Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в циклическом режиме. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. По способу ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин. После недлительного простоя, до 10 часов, определение приемистости проводят не ранее чем через 3 часа. После длительного простоя, порядка 10-15 суток, определение приемистости проводят не ранее, чем через 2 суток. При повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м³/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес циклический режим до возвращения к прежней приемистости. Малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м³/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости. После этого скважины вновь переводят на постоянный режим закачки.

 

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов (М.А.Жданов. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1970, с.307-309).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. При этом определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин, скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым, скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым. Группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину. При циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно, а цикл закачки назначают следующим: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка (Патент РФ №2303126, опубл. 2007.07.20 - прототип).

Недостатками способа являются низкая нефтеотдача залежи.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин, согласно изобретению замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 4 часов определение приемистости проводят не ранее чем через 3 часа, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м³/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м³/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки.

Признаками изобретения являются:

1. отбор нефти через добывающие скважины;

2. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме;

3. определение приемистости нагнетательных скважин;

4. учет приемистости при назначении режимов работы нагнетательных скважин;

5. проведение замеров приемистости и давления закачки на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин;

6. для скважин после недлительного простоя до 4 часов определение приемистости не ранее чем через 3 часа, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости не ранее чем через 2 суток;

7. при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м³/сут, работающих в постоянном режиме, выполнение их перевода на кратковременный до 1-4 мес циклический режим до возвращения к прежней приемистости;

8. перевод малоприемистых нагнетательных скважин, работающих в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м³/сут, на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости;

9. вновь перевод скважин на постоянный режим закачки.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Неточный режим работы нагнетательной скважины приводит к перерасходу рабочего агента, прорывам рабочего агента к добывающим скважинам, заводнению залежи и захоронению запасов в пластах или к снижению пластового давления и к недоизвлечению запасов нефти. Все это отрицательным образом влияет на нефтеотдачу залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и определение приемистости нагнетательных скважин. Замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин. Установление постоянного режима для каждой скважины индивидуально и определяется периодическими замерами приемистости после каких-либо остановок скважин. Однако обобщенно можно сделать следующий вывод. После недлительного простоя до 10 часов определение приемистости проводят не ранее чем через 3 часа, а после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее чем через 2 суток (как правило, через 2-5 сут). Эти цифры (до 10 часов и 10-15 сут) являются наиболее характерными. Как правило, все нагнетательные скважины имеют малые остановки порядка 2-10 часов, что связано с текущей работой кустовой насосной станции (КНС), наличием пиковых нагрузок, перераспределением закачек между скважинами и т.п. Кроме того, нагнетательные скважины могут работать с длительными простоями порядка 10-15 суток, что связано с циклической работой скважин, а режим 10-15 суток является типичным режимом циклического заводнения.

Выявлена закономерность, согласно которой для скважин с приемистостью более 40 м³/сут, работающих в постоянном режиме, перевод на кратковременный до 1-4 мес циклический режим приводит к снижению их приемистости, а для малоприемистых скважин, работающих в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м³/сут, перевод на кратковременный циклический режим работы приводит к повышению их приемистости. Циклический режим работы включает, как правило, 10-20 сут закачку и 10-20 сут остановку скважины. В соответствии с этим рекомендовано при разработке залежи изменять соответствующим образом режимы работы нагнетательных скважин. После чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки. Этим сохраняют пластовое давление, исключают перерасход рабочего агента, уменьшают долю прорывов рабочего агента к добывающим скважинам, что положительно сказывается на нефтеотдаче залежи.

Улучшенная приемистость позволяет повысить охват залежи воздействием, за счет чего повысить нефтеотдачу залежи, снизить давление закачки, что положительно отражается на себестоимости добываемой продукции.

Останавливая закачку, мы снижаем забойное давление. При продолжающемся отборе жидкости общий объем трещиноватости может снизиться, некоторые поры и трещины в продуктивном пласте могут сомкнуться.

Абсолютно установившего режима закачки, тем более в условиях неоднородного пласта, не может быть. Нагнетательные скважины при закачке от КНС могут вести себя абсолютно нелогично. При неизменном давлении расход может и повышаться и понижаться. В некоторых случаях при повышении давления расход уменьшается. На пласт действуют разные силы и факторы, поэтому отбор никогда не будет абсолютно равен закачке. При изменении давления меняется общий объем трещин, на работу одной нагнетательной скважины влияет работа соседних нагнетательных скважин и т.п.

После длительной остановки КНС и запуска скважин в работу потребуется значительное время, чтобы восстановилась гидродинамическая связь в пласте, которая в низкопроницаемых пластах может быть утеряна и после сравнительно короткой остановки КНС.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1147,5 м, глубина водонефтяного контакта 1000 м, пластовое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28°C, пористость 16%, проницаемость 0,171 мкм², нефтенасыщенность 0,8, вязкость нефти в пластовых условиях 1,8 МПа·с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,916 г/см³, давление насыщения 5 МПа, газовый фактор 3,557 м³/т, коллектор - поровый. Проницаемость пластов колеблется от 0,176 до 0,083 мкм². Балансовые запасы колеблются по пластам от 17000 до 100000 тыс.т.

Закачивают рабочий агент - пластовую воду через 180 нагнетательных скважин, отбирают продукцию (нефть) через 600 добывающих скважин.

Половина нагнетательных скважин работает в постоянном режиме, другая половина - в циклическом режиме 15 сут закачка - 15 сут остановка.

Для каждой нагнетательной скважины определяют время установления постоянного режима работы скважины после типичных для данной скважины простоев. Для этого после возобновления закачки через равные промежутки времени, например через 5 мин при недлительных простоях и через 1 час при длительных простоях, замеряют приемистость. Фиксируют время, когда приемистость становится постоянной. Этот режим работы скважины считают постоянным.

Далее при эксплуатации каждой скважины периодически замеряют приемистость. При выявлении повышения приемистости нагнетательной скважины с рабочей приемистостью более 40 м³/сут, работающей в постоянном режиме, на величину более 20% от постоянного режима, переводят скважину на циклический режим 15 сут закачка - 15 сут остановка. Ожидают снижения приемистости до постоянного уровня, после чего скважину вновь переводят на постоянный режим закачки.

Для малоприемистых нагнетательных скважин с приемистостью 15-20 м³/сут, работающих в постоянном режиме закачки, выполняют циклический режим закачки рабочего агента 15 сут закачка - 15 сут остановка до улучшения их приемистости до 25-30 м³/сут, а затем снова переводят на постоянный режим закачки, который длительное время сохраняется на скважине.

В результате нефтеотдача залежи возросла на 1,2%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин, отличающийся тем, что замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 10 ч определение приемистости проводят не ранее, чем через 3 ч, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее, чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м³/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м³/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки.