Способ разработки нефтяной залежи

 

По способу разработки нефтяной залежи скважины размещают по площадной системе заводнения с равным количеством нагнетательных и добывающих скважин. После бурения скважин осуществляют разглинизацию их призабойной зоны. Затем осуществляют закачку раствора поверхностно-активного вещества. Проводят отбор нефти через добывающие скважины. Через нагнетательные скважины закачивают минерализованную воду с нижнего водоносного горизонта. Проводят отбор нефти через добывающие скважины. Плотность сетки скважин определяют по эмпирической формуле: S = 8,2 + 1,5К_прод, где S - плотность сетки скважин, га/скв; К_прод - коэффициент продуктивности скважин, м³/сут·МПа.

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение скважин по площадной системе заводнения, после бурения скважин закачку раствора поверхностно-активного вещества, отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды с нижнего водоносного горизонта [2].

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем размещение скважин по площадной системе заводнения, после бурения скважин закачку раствора поверхностно-активного вещества, отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды с нижнего водоносного горизонта, согласно изобретению после бурения скважин перед закачкой раствора поверхностно-активного вещества осуществляют разглинизацию призабойной зоны скважины, скважины размещают по площадной системе заводнения с равным количеством нагнетательных и добывающих скважин, разбуривают залежь с плотностью сетки скважин, определенной по эмпирической формуле S = 8,2 + 1,5 К_прод, где S - плотность сетки скважин, га/скв; К_прод - коэффициент продуктивности скважин, м³/сут·МПа.

Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

На залежи размещают скважины по площадной системе заводнения с равным количеством нагнетательных и добывающих скважин. Такая система позволяет достичь наиболее полного охвата залежи воздействием по площади. Плотность сетки скважин назначают из условия пропорциональности потенциальной продуктивности коллектора. На основании информации о геологическом строении, коллекторских свойствах пласта, полученных по результатам исследований разведочных скважин и пробуренных ранее рабочих скважин, строят карту равной потенциальной продуктивности пласта. Для этого определяют такие показатели, как дебит, пластовое и забойное давления на скважинах и пр. Исходя из критерия необходимой плотности сетки скважин для различных групп коллекторов зависимость изменения плотности сетки скважин от коэффициента продуктивности определяют по эмпирической формуле S = 8,2 + 1,5 К_прод, где S - плотность сетки скважин, га/скв; К_прод - коэффициент продуктивности скважин, м³/сут·МПа.

Используя эту зависимость, на карте равной потенциальной продуктивности пласта размещают проектные скважины.

После бурения скважин проводят разглинизацию призабойной зоны с ее промывкой раствором поверхностно-активного вещества. Этим достигают максимального восстановления продуктивности призабойной зоны низкопроницаемого коллектора. В дальнейшем достигнутый уровень продуктивности поддерживают, используя в качестве рабочего агента высокоминерализованную воду из нижележащих горизонтов.

Пример. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9%, проницаемость 0,029 мкм², нефтенасыщенность 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4 м, начальное пластовое давление 11 МПа, пластовая температура 25^oС, параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м³, вязкость 46 мПа·с, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м³/т, содержание серы 3,64%.

На залежи размещают скважины по площадной системе заводнения с равным количеством нагнетательных и добывающих скважин, то есть каждая нагнетательная скважина окружена 4 добывающими скважинами и наоборот. Плотность сетки скважин назначают из условия пропорциональности потенциальной продуктивности коллектора. На основании информации о геологическом строении, коллекторских свойствах пласта, полученных по результатам исследований разведочных скважин и пробуренных ранее рабочих скважин, строят карту равной потенциальной продуктивности пласта. Для этого определяют такие показатели, как дебит, пластовое и забойное давления на скважинах и пр. В частности, средний дебит скважин на участке разработки составил от 25 м³/сут, при забойных давлениях порядка от 6 МПа. Коэффициент продуктивности скважин составил К_прод = Q / (Р_пл - Р_заб) = 25 / (11-6) = 5 м³/сут·МПа, где Q - дебит скважины, м³/сут, Р_пл - пластовое давление, МПа,
Р_заб - забойное давление в скважине, МПа.

Исходя из критерия необходимой плотности сетки скважин для различных групп коллектора, по зависимости изменения плотности сетки скважин от коэффициента продуктивности определяют плотность сетки скважин для данных условий. Используя эту зависимость, на карте равной потенциальной продуктивности пласта размещают проектные скважины. При этом плотность сетки скважин составила 15,7 га/скв.

Для условий, когда коэффициент продуктивности равен 2, плотность сетки скважин составляет 11,2 га/скв.

Для условий, когда коэффициент продуктивности равен 10, плотность сетки скважин составляет 23,2 га/скв.

После бурения скважин проводят разглинизацию призабойной зоны закачкой раствора гидрокарбоната натрия. Затем закачивают оторочку 1%-ного раствора поверхностно-активного вещества АФ-12. Продолжительность разглинизации и закачки раствора поверхностно-активного вещества определяются в зависимости от снижения давления нагнетания менее 10-13 МПа на устье скважины. В каждую скважину в среднем закачано 50-100 т реагентов за 3-4 сут работы по освоению скважин. В качестве рабочего агента используют высокоминерализованную воду плотностью 1180-1200 кг/м³ из нижележащих горизонтов, извлекаемую водозаборными скважинами. Максимальная приемистость нагнетательных скважин, достигнутая в процессе освоения составляет 350 м³/сут. Через 15 добывающих скважин отбирают нефть, через 15 нагнетательных скважин закачивают рабочий агент. В результате разработки коэффициент нефтеотдачи залежи повысился на 10% и составил 0,35.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение скважин по площадной системе заводнения, после бурения скважин закачку раствора поверхностно-активного вещества, отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины минерализованной воды с нижнего водоносного горизонта, отличающийся тем, что после бурения скважин перед закачкой раствора поверхностно-активного вещества осуществляют разглинизацию призабойной зоны скважины, скважины размещают по площадной системе заводнения с равным количеством нагнетательных и добывающих скважин, разбуривают залежь с плотностью сетки скважин, определенной по эмпирической формуле
S = 8,2 + 1,5 К_прод,
где S - плотность сетки скважин, га/скв;
К_прод - коэффициент продуктивности скважин, м³/сут · МПа.