Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяного пласта с одновременно-раздельным отбором продукции и воды из пласта с подошвенной водой, в том числе на поздних стадиях разработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2290502, МПК Е21В 43/20, опубл. бюл. №36 от 27.12.2006), включающий откачку пластовой воды из водоносного пласта и отбор нефти через добывающие скважины, оснащенные пакером, откачку воды из водоносного пласта и закачку пластовой воды в водоносный пласт проводят в нагнетательной скважине одновременно-раздельно, при этом закачку пластовой воды ведут через отверстия обсадной колонны нагнетательной скважины, которые перфорируют в зоне пониженного уровня водонефтяного контакта, и отбор нефти из них осуществляют одновременно с откачкой пластовой воды.

Недостатком этого способа является то, что для предотвращения обводненности используется более одной скважины, что приводит к дополнительным тратам на строительство скважин, а продукция добывается одновременно с откачкой пластовой воды, что также требует затрат для ее последующего разделения на поверхности.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU №2401937, МПК Е21В 43/12, опубл. 20.10.2011), включающий разделение пакером внутреннего пространства добывающей скважины между кровлей пласта и зоной водонефтяного контакта, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации пласта, откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта и из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства. Пакером делят внутреннее пространство добывающей скважины, оставляя сверху 50-70% толщины нефтеносного участка, а перед отбором воды из подпакерного пространства в него предварительно закачивают высоковязкие водонефтяные эмульсии, при этом регулируют откачку пластовой воды, для чего при повышении содержания в ней нефти выше 10-20% от количества воды откачку последней уменьшают или прекращают, и регулируют откачку продукции пласта, для чего при уменьшении содержания нефти ниже 70-80% от количества воды откачку последней уменьшают или прекращают до снижения обводненности продукции с обеспечением положения водонефтяного контакта практически на одном уровне.

Недостатками способа являются сложность технологического процесса из-за постоянного контроля добывающей жидкости, потеря нефти при отборе жидкости ниже уровня водонефтяного контакта и более высокая обводненность добываемой продукции из надпакерного пространства по сравнению с предлагаемым способом.

Техническими задачами способа являются снижение обводненности добываемой продукции из залежи, снижение затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины при необходимости закачки реагента в вышележащий пласт за счет обустройства и режима работы добывающей вертикальной скважины с одновременно-раздельной эксплуатацией.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим разделение пакером внутреннего пространства добывающей скважины, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пласта, откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта (ВНК) с регулировкой из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства, регулировку откачки.

Новым является то, что определяется уровень ВНК, на том же уровне устанавливают пакер, вскрытие пласта производят выше пакера до 75% от кровли пласта, а ниже пакера - на 2-5 м ниже уровня ВНК, предварительно определяют производительность пласта и величину обводненности продукции в пласте, из величины обводненности продукции выбирают производительности соответствующих насосов и устройств для ОРЭ, регулируют откачку пластовой воды началом отбора через 4-8 месяцев после отбора нефти и последующим периодическим выключением ее отбора через каждые 6-12 месяцев на 1-2 месяца.

Новым является также то, что выделившуюся воду из пласта закачивают в нагнетательную скважину или в другой пласт этой скважины.

На фиг.1 представлена схема размещения вертикальной скважины с одновременно-раздельной эксплуатацией.

На фиг.2 представлен график накопленной добычи нефти ниже уровня ВНК, полученной при использовании предлагаемого способа и прототипа.

На фиг.3 представлен график отбора попутной нефти выше уровня ВНК, полученной при использовании предлагаемого способа и прототипа.

Способ разработки нефтяного пласта осуществляется следующим образом.

В продуктивном пласте 1 (фиг.1) бурят и обустраивают вертикальную скважину 2. Далее определяется уровень водонефтяного контакта 3. На уровне водонефтяного контакта 3 разделяют пакером 4 ее внутреннее пространство, а также оборудуют устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации пласта. Вскрытие скважины производят в двух ее интервалах. Первое вскрытие 5 производят выше пакера 4 до 75% от кровли пласта ввиду того, что многочисленные расчеты в различных программных комплексах (CMG, Tempest More) показали, что вскрытие по всему интервалу продуктивного пласта 1 проводить нерационально из-за быстрого прорыва пластовой воды. Второе вскрытие 6 производят ниже уровня водонефтяного контакта 3 для создания "обратной воронки". Вскрытие 6 производят также на 2-5 м ниже уровня водонефтяного контакта 3. Подпакерное вскрытие ниже уровня водонефтяного контакта 3 дает преимущество в меньшей потере нефти при отборе жидкости, которая неизбежно будет отбираться при работе нижнего интервала скважины 2 (см фиг.2).

Далее определяют производительность пласта 1, величину обводненности его продукции. Из вышесказанных характеристик выбирают производительность соответствующих насосов и устройств для одновременно-раздельной эксплуатации. После чего осуществляется отбор продукции из верхнего вскрытия 5 продуктивной части пласта 1. При достижении обводненности продукции на 15-20% и выше, либо при ее немедленном наступлении, в случае вязкой и высоковязкой нефти производят откачку пластовой воды ниже уровня водонефтяного контакта 3 одновременно с работой верхнего вскрытия 5. Далее осуществляется периодическая остановка через каждые 6-12 месяцев на 1-2 месяца. Выделившуюся воду из пласта 1 закачивают в другой пласт, через который проходит данная скважина 2 (на фиг.1 не показано), или в другую нагнетательную скважину (на фиг.1 не показано).

Пример конкретного выполнения.

Средняя глубина залегания нефтяного пласта - 1031 м.

Значение начального пластового давления - 12,1 МПа.

Давление насыщения - 4,5 МПа.

Начальная пластовая температура - 35°С.

Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 5 мПа·с.

Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1 мПа·с.

Значение средней проницаемости по керну в пласте - 90 мкм².

Значение средней пористости по керну в пласте - 0,08 д. ед.

Результаты показали, что накопленная добыча нефти выше уровня ВНК (фиг.3) по предлагаемому способу выше, чем по прототипу, на 16%. Накопленная добыча нефти при отборе жидкости ниже уровня ВНК (фиг.2) в 3 раза ниже, чем по прототипу. Величина обводненности также в пользу предлагаемого способа. Отбор воды нужно осуществлять не непосредственно на уровне водонефтяного контакта и ниже, а с отступом от него на 2- 5 м, что дает возможность снизить отбор нефти из нижнего интервала скважины и потерю ее при перекачке жидкости в другой пласт, через который проходит данная скважина.

Представленный способ, а также способ по прототипу были смоделированы в программном комплексе CMG модуля МЕХ. Все данные сведены в графики (фиг.2 и 3). Расчеты показали, что по отношению к прототипу обводненность продукции снизилась на 5-10%, накопленная добыча увеличилась на 8-16%.

Применение данного способа позволяет снизить обводненность продукции по сравнению с прототипом в среднем на 8% в зависимости от свойств пласта, увеличить накопленную добычу нефти в среднем 12%, снизить накопленную добычу нефти из нижнего интервала скважины, а также уменьшить затраты на строительство дополнительной скважины для закачки агента в другой пласт.