Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти. Способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодический отбор продукции через добывающие скважины. Периодический отбор продукции через добывающие скважины ведут через, по крайней мере, одну добывающую скважину. Для выбора скважины ее останавливают и замеряют затрубное давление. При возрастании затрубного давления на 1-2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме работа - остановка. При этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5-2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5-2,0 раза.

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отбора продукции из добывающих скважин (М. Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М. : Недра, 1985. - С. 85).

Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и большой отбор попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.

Известен способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин и создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта ("Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России". Абдулмазитов Р. Г. и др. - М. : ВНИИОЭНГ, 1996, т. 1, с. 67).

Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность. Объясняется это тем, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т. к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает фильтрационное сопротивление воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водонефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой добывающей скважины и периодический отбор нефти (патент РФ N 2138625, кл. E 21 B 43/20, опубл. 1999 г. - прототип).

Недостатком способа является низкий темп отбора нефти из-за снижения эффективности способа со временем. Объясняется это тем, что работающая нефтенасыщенная толщина кровельной части пласта, отдающая нефть, становится незначительной из-за несовершенства вскрытия пласта, ориентированного на высокопроницаемый коллектор.

В изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодический отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению периодический отбор продукции через добывающие скважины ведут через, по крайней мере, одну добывающую скважину, для выбора скважины ее останавливают и замеряют затрубное давление, при возрастании затрубного давления на 1 - 2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме: работа - остановка, при этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза.

Признаками изобретения являются: 1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; 2. периодический отбор продукции через добывающие скважины; 3. проведение периодического отбора продукции через, по крайней мере, одну добывающую скважину; 4. для выбора скважины проведение ее остановки и замера затрубного давления; 5. при возрастании затрубного давления на 1 - 2 МПа проведение периодического отбора продукции в циклическом режиме: работа - остановка; 6. остановка скважины при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза; 7. запуск в работу скважины при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 7 являются существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

При разработке нефтяной залежи на поздней стадии темп выработки запасов нефти становится весьма низким. В предложенном способе решается задача повышения темпов отбора нефти.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Участок залежи, имеющий обводненный пласт с остаточными запасами нефти, эксплуатируют добывающими и нагнетательными скважинами. Эксплуатацию участка ведут при пластовом давлении, равном гидродинамическому, механизированным способом. В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин, определяют параметры пласта и насыщающих их флюидов. Замеряют пластовое давление. Отбирают пробы продукции скважин. Добывающую скважину останавливают и замеряют затрубное давление. Возрастание затрубного давления свидетельствует о наличии нефти в пласте и о целесообразности эксплуатации скважины в циклическом режиме. Газ, выделяющийся из нефти, скапливается в затрубье и повышает затрубное давление. При возрастании затрубного давления на 1 - 2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме: работа - остановка. При этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза. Снижение затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза свидетельствует об отборе основной части нефти из подошедшего фронта и о начале добычи главным образом воды. Возрастание затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза свидетельствует об осаждении конусов воды в околоскважинной зоне и о возможности начала отбора нефти. Время, необходимое на накопление нефти зависит от коллекторских и физико-химических свойств пласта и нефтей, соотношения удельных весов нефти и воды. Конкретные величины времени накопления нефти определяют в промысловых условиях. Охват пласта заводнением возрастает с повышением темпов отбора нефти. Приток нефти в скважину увеличивается.

Пример конкретного выполнения.

Участок обводненной нефтяной залежи эксплуатируют тремя добывающими скважинами. Отбирают продукцию пласта с 87%-ной обводненностью. Нефть имеет низкое газосодержание 50 м³/т. Удельный вес нефти равен 865 кг/м³. Залежь разрабатывают на естественном режиме. Нефтенасыщенная толщина составляет 4 м.

Для подключения в активную разработку нефтенасыщенной части пласта добывающую скважину останавливают и замеряют затрубное давление. Через 10 сут отмечено возрастание затрубного давления на 1 МПа. Из скважины организуют периодический отбор продукции в циклическом режиме: работа - остановка. При этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза, т. е. до затрубного давления 0,5 - 0,65 МПа, и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза, т. е. до давления 1 МПа. Производят отбор нефти. Годовой отбор нефти увеличился с 3000 до 4200 т. Темп отбора нефти возрос с 0,9 до 1,1% от балансовых запасов.

Применение предложенного способа позволит повысить темп отбора нефти.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодический отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что периодический отбор продукции через добывающие скважины ведут через, по крайней мере, одну добывающую скважину, для выбора скважины ее останавливают и замеряют затрубное давление, при возрастании затрубного давления на 1-2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме работа - остановка, при этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5-2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5-2,0 раза.