Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ТЕРМИЧЕСКИМ ЗАВОДНЕНИЕМ

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

Известен способ межскважинной перекачки жидкости, который проводят при обводнении добываемой нефти выше предела рентабельности ее добычи - при обводненности добываемой нефти порядка 98,0-99,9%. В качестве водозаборных скважин используют бывшие добывающие скважины. Отбор пластовой воды ведут из обводнившегося продуктивного пласта, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины ведут в пласт с невыработанными запасами нефти. Отбор нефти из пласта ведут через водозаборную скважину. В водозаборной скважине разделяют нефть и воду. Воду отбирают по колонне насосно-компрессорных труб и по выкидной и водопроводной линии закачивают в нагнетательные скважины. Нефть накапливают в межтрубном пространстве скважины. После заполнения межтрубного пространства скважины нефтью скважину останавливают, организуют циркуляцию жидкости в скважине, нефть из межтрубного пространства вытесняют в нефтепровод обратным потоком воды и запускают скважину в работу. При этом время заполнения межтрубного пространства скважины нефтью определяют по аналитическому выражению (Патент РФ №2290500, опубл. 27.12.2006).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, который предусматривает размещение скважин на выделенном участке разработки залежи по утвержденному проекту кустовым способом, определение коллекторских свойств пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины. При этом сначала бурят нагнетательные скважины с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом до вскрытия водоносных пластов. Затем бурят добывающие скважины. При этом если гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважины продолжают также до вскрытия упомянутых водоносных горизонтов. После завершения разбуривания участка в пределах куста с учетом полученной максимально возможной геологической информации скважин группируют в единую систему разработки по отношению к нижнему, а заводнение пластов при этом через нагнетательные скважины осуществляют путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с упомянутых водоносных горизонтов или засолоненных питьевых вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка (Патент РФ №2158821, опубл. 10.11.2000 - прототип).

Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача залежи при ограниченных возможностях восстановления непрерывно падающего пластового давления. Все попытки восстановления пластового давления связаны с большими затратами средств и времени.

Эта задача особо актуальна для трещиновато-поровых коллекторов.

В предложенном изобретении решается задача повышения пластового давления в минимально возможные сроки.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи термическим заводнением, включающим межскважинную перекачку пластовой воды из нижележащего пласта в вышележащий продуктивный пласт и отбор пластовой продукции через добывающие скважины из продуктивного пласта, согласно изобретению, при межскважинной перекачке отбирают воду из пласта с температурой большей температуры продуктивного пласта не менее, чем на 20°C и с минерализацией пластовой воды большей минерализации воды в продуктивном пласте не менее, чем на 56 г/л, межскважинную перекачку начинают на стадии разработки залежи, когда пластовое давление понижено, а разработку ведут в режиме постепенного повышения пластового давления. Закачку воды при межскважинной перекачке возможно проводить в циклическом режиме.

Сущность изобретения

На сегодня все более актуальной становится проблема извлечения нефти из трещиновато-поровых коллекторов, так как их доля в общем балансе остаточных запасов быстро расчет. Один из наиболее сложных вопросов в этом случае связан с применением заводнения. В этих условиях, несмотря на проведение ряда мероприятий, таких как: ввод дополнительных скважин под закачку, кислотные обработки, на турнейских залежах продолжается падение пластового давления, а следовательно и снижение нефтеотдачи залежи. Повышение пластового давления на турнейских залежах, представленных пластами с трудноизвлекаемыми запасами, базируется на искусственном заводнении коллекторов. В качестве рабочего агента для нагнетательных скважин используется пресная и сточная вода. Несмотря на ежегодное увеличение объемов закачиваемой воды наблюдается падение пластового давления. Эффективность существующих методов заводнения остается сравнительно низкой. Для повышения эффективности заводнения в условиях сложнопостроенных коллекторов назрела необходимость поиска нестандартных решений, обеспечивающих более высокую нефтеотдачу из данного типа коллекторов. В качестве такого решения предложена "термическая закачка", основанная на тепловом воздействии, и характеризующаяся высоким нефтевытеснением.

Проблема повышения пластового давления и была решена за счет использования высокоминерализованной воды нижнего горизонта с минерализацией пластовой воды, большей минерализации воды в продуктивном пласте не менее чем на 56 г/л.

В разрезе скважины встречается довольно много водоносных пластов, содержащих воды с различной минерализацией. Авторами были испытаны в качестве рабочего агента воды с разных горизонтов, но лишь описанная вода позволила добиться повышения пластового давления практически мгновенно. Этот результат не укладывается в строго обоснованную теорию разработки, согласно которой закачка рабочего агента любой минерализации повышает пластовое давление и нефтеотдачу залежи. Теория разработки описана как общий случай, но для трещиновато-поровых коллекторов оказалась не пригодна.

Так закачка сточной воды с минерализацией, близкой к минерализации пластовой воды, не привела к повышению пластового давления в течение года. Проведение закачки воды предложенной минерализации на том же участке позволило увеличит пластовое давление через 30 сут. При этом, этот результат оказался крайне неожиданным - не очевидным.

Таким образом, по способу при межскважинной перекачке отбирают воду из пласта с температурой, большей температуры продуктивного пласта не менее, чем на 20°C и с минерализацией пластовой воды большей минерализации воды в продуктивном пласте не менее, чем на 56 г/л, межскважинную перекачку начинают на стадии разработки залежи, когда пластовое давление понижено, а разработку ведут в режиме повышения пластового давления. Закачку воды при межскважинной перекачке возможно проводить в циклическом режиме.

При закачке девонской воды в пласты турнейского яруса проявляется термический эффект, за счет чего снижается вязкость нефти, происходит равномерное вытеснение нефти без преждевременного прорыва закачиваемых вод, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пластов. Необходимо отметить, что за счет проведенных работ по внедрению межскважинной перекачки увеличилась продолжительность эффекта на скважинах, где были работы по увеличению нефтеотдачи пластов. Закачка воды велась циклически - 15/15 суток (15 суток в работе/15 суток в простое). Это создало условия для капиллярного внедрения воды в блоки и вытеснения нефти в систему трещин.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают участок, удаленный от основных объектов разработки по нагнетанию высокоминерализованной девонской воды. Температура девонской воды на данном участке более 40°C, а температура отложений залежи составляет 22-23 градуса. Участок имеет следующие характеристики: глубин 1230 м, пластовое давление 9,0 МПа, пластовая температура 22-23°C, пористость 9-13%, проницаемость 10-20 мД, нефтенасыщенность 75%, толщина продуктивного пласта 22, вязкость нефти 33,5 мПа·с, плотность нефти 0,902 г/см³, минерализация пластовой воды 1,165 г/л. Участок разрабатывают 4 добывающими скважинами и одной нагнетательной. Залежь была внедрена в разработку в 1996 году. С 1996 по 2005 год разработка осуществлялась без поддержания пластового давления. Залежь нефти приурочена к известнякам турнейского яруса. Связь залежи с законтурной водоносной областью, по-видимому, отсутствует. Об этом свидетельствуют снижение пластового давления на залежи. К моменту организации закачки на участке давление снизилось с 9,8 до 8,6 МПа.

Ниже на пашийских отложениях на глубинах порядка 1800-1900 м расположен водоносный пласт с температурой воды 43-44°C и минерализацией воды 1,182-1,187 г/л.

Выбирают водозаборную скважину, пробуренную на пашийские отложения девона, перфорируют в интервале водоносного пласта. Спускают электроцентробежный насос ЭЦН60/1750 м на глубину 1513 метров и по закрытой системе добываемую высокоминерализованную нагретую девонскую воду направляют в нагнетательные скважины.

В процессе эксплуатации скважин регулярно проводят геофизические исследования по межтрубью для определения гидродинамических параметров. По их результатам выяснили, что температура пласта не снижается.

В результате проведенных работ удалось стабилизировать и даже увеличить пластовое давление с 8,6 до 9,0 МПа. Баланс отбора и закачки жидкости с начала разработки составляет 43%. Средний дебит жидкости одной скважины увеличился с 4,5 до 12,5 м³/сут, дебит нефти с 3,8 до 9,6 т/сут, т.е. более чем в 2,5 раза. Обводненность увеличилась незначительно (с 11 до 23%). Всего с начала организации межскважинной перекачки по участку дополнительно добыто 26004 тонны нефти.

При закачке девонской воды в пласты турнейского яруса происходит равномерное ее вытеснение без преждевременного прорыва закачиваемых вод, исключается отрицательный эффект от охлаждения пласта, имеющий место при нагнетании холодной воды, а также засорения призабойной зоны пласта, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пластов.

Экономический эффект рассчитывается по дополнительной добыче, в короткие сроки, полученной в результате организации термического заводнения. Таким образом, чистая прибыль за первый год применения метода составляет 4,2 млн. руб.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи за счет возможности повышения пластового давления в короткие сроки.