способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в скважинах, отличающийся тем, что фонд нагнетательных скважин организуют после снижения пластового давления на 15 - 20% после чего в скважинах проводят гидроразрыв пласта, в качестве рабочего агента используют минерализованную воду с нижнего горизонта, залежь разрабатывают в режиме повышения пластового давления до достижения начального пластового давления, после чего разработку ведут в режиме поддержания пластового давления, при достижении фронтом вытеснения добывающих скважин переходят на закачку рабочего агента, содержащего полимер 0,0005 0,0015%-ной концентрации.

Описание изобретения к патенту

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

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

Известный способ применим на нефтяных залежах со средне- и высокопроницаемыми коллекторами. На залежах с низкопроницаемыми коллекторами бывает невозможно освоить нагнетательные скважины вследствие того, что пласт не принимает рабочий агент. По этой причине расходы на бурение нагнетательных скважин бывают неоправданными, а нефтеотдача залежи остается на низком уровне.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в скважинах [2]

Известный способ позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны скважин и добывать нефть из пластов с низкопроницаемым коллектором, однако при этом значительное количество нефти остается неизвлеченным из залежи. В результате нефтеотдачи залежи остается на невысоком уровне.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в скважинах, согласно изобретению, фонд нагнетательных скважин организуют после снижения пластового давления на 15-20% после чего в скважинах проводят гидроразрыв пласта, в качестве рабочего агента используют минерализованную воду с нижнего горизонта, залежь разрабатывают в режиме повышения пластового давления до достижения начального пластового давления, после чего разработку ведут в режиме поддержания пластового давления, при достижении фронтом вытеснения добывающих скважин переходят на закачку рабочего агента, содержащего полимер 0,0005-0,0015%-ной концентрации.

При разработке нефтяной залежи с низкопроницаемыми коллекторами часть извлекаемых запасов остается в залежи, при этом не достигается проектная нефтеотдача. В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

На начальном этапе разработки залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины. При этом быстро окупаются затраты на освоение месторождения. Однако при разработке на естественном режиме снижается пластовое давление, уменьшается энергия пласта, снижаются дебиты добывающих скважин. После снижения пластового давления на 15-20% добыча нефти на естественном режиме становится практически невозможной и наступает период интенсификации разработки залежи и добычи нефти. Для этого организуют фонд нагнетательных скважин переводом части добывающих скважин в нагнетательные или бурением новых скважин. В нагнетательных и добывающих скважинах проводят гидроразрыв пласта, способствующий увеличению проницаемости призабойной зоны скважин. В качестве рабочего агента используют минерализованную воду с нижнего горизонта. Такая вода имеет большую минерализацию, чем пластовая, большую плотность, требует для закачки меньшей мощности, в меньшей степени способствует набуханию глин в пласте. При этом минерализованную воду закачивают в больших объемах, чем отбирают пластовые флюиды. Происходит постепенное повышение пластового давления до достижения начального пластового давления. После этого разработку ведут в режиме поддержания пластового давления. Таким образом возвращаются к наиболее приемлемым режимам разработки нефтяной залежи, то есть при начальном пластовом давлении. При достижении фронтом вытеснения добывающих скважин переходят на закачку рабочего агента, содержащего полимер 0,0005-0,0015%-ной концентрации. При этом увеличивается вязкость рабочего агента и вытеснение нефти из застойных и прочих зон, ранее не охваченных воздействием. В результате конечная нефтеотдача залежи увеличивается на 10-15%

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 давления 11 МПа, пластовая температура 25^oС, параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м³, вязкость 46 мПас, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м³/т, содержание серы 3,64%

Отбирают нефть из залежи через 5 добывающих скважин до достижения пластового давления 8,8-9,3 МПа. Организуют фонд нагнетательных скважин переводом двух добывающих скважин в нагнетательные и бурением трех новых нагнетательных скважин. В нагнетательных и добывающих скважинах проводят гидроразрыв пласта. При этом увеличивается проницаемость призабойной зоны скважин. В качестве рабочего агента через нагнетательные скважины закачивают высокоминерализованную воду, имеющую плотность 1180-1200 кг/м³, извлекаемую водозаборными скважинами с нижнего горизонта. Минерализованную воду закачивают в объеме 150 тыс.м³/год, отбирают пластовые флюиды в объеме 145 тыс. м³/год. Происходит повышение пластового давления до достижения начального пластового давления. После этого разработку ведут в режиме поддержания пластового давления при равенстве объемов закачки и отбора на уровне 150 м³/год. При достижении фронтом вытеснения добывающих скважин переходят на закачку рабочего агента, содержащего полимер, 0,0005-0,0015%-ной концентрации. Нефтеотдача залежи увеличивается на 12%