Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ КУПОЛЬНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, находящегося на завершающей стадии, в котором осуществляют доизвлечение нефти с использованием существующего фонда скважин. Для этого устанавливают на них отбор жидкости, кратно превосходящий предшествующий отбор. Этот форсированный отбор жидкости осуществляют на скважине. Ее выбирают из числа скважин, расположенных в зоне купольного поднятия, которая находится ближе других к предполагаемой максимальной абсолютной отметке на купольном поднятии. Устанавливают режим отбора жидкости, позволяющий создать градиент давления, который превышал бы предшествующий градиент давления (патент РФ №2120543, опубл. 20.10.1998).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ доразработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии эксплуатации, согласно которому при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают. Осуществляют промысловые испытания во всех скважинах, вскрывших продуктивный пласт. Это осуществляют путем замера суммарного количества нефти без воды в зависимости от времени накопления в скважинах при их простое. При этом выбирают скважины, где наблюдают увеличение количества нефти от времени ее накопления. Относят эти скважины к купольной части продуктивного пласта. Уточняют характер структуры его залегания и используют купольные части продуктивного пласта как основные объекты добычи нефти. Затем устанавливают периодический режим работы эксплуатационных скважин, перфорированных в купольных частях, при котором предполагают отбор нефти, без воды. Режим работы для каждой эксплуатационной скважины устанавливают индивидуально по промысловым испытаниям в зависимости от геолого-физических свойств призабойной зоны каждой скважины и ее расположения на структуре продуктивного пласта (патент РФ №2116436, опубл. 27.07.1998 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача, обусловленная отсутствием периодического контроля обводненности и своевременного реагирования на изменение обводненности добываемой пластовой продукции.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации, включающем отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, выбирают локальный участок залежи согласно разности гипсометрических отметок между по крайней мере одной добывающей и по крайней мере одной нагнетательной скважиной на величину от 3 м и более, в добывающей скважине производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток, при обнаружении изменения обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток, при этом на участке нагнетательной скважины производят ограничение закачки либо полную остановку скважины, производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности, при снижении обводненности продолжают эксплуатацию в упругом режиме, без запуска влияющей нагнетательной скважины, производят повторные периодические замеры обводненности и изменения забойного давления в добывающей скважине, при снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине.

Сущность изобретения

На заключительной стадии разработки купольной нефтяной залежи особое внимание приобретает контроль за обводненностью добываемой пластовой продукции и своевременное реагирование на изменение обводненности. В известных технических решениях отсутствует периодический контроль обводненности и своевременное реагирования на изменение обводненности добываемой пластовой продукции. Вследствие этого нефтеотдача остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации, когда текущая обводненность добываемой пластовой продукции достигает 80 и более % отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Выбирают локальный участок купольной залежи с расположенными на участке по крайней мере одной добывающей и по крайней мере одной нагнетательной скважиной и с разностью гипсометрических отметок между добывающей и нагнетательной скважиной от 3 м и более. Таким образом, интервал перфорации добывающей скважины оказывается выше интервала перфорации нагнетательной скважины на 3 и более м. В добывающей скважине производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования, рассчитанного на обеспечение постоянного дебита, на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток независимо от получающегося дебита. Эксплуатируют добывающую скважину с прежним дебитом. При увеличении обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток. При этом на нагнетательной скважины производят ограничение закачки либо полную остановку скважины. Производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности. При получении результата по снижению обводненности продолжают эксплуатацию в упругом режиме, без запуска влияющей нагнетательной скважины. Производят повторные периодические замеры обводненности и забойного давления в добывающей скважине. При снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине. В результате удается снизить обводненность добываемой пластовой продукции и за счет этого повысить нефтеотдачу залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1800-1920 м, пластовое давление от 14,5 МПа, пластовая температура от 36°С, толщина пласта от 3 до 50 м, пористость не менее 18%, проницаемость от 200 до 1200 мДа, нефтенасыщенность не менее 75%, вязкость нефти не менее 15 мПа·с, плотность нефти 0,86 г/см³. Коллектор - песчаник - глинистый песчаник. Залежь находится в завершающей стадии разработки, текущая обводненность добываемой пластовой продукции составляет не менее 80%.

Выбирают локальный участок купольной залежи с расположенными на участке одной добывающей и двумя нагнетательными скважинами с разностью гипсометрических отметок между добывающими и нагнетательными скважинами от 3 м и более. Таким образом, интервал перфорации добывающей скважины оказывается выше интервала перфорации нагнетательной скважины на 3 и более м. В добывающих скважинах производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования, рассчитанного на обеспечение постоянного дебита, на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток не зависимо от получающегося дебита. Насосное оборудование снабжают частотно регулируемым приводом и системой управления с реле давления. Эксплуатируют добывающие скважины с прежним дебитом, равным 50 м³/сут. Отмечают увеличение обводненности добываемой пластовой продукции. При увеличении обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток от 5 до 30% относительно первоначального времени. При этом на нагнетательных скважинах производят ограничение закачки и/или полную остановку одной скважины. Производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности. При получении результата по снижению обводненности на 5-15% продолжают эксплуатацию в упругом режиме, т.е. без запуска влияющей нагнетательной скважины. Производят повторные периодические замеры обводненности и забойного давления в добывающей скважине. При снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу влияющей нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине. Циклы повторяют. В результате удается снизить обводненность добываемой пластовой продукции и за счет этого повысить нефтеотдачу залежи на 2% с 34 до 36%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.