Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

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

Известен способ закачки вытесняющего агента в скважину, согласно которому вблизи нагнетательной скважины в специальном шурфе размещают погружной центробежный насос. Всасывающая часть насоса связана с трубопроводом водоисточника, а выкидная линия - с нагнетательной скважиной. Подачу рабочего агента к насосу осуществляют по низконапорным коммуникациям (патент РФ №2079640, кл. Е21В 43/20, опублик. 20.05.1997).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП), включающий проведение на первом этапе разработки ГРП во всех добывающих скважинах. Одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при ГРП, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту. При снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят ГРП во всех нагнетательных скважинах, при этом сразу же после проведения ГРП в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости. При падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений, в них осуществляют повторный ГРП (патент РФ №2496001, опублик. 20.10.2013 - прототип).

Известные технические решения не позволяют разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение ГРП в добывающей скважине, согласно изобретению до проведения ГРП в добывающей скважине разрабатывают нефтяную залежь с поддержанием оптимальной компенсации отбора, после ГРП эксплуатируют добывающую скважину с повышенным дебитом, до изменения оптимальной компенсации отбора вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки, добиваются оптимальной компенсации отбора, продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи мало внимания обращают на соотношение объемов закачиваемого через нагнетательные скважины рабочего агента и объемов отбираемой пластовой продукции через добывающие скважины. Между тем длительное отклонение от оптимальной компенсации отбора приводит к изменению пластового давления, преждевременной обводненности пластовой продукции или недоборам нефти. И в том, и в другом случае снижается нефтеотдача залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Поддерживают пластовое давление в зоне отбора сохранением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента. Оптимальным считают компенсацию отбора на уровне 110-125%.

При снижении дебита в добывающей скважине проводят ГРП. Дебит скважины возрастает, но при этом снижается компенсация отбора, иногда весьма значительно до 80-90%. Такое изменение мало влияет на нефтеотдачу в первое время, однако при достижении фронта изменения пластового давления от добывающей скважины до нагнетательной и при последующем увеличении давления закачки в нагнетательной скважине возникает вероятность образования, так называемого, языка обводнения, наблюдается интенсивное продвижение рабочего агента по своего рода коридору к добывающей скважине в обход нефтенасыщенных зон залежи, возникает туннельный эффект распространения рабочего агента. Нефть остается захороненной в залежи.

Решение проблемы в том, что до изменения оптимальной компенсации отбора, определяемой при достижении фронта изменения пластового давления от добывающей скважины до нагнетательной, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки. Повышенное пластовое давление от нагнетательной скважины распределяется по залежи еще до достижения фронта пониженного давления от добывающей скважины. В зоне повышенного давления оказываются прочие добывающие скважины, что интенсифицирует добычу пластовой продукции. Добиваются оптимальной компенсации отбора, продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора. В результате нефтеотдача залежи возрастает.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1800-2200 м, пластовое давление от 12 до 18 МПа, пластовая температура от 34°С, толщина пласта от 2 до 12 м, пористость от 5 до 30%, проницаемость от 5 до 2500 мДа, нефтенасыщенность от 60-95%, вязкость нефти в поверхностных условиях ~ 20 мПа*с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,86 г/см³. Коллектор - алевролит и/или глинистый песчаник. Участок залежи с 1 нагнетательной скважиной и 3 добывающими скважинами разрабатывают заводнением с закачкой пластовой воды в качестве рабочего агента и отбором пластовой продукции через добывающие скважины.

Объем закачки через нагнетательную скважину составляет 50 м³/сут. Объем отбора пластовой продукции по участку через 3 добывающие скважины составляет 40 м³/сут. Компенсация отбора составляет 50/40*100%=125%. В добывающей скважине с наименьшим дебитом проводят ГРП. Дебит скважины увеличился с 10 до 20 м³/сут. Пластовое давление в зоне влияния добывающей скважины снижается. Компенсация отбора по зоне вблизи добывающей скважины составляет 50/50*100%=100%.

Эксплуатируют добывающую скважину с повышенным дебитом. До изменения оптимальной компенсации отбора по участку через 1 месяц вблизи нагнетательной скважины организуют шурф с насосом повышенного давления закачки и закачивают рабочий агент из шурфа в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки порядка 20 МПа вместо 12 МПа с объемом закачки порядка 62-63 м³/сут. Тем самым добиваются оптимальной компенсации отбора 125%. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора.

В результате по участку залежи нефтеотдача возросла на 2,3% и составила 31%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.