Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2047750, E21B 43/20, опубл. в Бюл. №31 от 10.11.1995), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины, причем из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью добываемой продукции, к второй - добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной по экономическим показателям, и с дебитом по жидкости более 50 м³/сут, к третьей - добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м³/сут, первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции, вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы, в соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности, после чего добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес, при этом зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента, третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважин на 6-8 мес, при остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа, а при эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения.

Недостатками данного способа являются сложность реализации и уменьшение объемов добычи нефти из-за больших временных простоев.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2481465, E21B 43/16, опубл. в Бюл. №13 от 10.05.2013), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом циклический режим работы нагнетательных скважин назначают продолжительностью 7 сут, из которых в течение 5 сут каждые сутки в течение не более 8 ч выполняют закачку рабочего агента, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 сут производят закачку рабочего агента без прекращения закачки, при этом в добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными нагнетательными скважинами, для обеспечения циклического режима работы нагнетательных скважин устанавливают режимы отбора нефти, пропорциональные закачке рабочего агента минус потери на компенсацию, или переводят добывающие скважины в периодический режим работы.

Недостатком данного способа является снижение коэффициента извлечения нефти (КИН) из-за того, что закачка и отбор продукции проводятся без учета свойств пласта.

Техническими задачами являются обеспечение оптимального режима закачки и отбора, повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням.

Новым является то, что определяют средний суточный объем закачиваемой воды на залежи при стационарном заводнении, закачивают воду в нагнетательные скважины с давлением на 10-15% меньше давления гидроразрыва и в объеме, в три раза большем, чем определенный средний суточный объем воды, причем закачку производят в течение суток в сочетании с тремя днями простоя, при этом в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, на время нагнетания снижают добычу на 70% и более, вплоть до полной остановки.

Способ осуществляют в следующей последовательности (на примере конкретного выполнения).

Разрабатывают нефтяную залежь в карбонатных отложениях башкирского яруса со следующими характеристиками: глубина - 1022 м, пластовая температура - 21°C, пластовое давление - 11,0 МПа, средняя пористость - 13%, средняя проницаемость - 0,0366 мкм², средняя нефтенасыщенность - 63%, начальная водонасыщенность - 20%, вязкость нефти в пластовых условиях - 31,0 мПа⋅с, плотность нефти - 0,951 т/м³. Залежь массивная.

Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

Определяют по промысловым фактическим данным средний суточный объем закачиваемой воды 440 м³/сут на залежи при стационарном заводнении, давление гидроразрыва пласта, равное 21 МПа в карбонатных коллекторах башкирского яруса. Заводнение проводят циклическим (нестационарным) методом. Воду закачивают в нагнетательные скважины с давлением, поддерживаемым в диапазоне 17,8-18,9 МПа (на 10-15% меньше давления гидроразрыва пласта), и в объеме 1320 м³/сут. Цикл закачки составляет один день нагнетания, после чего следуют 3 дня простоя. В добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, на время нагнетания снижают суммарную добычу от 415 т/сут до 124,5 т/сут. Останавливают добывающие скважины с наибольшим дебитом, а в скважинах с минимальным дебитом на 70% снижают добычу. В остальных добывающих скважинах добычу ведут в диапазоне снижения от 70% до полной остановки обратно пропорционально дебиту. Такой режим отбора при нагнетании рабочего агента позволяет выравнивать фронт вытеснения и вовлекать в работу малопроницаемые зоны залежи. При этом исключение из добычи высокодебитных скважин при нагнетании рабочего агента не позволяет образоваться в них водному конусу (интенсивному подсасыванию подошвенной воды из залежи), уменьшает количество добываемой попутной воды примерно на 8% и увеличивает время эксплуатации скважин. Все это в совокупности привело к увеличению КИН по сравнению с аналогичными участками от 0,308 до 0,321 и снижению затрат на единицу добываемой нефти.

Использование предлагаемого способа разработки нефтяной залежи позволяет увеличить добычу нефти, увеличить КИН примерно на 4%, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции, снизить затраты на добычу нефти