Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1970, с.103].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие обводнения добываемой продукции.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины. 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 группе - 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 этого добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес. 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. При эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения [Патент РФ №2047750, кл. E21B 43/20, опубл. 10.11.1995 - прототип].

Недостатками известного способа являются невысокая нефтеотдача залежи и большие расходы на добычу нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи и снижения расходов на добычу нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, согласно изобретению, циклический режим работы нагнетательных скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых в течение 5 суток каждые сутки в течение не более 8 часов выполняют закачку рабочего агента, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 суток 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.

Для циклического режима работы нагнетательных скважин в течение 5 суток каждые сутки с понедельника по пятницу в течение не более 8 часов выполняют закачку рабочего агента в ночное время с 23 часов ночи до 7 часов утра в период льготного тарифа на электроэнергию.

При циклическом режиме работы в нагнетательные скважины в течение периода закачки рабочего агента интенсифицируют закачку для уменьшения снижения пластового давления.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи значительная часть запасов остается захороненной в пластах. Циклический режим нагнетания рабочего агента и добычи нефти способствует изменению градиентов потоков в пласте и вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти. Однако весьма длительные периоды работы как нагнетательных, так и добывающих скважин, фактически сводят к нулю эти усилия и не способствуют снижению себестоимости добываемой нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи и снижения расходов на добычу нефти.

Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме.

Циклический режим работы нагнетательных скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых в течение 5 суток каждые сутки в течение не более 8 часов выполняют закачку рабочего агента, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 суток 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.

Как показывает практика, такой режим работы препятствует образованию конусов обводнения, за счет чего снижается обводненность добываемой продукции и возрастает нефтеотдача залежи. Расходы на добычу нефти снижаются за счет дешевых тарифов на электроэнергию в ночное время.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1600-2100 м, пластовое давление 13 МПа и выше, пластовая температура 38-42°C, толщина продуктивного пласта 2,5 м и больше, пористость от 10%, проницаемость от 250 мД, плотность нефти 0,8 г/см³, коллектор продуктивного пласта терригенный девон. Залежь разрабатывают с применением заводнения. Закачивают рабочий агент - подтоварную (пластовую) воду от 3 скважин-доноров через 15 нагнетательных скважин-акцепторов и отбирают пластовую продукцию через 15 добывающих скважин.

15 добывающих скважин с дебитом от 2 до 150 м³/сут и обводненностью от 70 до 99% эксплуатируют в постоянном режиме.

Циклический режим работы нагнетательных скважин назначают как недельный с продолжительностью 7 суток, из которых в течение 5 суток с понедельника по пятницу каждые сутки в течение не более 8 часов в ночное время с 23 часов ночи до 7 часов утра в период льготного тарифа на электроэнергию выполняют закачку рабочего агента в объемах от 10 до 150 м³/сут при давлении от 4 до 14 МПа, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 суток в течение субботы и воскресенья производят закачку рабочего агента без прекращения закачки, т.е. в постоянном режиме. 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.

При циклическом режиме работы в 3 нагнетательные скважины-акцепторы в течение периода закачки рабочего агента интенсифицируют закачку на 10% для уменьшения снижения пластового давления.

В результате нефтеотдача залежи увеличивается на 2% и составляет 35%, тогда как по известным способам разработки нефтеотдача не превышает 33%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу и снизить расходы на добычу нефти.