СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме. В соответствии с изобретением формируют водяной слой в нижней части залежи. Период закачки воды и период перерыва в закачке воды выбирают в соответствии с аналитическим выражением (Патент РФ №2233971, опублик. 2004.08.10).

Известный способ обеспечивает увеличение безводной и конечной нефтеотдачи за счет учета при определении периода закачки воды и периода перерыва в закачке воды движения пластовой жидкости под действием гравитационных сил. Однако одноразовый перевод добывающих скважин в нагнетательные не обеспечивает высокой нефтеотдачи залежи с низкопроницаемым карбонатным коллектором.

Известен способ разработки нефтяной залежи, согласно которому залежь разбуривают по площадной схеме, через нагнетательные скважины производят закачку воды, а через добывающие - отбор пластовых флюидов. После достижения предельной обводненности продукции добывающих скважин разрежают сетку скважин. Для этого добывающие скважины останавливают, а нагнетательные скважины соседних элементов разработки переводят на отбор нефти. В процессе разработки контролируют объемы отбираемых флюидов и при достижении обводненности, равной первоначальной обводненности продукции нагнетательных скважин в момент их перевода на отбор нефти, вновь начинают закачку воды через нагнетательные скважины. Добывающие скважины пускают в эксплуатацию и восстанавливают исходную систему разработки. Далее процесс повторяют в описанной последовательности до предельной выработки остаточных целиков нефти, формирующихся между добывающими скважинами (Патент РФ №2011805, опублик. 1994.04.30).

Способ обеспечивает достаточно высокую нефтеотдачу традиционных залежей нефти, однако способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоковязкой нефтью и с низкопроницаемым карбонатным коллектором с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, периодическую остановку нагнетательной скважины, перевод скважины в добывающую и отбор нефти, остановку скважины, перевод скважины в нагнетательную и закачку рабочего агента. После перевода скважины в нагнетательную закачку рабочего агента проводят с повышением давления закачки до снижения приемистости пласта ниже приемлемой по условиям разработки, в период остановки скважины проводят технологическую выдержку до снижения забойного давления до его стабилизации и опадания конусов обводнения в призабойной зоне скважины и скапливания нефти в стволе скважины, а после перевода скважины в добывающую отбор нефти проводят до практически полной обводненности нефти и снижения забойного и пластового давления в околоскважинной зоне, обеспечивающего рабочую приемистость пласта при закачке рабочего агента (Патент РФ №2304703, опубл. 20.08.2007 - прототип).

Способ не позволяет достигать высокой нефтеотдачи при разработке залежи с высоковязкой нефтью.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи при разработке залежи высоковязкой нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем отбор пластовой продукции через добывающие скважины, остановку добывающей скважины, закачку через добывающую скважину рабочего агента и восстановление отбора пластовой продукции, согласно изобретению, остановку добывающей скважины выполняют при снижении пластового давления на 50-90%, при закачке в качестве рабочего агента используют не нагретую воду этой же залежи с нижнего водоносного горизонта в объеме от 400 до 3000 м³ до достижения давления на устье скважины 4-6 МПа, между закачкой рабочего агента и отбором пластовой продукции проводят технологическую выдержку в течение 10-30 суток, а при отборе пластовой продукции отбирают пластовую продукцию из добывающей скважины с интенсификацией отбора в 2-5 раз.

Сущность изобретения

При разработке залежи высоковязкой нефти на естественном режиме в залежи резко снижается пластовое давление, что приводит к снижению дебитов добывающих скважин и практически к остановке разработки. Нефтеотдача залежи оказывается весьма низкой. Для поддержания пластового давления заводнение не применимо вследствие отсутствия проницаемости залежи для не нагретой воды, а закачка теплоносителя требует больших затрат, приближающих эффективность разработки нулю. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти, разрабатываемой на естественном режиме. Задача решается следующим образом.

При разработке залежи высоковязкой нефти ведут отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Нефть считают высоковязкой при вязкости в пределах от 30 до 1000 мПа·с. При снижении пластового давления на 50-90% и практически нулевом дебите скважин выполняют остановку добывающей скважины. Через остановленную скважину закачивают не нагретую пластовую воду этой же залежи с нижнего водоносного горизонта в объеме от 400 до 3000 м³ до достижения давления на устье добывающей скважины 4-6 МПа. Проводят технологическую выдержку для распределения воды и выравнивания пластового давления в течение 10-30 суток. Запускают скважину в эксплуатацию с интенсификацией отбора в 2-5 раз по сравнению с дебитом перед остановкой скважины. Операции повторяют на других скважинах залежи. В результате удается увеличить дебиты скважин и повысить нефтеотдачу залежи.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина - 1003 м, пластовое давление - 9,5 МПа, пластовая температура - 23°С, пористость - 15%, проницаемость - 212 мкм·10^-3, нефтенасыщенность - 72%, вязкость нефти - 292,5 мПа·с, плотность нефти - 937 кг/м³, коллектор карбонатный. На залежи размещены 18 добывающих скважин, отбирающих пластовую продукцию винтовыми насосами со средним дебитом 1,6 т/сутки, обводненностью - 11,6%.

Оценивают пластовое давление в районе добывающей скважины с текущим дебитом 1,2 т/сутки, которое оказывается равно 3,8 МПа, что на 60% меньше начального пластового давления. Останавливают добывающую скважину. Закачивают через эту добывающую скважину не нагретую воду этой же залежи с нижнего водоносного горизонта в объеме 2200 м³ до достижения давления на устье скважины 4 МПа. Останавливают закачку и проводят технологическую выдержку в течение 10 суток и вновь отбирают пластовую продукцию из добывающей скважины с интенсификацией отбора в 2 раза, т.е. с дебитом 2,4 т/сутки. Аналогичные работы проводят на прочих добывающих скважинах.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Оценивают пластовое давление в районе второй добывающей скважины с текущим дебитом 0,6 т/сутки, которое оказывается равно 2,9 МПа, что на 70% меньше начального пластового давления. Останавливают добывающую скважину. Закачивают через эту добывающую скважину не нагретую воду этой же залежи с нижнего водоносного горизонта в объеме 1000 м³ до достижения давления на устье скважины 5 МПа. Останавливают закачку и проводят технологическую выдержку в течение 20 суток и вновь отбирают пластовую продукцию из добывающей скважины с интенсификацией отбора в 4 раза, т.е. с дебитом 2,4 т/сутки.

Прирост коэффициента извлечения нефти за один цикл заводнения составил 0,2%.

Снижение пластового давления менее чем на 50% перед остановкой скважины приводит к недоборам пластовой продукции и снижению нефтеотдачи. Снижение пластового давления ниже чем на 90% приводит к перегрузке насосного оборудования и потере дебита. Объем закачки пластовой воды менее 400 м³ способствует весьма малому выравниванию пластового давления и потере дебита скважины, объем более 3000 м³ практически бесполезен, т.к. большего выравнивания пластового давления не происходит, но наблюдается увеличение обводненности пластовой продукции. Давление на устье скважины 4-6 МПа свидетельствует о необходимости окончания закачки воды. Меньшее давление свидетельствует о возможности доставки в призабойную зону необходимого объема воды, а большее давление - о насыщении призабойной зоны и чрезмерном объеме воды в пласте. Технологическая выдержка менее 10 суток мала для выравнивания пластового давления в околоскважинном пространстве и распределения воды в пласте, а более 30 суток бесполезна для выравнивания давления и лишь замедляет темп разработки залежи. Интенсификация отбора менее чем в 2 раза не способствует увеличению нефтеотдачи, а более чем в 5 раз приводит к резкому снижению пластового давления и потерям добычи пластовой продукции.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи высоковязкой нефти.