области водонефтяного контакта в добывающей скважине устанавливают забойное давление исходя из соотношения:
p_з = p_пл-λp_кап-K_cp, (1)
где р_з, р_пл - соответственно забойное и пластовое давление на уровне водонефтяного контакта, МПа, р_кап - капиллярное давление в пласте, МПа, К_ср - коэффициент стабильной работы насосной установки, МПа, λ - безразмерный угловой коэффициент, рассчитываемый по формуле:

где k_н - проницаемость нефтяной фазы в матрице, мкм², k_в - проницаемость водной фазы в трещине, мкм², μ_н - вязкость нефти, мПа•с, μ_в - вязкость воды, МПа•с.

При увеличении обводненности добываемой продукции скважину переводят на периодический отбор продукции, а забойное давление устанавливают не меньше минимального давления стабильной работы насосной установки.

Признаками изобретения являются:
1. установление депрессии на пласт;
2. отбор продукции через добывающую скважину;
3. определение параметров коллектора;
4. для зоны с высокой раскрытостью вертикальных трещин в области водонефтяного контакта в добывающей скважине установление забойного давления исходя из соотношения;
5. соотношение;
6. при увеличении обводненности добываемой продукции перевод скважины на периодический отбор продукции с установлением забойного давления не меньше минимального давления стабильной работы насосной установки.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-5 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 6 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи происходит постепенное обводнение добываемой продукции. Значительная часть запасов остается погребенной в залежи. В изобретении решается задача снижения темпа обводненности скважин и увеличения безводного периода добычи нефти. Задача решается следующим образом.

В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин. Отбирают керновый материал. Определяют нефтеводонасыщенные толщины коллектора, пористость. Определяют петрофизическую характеристику коллекторов, трещиноватость. По результатам исследований устанавливают физико-химические свойства породы, смачиваемость и капиллярное давление.

На залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины. Возможна закачка рабочего агента через нагнетательные скважины. По формулам (1) и (2) рассчитывают оптимальное забойное давление по объекту эксплуатации. На коэффициент λ кроме проницаемостей и вязкостей влияют состояние призабойной зоны скважин, физико-химические свойства нефтей и воды и др. Поэтому для определения углового коэффициента λ необходимо проведение геофизических и гидродинамических исследований с целью определения проницаемостей нефти в матрице и воды в трещине. По их результатам производят окончательное уточнение значения λ и расчет оптимального забойного давления. Значения коэффициента λ изменяются от 0 до 1. При значении λ =1 наблюдается равенство скоростей капиллярной пропитки в матрице и трещинах.

К_ср - коэффициент стабильной работы насосной установки определяется минимальным давлением, при котором способна работать применяемая насосная установка. Как правило, этот показатель равен 0,5 МПа.

При увеличении обводненности добываемой продукции скважину переводят на периодический отбор продукции, а забойное давление устанавливают не меньше минимального давления стабильной работы насосной установки.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь. Определяют параметры коллектора по зонам залежи. Проводят работы в зоне с высокой раскрытостью вертикальных трещин со следующими характеристиками: средняя глубина залегания 892 м; тип залежи - массивный; коллектор - карбонатный, трещиновато-порово-кавернозный; средняя общая толщина 17,2 м; средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 8,8 м; пористость 0,141; средняя насыщенность нефтью 0,79; проницаемость матрицы 0,01 мкм²; пластовая температура 23^oС; р_пл - пластовое давление 7,4 МПа; плотность нефти в пластовых условиях 0,884 т/м³; давление насыщения нефти газом 1,3 МПа; газосодержание нефти 4,7 м³/т; плотность воды в пластовых условиях 1,036 кг/м³; k_н - проницаемость нефтяной фазы в матрице 20 мкм²; k_в - проницаемость водной фазы в трещине 40 мкм²; μ_н - вязкость нефти в пластовых условиях 10 мПа•с; μ_в - вязкость воды в пластовых условиях 1,1 мПа•с; р_кап - капиллярное давление в пласте 0,6 МПа.

К_ср - коэффициент стабильной работы насосной установки - 0,5 МПа.

В добывающей скважине в области водонефтяного контакта устанавливают забойное давление исходя из соотношения:

где
При эксплуатации скважины изначально по предложенному способу дебит нефти составил 1,5 т/сут, жидкости - 1,6 т/сут, при этом безводный период сохранялся в течение 3 лет. При классической эксплуатации нефтедобывающей скважины в этой же зоне безводный период сохранялся в течение 2 мес. После этого дебит нефти составлял 0,1 т/сут, жидкости - 15 т/сут.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. При увеличении обводненности до 90% скважину переводят на периодический отбор продукции, а забойное давление устанавливают равным 0,6 МПа, т. е. не меньше минимального давления стабильной работы насосной установки (0,5 МПа).

Эксплуатация скважины согласно предлагаемого способа позволяет существенно снизить обводненность добываемой продукции за счет повышения эффективности использования капиллярных сил. Промысловые исследования показали высокую эффективность предлагаемого способа. После проведения операций способа удалось снизить обводненность продукции скважины и продлить рентабельный срок эксплуатации скважины, что позволило повысить конечное нефтеизвлечение пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей с подошвенной водой и трещиновато-порово-кавернозным коллектором. Обеспечивает снижение темпа обводненности скважин и увеличение безводного периода добычи нефти. Сущность изобретения: определяют параметры коллектора. Для зоны с высокой раскрытостью вертикальных трещин в области водонефтяного контакта в добывающей скважине устанавливают забойное давление из соотношения: p_з = p_пл-λp_кап-K_ср, где p_з, p_пл - соответственно забойное и пластовое давление на уровне водонефтяного контакта; p_кап - капиллярное давление в пласте; К_ср - минимальное давление стабильной работы насосной установки; λ - безразмерный угловой коэффициент, рассчитываемый по формуле: λ = k_нμ_в/k_вμ_н, где k_н - проницаемость нефтяной фазы в матрице; k_в - проницаемость водной фазы в трещине; μ_н - вязкость нефти; μ_в - вязкость воды. 1 з.п.ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий установление депрессии на пласт и отбор продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что определяют параметры коллектора, для зоны с высокой раскрытостью вертикальных трещин в области водонефтяного контакта в добывающей скважине устанавливают забойное давление из соотношения
p_з = p_пл-λp_кап-K_cp,
где p_з, p_пл - соответственно забойное и пластовое давление на уровне водонефтяного контакта;
p_кап - капиллярное давление в пласте;
К_ср - минимальное давление стабильной работы насосной установки;
λ - безразмерный угловой коэффициент, рассчитываемый по формуле

где k_н - проницаемость нефтяной фазы в матрице;
k_в - проницаемость водной фазы в трещине;
μ_н - вязкость нефти;
μ_в - вязкость воды. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при увеличении обводненности добываемой продукции скважину переводят на периодический отбор продукции, а забойное давление устанавливают не меньше минимального давления стабильной работы насосной установки.