способ разработки нефтяной залежи с высокой начальной водонасыщенностью

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи с высокой начальной водонасыщенностью, включающий отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что для скважин устанавливают значения забойного давления, при котором в скважине вместе с нефтью начинает поступать связанная вода, а отбор нефти производят при забойном давлении выше установленного значения.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при снижении забойного давления ниже установленного добывающие скважины останавливают, восстанавливают забойное давление выше установленного и возобновляют отбор нефти.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что отбор нефти производят через горизонтальные скважины, скважины после гидроразрыва или после обработки призабойной зоны.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, характеризующимися изначально высокой водонасыщенностью пор, т. е. содержащими остаточную (связанную), оставшуюся в залежи со времен ее образования.

Известен способ разработки нефтяной залежи [1]

Недостатком этого способа является низкая нефтеотдача за счет быстрого обводнения добывающих скважин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи с высокой начальной водонасыщенностью, включающий отбор нефти через добывающие скважины [2]

Недостатком этого способа является недостаточная нефтеотдача за счет преждевременного обводнения добывающих скважин.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с высокой начальной водонасыщенностью, включающем отбор нефти через добывающие скважины, для скважин устанавливают значение забойного давления, при котором в скважины вместе с нефтью начинает поступать связанная вода, а отбор нефти производят при забойном давлении выше установленного значения.

При снижении забойного давления ниже установленного можно остановить добывающие скважины, восстановить забойное давление выше установленного и возобновить отбор нефти.

Отбор нефти можно производить через горизонтальные скважины, скважины после гидроразрыва или после обработки призабойной зоны.

Состояние остаточной воды в нефтяном и коллекторе определяется физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей. Эта вода в пласте может находиться в различных видах. Как показали исследования экспериментаторов, вода не всегда располагается сплошной пленкой между нефтью и твердой фазой (коллектором). Значительная часть остаточной воды находится в узких капиллярных каналах и дисперсной структуре и удерживается там капиллярными силами.

Экспериментально получено, что с уменьшением проницаемости коллектора содержание остаточной (связанной) воды, особенно в капиллярах, увеличивается и может достигать 70% Например, это свойственно продуктивным пластам месторождений Западной Сибири.

При разработке таких месторождений обводненность добываемой продукции и коэффициент нефтеотдачи зависят как от технологии воздействия на пласт, так и от величины снижения забойного давления на добывающих скважинах и величины повышения забойного давления на нагнетательных скважинах.

По мере снижения давления в пласте все большее количество остаточной (связанной) воды становится подвижной в связи с тем, что преодолеваются капиллярные силы, удерживающие эту воду.

При эксплуатации скважины создается перепад между начальным пластовым и текущим забойным давлением. По мере отбора нефти в низкопроницаемом коллекторе забойное давление резко падает, следовательно растет депрессия на пласт. В тот момент, когда депрессия уравновесит и даже превысит величину капиллярных сил, удерживающих связанную воду в капиллярах, начнется интенсивный массообмен между порами, в которых находится вода, и порами, в которых находится нефть. В зонах активной фильтрации до 20% порового объема, занятого нефтью, может заместиться водой. Часть капилляров, в которых содержалась вода, заполняется нефтью. Эта нефть большей частью становится неизвлекаемой. Остаточная вода становится подвижной и перемещается к скважине. Происходит интенсивное обводнение добываемой продукции.

Согласно изобретению в скважинах проводят гидродинамические исследования в широком диапазоне депрессий, строят индикаторные диаграммы и устанавливают значение забойного давления, при котором в скважину вместе с нефтью начинает поступать связанная вода, изначально содержащаяся в порах пласта-коллектора. Исходя из этого устанавливают технологический режим добывающих скважин, т.е. отбор нефти производят при забойном давлении выше установленного давления, при котором в скважину вместе с нефтью начинает поступать вода.

В тех случаях, когда до реализации изобретения забойное давление в добывающих скважинах упало ниже давления, при котором вместе с нефтью в скважину начинает поступать вода, скважины останавливают для восстановления забойного давления. При остановке скважин происходит самопроизвольное восстановление забойного давление практически до пластового или же восстановить забойное давление можно, например, путем закачки в нагнетательные скважины рабочего агента. После восстановления забойного давления скважину вновь запускают в эксплуатацию до снижения забойного давления до установленного. Далее цикл повторяется. Таким образом, при такой периодической эксплуатации (особенно при остановке скважины до момента появления воды) из скважины можно добывать безводную нефть.

Для интенсификации добычи безводной нефти (в связи с необходимостью поддержания забойного давления не ниже установленного) на скважинах можно произвести обработку призабойной зоны или гидроразрыв. Тогда при высоком забойном давлении можно получать большой отбор нефти из скважины.

Также в качестве добывающих использовать горизонтальные скважины, последние в равных условиях эксплуатации имеют в 3 5 раз большую продуктивность по сравнению с вертикальными. Поэтому при их эксплуатации при высоком забойном давлении возможно получать добычу нефти выше, чем из вертикальных.

П р и м е р 1. Из залежи нефти площадью 97283 м² c терригенным коллектором проницаемостью 5 200 мД, с начальной водонасыщенностью 50% отбирают нефть через 90 добывающих скважин. Продуктивный пласт расположен на глубине 2600 м, имеет толщину 8 м, пластовая температура составляет 80^o С, пластовое давление 25,0 МПа, вязкость пластовой нефти 0,90 сПз, плотность нефти в пластовых условиях 0,733 г/см³. Залежь не имеет подошвенной воды.

В добывающих скважинах провели гидродинамические исследования в широком диапазоне депрессии, затем на основании этих исследований построили индикаторные диаграммы и потом по этим диаграммами определяли забойное давление, при котором в скважину вместе с нефтью начинает поступать вода. Для описанной залежи это забойное давление составило 19,5 МПа.

Отбор нефти из залежи производили при забойном давлении 20,0 МПа.

На таком режиме залежь разрабатывали в течение 2 лет, при этом добывали 6000 т безводной нефти на одной добывающей скважине.

П р и м е р 2. На залежи, описанной в примере 1, произвели добычу нефти как описано в прототипе. Т.е. отбор нефти осуществляли при забойном давлении 15 МПа. Это давление ниже забойного давления, при котором в скважине вместе с нефтью начинает поступать связанная вода. За 2 года разработки при таком режиме эксплуатации было добыто 3000 т нефти и 3000 т воды.

П р и м е р 3. Залежь, описанная в примере 1, разрабатывалась в течение 7 месяцев на естественном режиме. На 8 месяц разработки в продукции скважины вместе с нефтью появилась вода. Через год разработки залежи на естественном режиме забойное давление составляло 12 МПа, т.е. было ниже забойного давления, при котором в скважину вместе с нефтью начинает поступать связанная вода.

Тогда отбор нефти прекратили. Через 5 месяцев забойное давление восстановилось до 24 МПа, а затем возобновили отбор нефти.

Через 6 месяцев забойное давление упало до 19,5 МПа. Тогда скважину вновь остановили и при восстановлении забойного давления до 23 МПа скважину запустили в эксплуатацию. Далее скважину периодически останавливали и запускали в работу. За 2 года разработки на таком режиме на одной добывающей скважины было отобрано 45000 тонн безводной нефти.

П р и м е р 4. На залежи, описанной в примере 1, пробурена горизонтальная добывающая скважина с протяженностью горизонтального ствола в продуктивном пласте 300 м. За 2 года разработки залежи на режиме эксплуатации скважины с забойным давлением 20,0 МПа из добывающей скважины при дебите 40 м² было отобрано 24000 т безводной нефти.

П р и м е р 5. На залежи, описанной в примере 1, в добывающей скважине был проведен гидроразрыв пласта, после чего дебит скважины увеличился до 20 м³/сут. За 2 года разработки залежи на режиме эксплуатации скважины с забойным давлением 20 МПа из добывающей скважины было отобрано 12000т безводной нефти.

В случае обработки призабойной зоны скважины, например, соляной кислотой результаты аналогичны приведенным в примере 5.

Преимуществом предлагаемого технического решения по сравнению с прототипом является увеличение нефтеотдачи, о чем свидетельствуют значения отбора нефти в приведенных примерах.