способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор жидкости из добывающих скважин и виброволновое воздействие на призабойные зоны нагнетательных скважин, отличающийся тем, что виброволновое воздействие осуществляют перед закачкой вытесняющего агента, а закачку проводят до повышения давления в пласте не менее чем на 10 20% по сравнению с начальным значением, после чего производят периодически остановку и возобновление закачки вытесняющего агента в пласт, при этом продолжительность полуцикла закачки определяют в соответствии с выражением



где t время полуцикла закачки, с;

l расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями, м;

x средняя пьезопроводность незаводненного пласта, м²/с.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в применении метода циклической закачки, осуществляемый при периодических изменениях давления (расхода) нагнетаемой и закачиваемой жидкости [1]

Недостатком известного способа является невысокая его эффективность при использовании в неоднородном пласте.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи с использованием виброволнового воздействия на призабойную зону скважин с помощью вибраторов, создающих колебания давления в скважине различной частоты и амплитуды [2]

Недостатком известного способа является незначительный прирост нефтеотдачи при его использовании в низкопроницаемых пластах.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата пласта заводнением и подключения в разработку низкопроницаемых пропластков.

Цель достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор жидкости из добывающих скважин и виброволновое воздействие на призабойные зоны нагнетательных скважин, виброволновое воздействие осуществляют перед закачкой вытесняющего агента, а закачку проводят до повышения давления в пласте не менее, чем на 10-20% по сравнению с начальным значением, после чего производят периодически остановку и возобновление закачки вытесняющего агента в пласт, при этом продолжительность полуцикла закачки определяют в соответствии с выражением

t=l²/2x, (1) где t время полуцикла закачки, с;

l расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями, м;

х средняя пьезопроводность незаводненного пласта, м²/с.

Способ осуществляют следующим образом.

Сначала проводят виброволновое воздействие на призабойные зоны всех нагнетательных скважин залежи с помощью вибраторов.

Потом пускают нагнетательные скважины в работу и ведут закачку вытесняющего агента до тех пор, пока давление в пласте не возрастет на 10-20% по сравнению с давлением, существовавшим до проведения виброволнового воздействия.

После этого по формуле (1) определяют продолжительность полуцикла закачки вытесняющего агента и проводят периодически остановку и пуск закачки во все нагнетательные скважины.

Обработка призабойных зон нагнетательных скважин с использованием вибраторов приведет к восстановлению первоначальной проницаемости за счет очистки забоев от механических, химических примесей, присутствующих в закачиваемой воде.

Последующая закачка воды в нагнетательные скважины будет сопровождаться увеличением их приемистости, что приведет к увеличению охвата пласта заводнением по толщине.

Закачку воды продолжают до момента возрастания давления в пласте на 10-20% по сравнению с давлением, замеренным до проведения виброволнового воздействия для обеспечения достаточного энергетического ресурса и проведения периодической остановки и возобновления заводнения.

Периодическая закачка будет способствовать вовлечению в разработку низкопроницаемых пропластков.

Данный способ разработки был опробован на залежи пласта В₁, имеющей следующие геолого-физические параметры: глубина залегания пласта 2410 м; нефтенасыщенная толщина 9,8 м; пористость 12% проницаемость 0,024 мкм²; пластовое давление: начальное 27,5 МПа; текущее 20,8 МПа; давление насыщения 5,9 МПа; вязкость нефти в пластовых условиях 3,1 МПас; фонд скважин: добывающих 16 ед. нагнетательных 8 ед.

Сначала произвели обработку призабойных зон всех нагнетательных скважин с помощью гидравлических вибраторов, установленных против интервалов перфорации на насосно-компрессорных трубах. Подача жидкости на вибратор осуществлялась агрегатом ЦА-320 в течение 4-6 ч с расходом 5 л/с. После обработок среднесуточная приемистость 1 нагнетательной скважины возросла с 61 до 103 м³/сут.

Закачку воды вели до тех пор, пока давление в пласте не возросло на 11% (стало равным 23,1 МПа против 20,8 МПа до проведения вибровоздействия). За счет этого возросли динамические уровни в добывающих скважинах с 1000 до 800-850 м.

Далее определили продолжительность полуцикла закачки по формуле (1): при l=500 м, х=0,1 м²/с; t=(500)²/2x0,1=12500000 15 (сут).

Время полуцикла закачки оказалось равным 15 сут.

В первом полуцикле, равном 15 сут, остановили работу всех нагнетательных скважин.

Во втором полуцикле в течение 15 сут закачивали воду во все нагнетательные скважины.

Эффективность от проведения предложенного способа составила 20,6% от всей годовой добычи нефти по залежи. Сравнение профилей приемистости, снятых до и после проведения мероприятия, показало, что в процесс разработки вовлеклись новые пропластки.